К вопросу актуальности и необходимости автоматического координированного управления напряжением в магистральных сетях

Page 1

Page 2

управление сетями

К вопросу актуальности
и необходимости автоматического
координированного управления
напряжением в магистральных
сетях

УДК 621.316.722

статье

рассматриваются

перспективы

применения

магистральных

сетях

системы

координированного

автоматического

управления

напряжением

анализируется

текущее

состояние

магистральных

сетей

отечественная

практика

регулирования

напряжения

кратко

описывается

зарубежный

подход

управлению

напряжением

обосновывается

необходимость

системы

управле

ния

напряжением

оцениваются

проблемы

на

пути

внедрения

отечественной

энерго

системе

Закутский

аспирант кафедры ЭЭС

ФГБОУ ВО «НИУ «МЭИ»

Гаджиев

к.т.н., заведующий НИЛ

АРС ФГБОУ ВО «НИУ

«МЭИ»

Ключевые

слова

управление напряжением,

оптимизация, регули-

рование, компенсация

реактивной мощности,

магистральные сети,

электроэнергетическая

система

правление напряжением становится все более актуальной

задачей по мере усложнения электроэнергетических сис-

тем (ЭЭС), увеличения передаваемой мощности, подключе-

ния различных видов генерации к высоким уровням напря-

жения, в том числе и возобновляемых источников энергии (ВИЭ).

Зачастую многие системные операторы (СО) используют в своей

практике так называемое «ручное» регулирование напряжения, что

подразумевает собой прогнозирование требуемых резервов реак-

тивной мощности, составление прогнозных графиков напряжения

в узлах энергосистемы, расчет уставок АРВ генераторов, устройств

регулирования под нагрузкой (РПН) трансформаторов и средств

компенсации реактивной мощности (СКРМ или FACTS — Flexible

Alternating Current Transmission System). Данный подход не являет-

ся подходящим для современных ЭЭС, потому как зачастую про-

гнозные значения отличаются от реальных ввиду вышеупомянутой

тенденции к усложнению ЭЭС [1]. Поэтому внедрение и развитие

систем автоматического координированного управления напряже-

нием и реактивной мощностью в ЭЭС является важным и перспек-

тивным направлением как для регулятора в лице СО, так и для се-

тевых компаний.

Система автоматического координированного управления на-

пряжением должна обеспечивать надежную, бесперебойную и эко-

номичную работу ЭЭС посредством:

– поддержания допустимых уровней напряжения с учетом ограни-

чений статической и динамической устойчивости;

– обеспечения необходимого резерва реактивной мощности;

– координации работы АРВ генераторов, РПН трансформаторов,

СКРМ и других устройств;

– оптимизации режима по реактивной мощности.

В данной статье рассматриваются перспективы применения

в магистральных сетях системы координированного автоматиче-

ского управления напряжением: анализируется текущее состояние

магистральных сетей и отечественная практика регулирования на-

пряжения, кратко описывается зарубежный подход к управлению

напряжением, обосновывается необходимость системы управ-

ления напряжением и оцениваются проблемы на пути внедрения

в оте чественной энергосистеме.

Page 3

Рис

. 1.

Протяженность

линий

электропередачи

по

клас

сам

напряжения

тыс

км

[2]

≥ 500 кВ

275–420 кВ

200–240 кВ

1xx кВ

<100 кВ

Рис

. 2.

Доля

потерь

электроэнергии

объему

передан

ной

электроэнергии

[2]

ОСОБЕННОСТИ

МАГИСТРАЛЬНЫХ

СЕТЕЙ

ЕЭС

РОССИИ

В России эксплуатацию магистральных сетей

осуществляет ПАО «ФСК ЕЭС» на правах есте-

ственной монополии. Структура магистральных

сетей в России уникальна ввиду особенностей

расположения крупных генерирующих объектов,

разнесенных по территории страны. В определен-

ных режимах энергосистемы могут наблюдаться

значительные перетоки мощности из одной части

энергосистемы в другие по межсистемным свя-

зям. К примеру, в определенных режимных ситу-

ациях, когда наблюдается пиковое потребление

в Центральной и Северо-Западной части России,

усиливается переток мощности по межсистемным

связям из Сибири, где имеется большое количе-

ство гидростанций с высокой установленной мощ-

ностью. Поэтому исторически сложилось так, что

ПАО «ФСК ЕЭС» (FSK UES/FGC UES) имеет одну

из наиболее протяженных сетей электропередачи

среди представленной выборки зарубежных ком-

паний-операторов магистральных электрических

сетей (рисунок 1): Fingrid (Финляндия), National Grid

Electricity Transmission — NGET (Англия и Уэльс),

Red Eléctrica de España — REE (Испания), Réseau

de Transport d'Électricité — RTE (Франция), Statnett

(Норвегия), Svenska kraftnät — SvK (Швеция), Terna

(Италия) [2].

Однако при большой протяженности маги-

стральных сетей линии в определенных режимах

работы сети оказываются недогруженными, о чем

свидетельствуют данные, представленные в [2].

ПАО «ФСК ЕЭС» занимает последнее место сре-

ди представленной выборки сетевых компаний

по показателю загруженности сети электропере-

дачи — объему отпуска электроэнергии к полной

мощности, нормируемой по протяженности сетей

электропередачи компании с различными класса-

ми напряжения, МВт•ч/МВА/км.

При малой загруженности и большой протя-

женности магистральных линий электропередачи

ПАО «ФСК ЕЭС» занимает третье место по доле

потерь электроэнергии к объему переданной элек-

троэнергии (рисунок 2).

Данные показатели обусловлены режимными си-

туациями, при которых протяженные высоковольт-

ные незагруженные линии генерируют реактивную

мощность, называемую зарядной, так как обладают

емкостью относительно земли.

Объем генерируемой реактивной мощности для

бесконечно малого элементарного участка



иде-

альной линии (погонное активное сопротивление

= 0) при номинальном напряжении определяется

по формуле (1):

зар

ном

· b



(1)

где

ном

— номинальное междуфазное напряжение;

— удельная емкостная проводимость линии.

Как видно из формулы, при увеличении длины

рассматриваемого участка (длины линии), зарядная

мощность возрастает прямо пропорционально. За-

рядная мощность не зависит от передаваемой мощ-

ности по линии.

Наиболее экономичным режимом работы счита-

ется такой режим, при котором зарядная мощность

компенсируется потерями реактивной мощности

в линии, величина которых может быть рассчитана

по формуле (2):



· x



(2)

где

— ток участка;

— погонное реактивное сопро-

тивление линии.

Мощность линии, при которой обеспечивается

равенство потерь и зарядной мощности (∆

зар

называют натуральной мощностью. Таким образом,

натуральная мощность может найдена из данного

условия [3]:

∆

–

зар

= 0,

(3)

· x



–

ном

· b



= 0,

(4)

__________

ном

/ √(

) =

нат

(5)

_________

Величину

= √(

) называют волновым сопро-

тивлением линии. Преобразуя линейный натураль-

ный ток линии

нат

в фазный и, умножив обе части

выражения (5) на

ном

, получим выражение для на-

туральной мощности линии:

нат

ном

(6)

Как видно из (6), натуральная мощность зависит

от волнового сопротивления и напряжения линии

№

6 (63) 2020

Page 4

Табл. 1. Количество

подстанций с СКРМ различных типов

Подстан-

ции

Номинальное напряжение, кВ

Итого

220

330

500

750

Всего

648

123

849

Без СКРМ

561

658

ШР

УШР

БСК

СТК

СК

АСК

СТАТКОМ

Рис

. 3.

Пример

графика

напряжения

контрольном

пункте

для

линии

электропередачи

500

кВ

[5]

(в данном случае формулы выведены для

ном

) и не

зависит от передаваемой мощности.

Составить полную картину относительно фак-

тических перетоков реактивной мощности и ком-

пенсации зарядной мощности в отечественных ма-

гистральных сетях не представляется возможным.

Однако представляют интерес данные, собранные

на основе телеизмерений, по перетокам реактивной

мощности и степени компенсации зарядной мощ-

ности в ОЭС Сибири в 2011 году, представленные

в [4]. Согласно данным, в среднем степень компен-

сации реактивной мощности (отношение мощности

компенсирующих устройств к зарядной мощности

линий,



КУ

зар

, о.е.) для ОЭС Сибири составля-

ет 0,67, колеблясь от 0,35 до 3,95 для энергосистем,

входящих в ОЭС Сибири.

В магистральных сетях 220–500 кВ (ОЭС: Юга,

Северо-Запада, Центра, Средней Волги, Урала) по-

рядка 197 и 566 линий работают с повышенными

перетоками реактивной мощности (



> 0,5) [4].

Очевидно, что подобная ситуация негативно ска-

зывается на профиле напряжения и потерях элек-

троэнергии и мощности в ЭЭС.

РЕГУЛИРОВАНИЕ

НАПРЯЖЕНИЯ

ЕЭС

РОССИИ

В российской практике управление режимом ЭЭС

подразделяется на оперативно-диспетчерское и опе-

ративно-технологическое.

В первом случае диспетчерские центры (ДЦ) СО

в каждой операционной зоне осуществляют кон-

троль напряжения в так называемых контрольных

пунктах (КП). По состоянию на 2018 год, всего таких

пунктов насчитывалось 617 [5]. На этапе прогнози-

рования режимов для каждого КП разрабатывает-

ся график напряжения (так называемый «коридор»)

с целью обеспечения нормативных коэффициентов

запаса статической устойчивости: по активной мощ-

ности в контролируемых сечениях и по напряжению

в узлах нагрузки. Данный коридор представляет

собой верхнюю и нижнюю границы, в пределах ко-

торых уровень напряжения считается допустимым

(рисунок 3). Графики напряжения в КП сети разра-

батываются, как правило, на периоды в один месяц

или один квартал.

Оперативно-технологическое управление осу-

ществляется собственниками объектов электро-

энергетики в соответствии с требованиями подраз-

делений СО в отношении объектов диспетчеризации

и самостоятельно для объектов, не относящихся

к объектам диспетчеризации [6].

Существенным недостатком данной системы яв-

ляется то, что при подобном подходе не могут быть

корректно учтены все установившиеся режимы, ко-

торые сложатся в период действия графиков с уче-

том возможных отклонений уровней потребления/

генерации и схемы сети энергосистемы от планиру-

емых [7].

УСТРОЙСТВА

УПРАВЛЕНИЯ

НАПРЯЖЕНИЕМ

РЕАКТИВНОЙ

МОЩНОСТЬЮ

Помимо генераторов, способных участвовать в управ-

лении напряжением, в ЕЭС России имеется доста-

точно большое количество СКРМ. Согласно стати-

стическому анализу из действующих 849 подстанций

с высшим напряжением 220, 330, 500 и 750 кВ по со-

стоянию на 2016 год на 170 подстанциях установле-

ны средства компенсации реактивной мощности. Их

структура представлена в таблице 1 [8].

Большая часть установленных устройств ком-

пенсации реактивной мощности в магистральных

сетях России расположена в восточной части стра-

ны. Это обусловлено как большим количеством

предприятий тяжелой промышленности на Урале,

так и сосредоточением немалых объемов электро-

энергии, вырабатываемой на ГЭС, расположенных

за Уралом.

Наиболее распространенные модели устройств

компенсации реактивной мощности в магистраль-

ных сетях России представлены в таблице 2. Как

следует из данных, на классе напряжения 35 кВ

в России используются преимущественно реакто-

ры производства ПАО «Запорожтрансформатор».

Это управляемые шунтирующие реакторы (УШР)

РТУ-25000/35 и шунтирующие реакторы (ШР) РТД-

20000/35. На классе напряжения 500–750 кВ наи-

УПРАВЛЕНИЕ

СЕТЯМИ

Page 5

Табл. 2. Наиболее распространенные модели СКРМ

Тип СКРМ

ном

кВ

Наиболее

распространен ная

модель

ном

одной

установки,

Мвар

БСК

ШКБ-6

2,9

110

ШКБ-110

220

ШКБ-220

100

СТК

СТК-50

СК

КС 15000-11

КСВ-50000/11

АСК

АСК-100-4

100

ШР

РКОС-9900/11

9,9

РТД-20000/35

110

РОД-33333/110

100

330

РОДЦ-55000/400

165

500

РОДЦ-60000/500

180

750

РОДЦ-110000/750

330

УШР

РТУ-25000/35

110

РТДУ-25000/110

220

РТДУ-100000/220

100

500

РОДУ-60000/500

180

Уставки

напряжений

в пилотных

узлах

Оптимизация режима

III

Уровень

Уставки

зональных

устройств

Расчет уставок

зональных устройств

Локальные системы

регулирования устройств

Рис

. 4.

Обобщенная

трехуровневая

схема

управления

напряжением

более распространены реакторы типа РОДЦ, про-

изводившиеся ОАО «Электрозавод» с 1969 по

1996 год, некоторые модели которых находятся

в эксплуатации уже более 40 лет.

В магистральных сетях России преобладают

устройства так называемого первого поколения

FACTS. Касательно наличия устройств «тонкого»

регулирования, среди рассмотренных подстанций

насчитывается лишь 32 подстанции с УШР, 7 под-

станций со статическими тиристорными компенса-

торами (СТК) и 1 подстанция со СТАТКОМ. Стоит

отметить, что достаточно много новых устройств

год от года устанавливается на подстанциях 110–

750 кВ, тем самым повышая степень управляемо-

сти сети.

Однако на данный момент эффективность СКРМ

оказывается невысокой с позиции оптимизации ре-

жимов работы ЭЭС ввиду отсутствия полноценной

интеллектуальной автоматической системы коорди-

нации их работы как между собой, так и с генерато-

рами электростанций.

ИЕРАРХИЧЕСКАЯ

СИСТЕМА

КООРДИНИРОВАННОГО

УПРАВЛЕНИЯ

НАПРЯЖЕНИЕМ

СТРАНАХ

ЕВРОПЫ

В таких странах как Франция, Италия, Бельгия

с 90-х годов прошлого столетия успешно применя-

ется иерархическая система управления напряже-

нием. Как правило, данная система подразделяется

на три уровня: первичное, вторичное и третичное.

Данные уровни независимы между собой как в про-

странственном, так и во временном отношении. Все

три уровня вместе представляют собой структуру

иерархического регулирования напряжения.

Первый уровень подразумевает регулирование

в масштабах одного устройства (станции или под-

станции) с целью соблюдения локальных требо-

ваний, к примеру, для поддержания устойчивости

подключения генератора к энергосистеме в слу-

чае возникновения возмущений и осуществляется

в масштабе времени от 100 мс до нескольких се-

кунд. Вторичное регулирование выполняет коор-

динацию уставок устройств первого уровня в опре-

деленной части (зоне) энергосистемы в масштабе

времени от одной до нескольких минут. Целью яв-

ляется поддержание требуемых эксплуатационных

требований в части поддержания уровней напря-

жения и запасов реактивной мощности для обе-

спечения надежной и экономичной работы энерго-

системы. Третий уровень носит оптимизационный

характер. Осуществляется управление уставками

устройств второго уровня в масштабе времени око-

ло 10 минут. В отличие от первых уровней, третич-

ное регулирование в большей степени базируется

на прогнозных расчетах [1].

Как правило, вторичное регулирование напря-

жения осуществляется в так называемых пилотных

узлах энергосистемы, изменение напряжения в ко-

торых значительно влияет на уровень напряжения

в определенной локальной части (зоне) ЭЭС. На-

пряжение регулируется в каждой зоне путем авто-

матической регулировки реактивной мощности, вы-

даваемой группой генераторов и других устройств

управления режимом, принадлежащих этой зоне.

Это регулирующее действие выполняется для того,

чтобы управлять напряжением в особой точке зоны,

называемой «пилотным узлом».

Обобщенная схема иерархической системы ко-

ординированного управления напряжением в ряде

стран Европы представлена на рисунке 4.

№

6 (63) 2020

Page 6

Несмотря на большой опыт, накопленный при

эксплуатации систем управления напряжением, су-

ществует ряд требований, которые в полной мере

так и не были удовлетворены. В первую очередь,

система регулирования должна быть максимально

простой для реализации. Во-вторых, данная система

должна быть эффективной, что означает, что необхо-

димо обеспечить баланс между надежностью и эко-

номичностью работы энергосистемы.

ПРЕДПОСЫЛКИ

ПРОБЛЕМЫ

НА

ПУТИ

ВНЕДРЕНИЯ

АВТОМАТИЧЕСКОГО

УПРАВЛЕНИЯ

НАПРЯЖЕНИЕМ

ОТЕЧЕСТВЕННЫХ

СЕТЯХ

В начале и середине 2010-х в российскими инжене-

рами и учеными активно продвигалась концепция

развития интеллектуальной электроэнергетической

системы России с активно-адаптивной сетью (ИЭС

ААС) [9]. Помимо всего, концепция ИЭС ААС пред-

усматривает внедрение в России трехуровневой

иерархической системы управления напряжением,

подобной европейским. Согласно данной концепции,

основными направлениями развития системы авто-

матического управления напряжением являются:

– повышение автоматизации системы управления;

– создание автоматизированных районных (локаль-

ных) систем вторичного регулирования напряже-

ния и реактивной мощности, базирующихся на

современных алгоритмах теории управления;

– воссоздание на новом уровне методологии и про-

граммного обеспечения для расчета оптимальных

режимов на модели ЭЭС в реальном времени

с необходимым упреждением с формированием

графика для вторичного регулирования;

– контроль доступного резерва реактивной мощно-

сти и его поддержание на необходимом по усло-

виям надежности уровне.

В начале прошедшего десятилетия силами ПАО

«ФСК ЕЭС» и АО «СО ЕЭС» реализован НИОКР по

обоснованию и разработке технических требований

к подобного рода системам для Юго-Западного рай-

она Кубанской энергосистемы и ОЭС Востока (энер-

гокластер «Энергоуголь»). В данное время иссле-

дования продолжаются и в рамках других проектов

в различных частях ЕЭС.

Необходимость создания системы автоматиче-

ского управления напряжением очевидна, однако на

практике выявилось несколько проблем как методи-

ческого, так и технического характера [4, 7, 10, 11].

К техническим можно отнести:

– относительно небольшое количество СКРМ «тон-

кого» или непрерывного регулирования параме-

тров режима, таких как УШР, СТК и СТАТКОМ;

– недостаточную наблюдаемость ЭЭС;

– дефицит простых, но в то же время эффективных,

надежных и устойчивых (робастных) алгоритмов

координации управляющих воздействий резер-

вами реактивной мощности ЭЭС в различных

режимах работы;

– снижение доли участия генераторов в регулиро-

вании напряжения, несмотря на требования СО,

ввиду отсутствия экономических стимулов;

– выработку нормативного срока службы устройств

РПН трансформаторов большинства подстанций

(кроме вновь строящихся и реконструируемых),

данные устройства не используются для целей

регулирования напряжения из соображений

надежности.

К методическим проблемам относится прак-

тическое отсутствие нормативно-правовой базы,

стимулирующей субъектов электроэнергетическо-

го рынка к внедрению автоматической системы

управления напряжением и реактивной мощно-

стью в ЭЭС, которая устроила бы всех. Сетевые

компании, заинтересованные в оптимизации режи-

ма по реактивной мощности, сталкиваются с не-

достаточно мотивированным СО — единственным

субъектом, наделенным правом управлять режи-

мом ЭЭС.

Таким образом, потребность в создании авто-

матической системы координированного регули-

рования напряжения возникла достаточно давно.

Несмотря на все сложности как технического, так

и нормативно-правового характера, имеется по-

тенциал для внедрения координированных иерар-

хических систем регулирования напряжения, что

выражается в наличии различных типов СКРМ и по-

степенном увеличении их количества наряду с вне-

дрением средств синхронизированных векторных

измерений (СВИ). Следовательно, повышается сте-

пень управляемости и наблюдаемости ЭЭС.

Тенденция к постепенному увеличению доли

ВИЭ в топливно-энергетическом балансе России

[12] также делает вопрос внедрения интеллекту-

альных систем управления напряжением и реак-

тивной мощностью весьма актуальным, учитывая

стохастический характер генерации электроэнер-

гии на базе ВИЭ. Ко всему прочему, ветротурбины

в составе ветроферм могут самостоятельно уча-

ствовать в управлении напряжением и реактивной

мощностью в точке присоединения к сети благода-

ря возможностям силовых преобразователей.

ВЫВОДЫ

В данной статье проанализирован опыт регули-

рования напряжения в магистральных сетях ЕЭС

России, освещена текущая ситуация с компенса-

цией реактивной мощности, рассмотрены основы

организации системы иерархического регулирова-

ния реактивной мощности в странах Европы, оце-

нены перспективы применения подобных систем

в реалиях отечественных магистральных сетей.

Несомненно, внедрение системы автомати-

ческого управления напряжением в магистраль-

ных сетях посредством координации работы раз-

личных устройств управления режимом является

актуальной и важной задачей, решение которой

способно значительно улучшить показатели ра-

боты ЭЭС.

Несмотря на все проблемы технического и пра-

вового характера, в отечественных магистральных

сетях имеется как необходимость, так и потенциал

для координированного автоматического управле-

ния напряжением.

УПРАВЛЕНИЕ

СЕТЯМИ

Page 7

ЛИТЕРАТУРА
1. Martins N., Corsi S., Taranto G.N. Co-

ordinated Voltage Control in Trans-

mission Networks, CIGRE Technical

Brochure, no. 310, Feb. 2007, CIGRE

TF C4.602.

2. Программа инновационного разви-

тия ОАО «ФСК ЕЭС» до 2016 года

с перспективой до 2020 года», ут-

верждена Советом директоров

ОАО «ФСК ЕЭС» (протокол от

07.04.2011 № 128), Москва, 2011.

3. Рыжов Ю.П. Дальние электропере-

дачи сверхвысокого напряжения.

М.: Изд. дом МЭИ, 2007. 488 с.

4. Воротницкий В.Э. Энергетическая

эффективность и компенсация ре-

активной мощности в электричес-

ких сетях. Проблемы и пути реше-

ния // Энергосовет 2017, № 1(47).

С. 44–53.

5. Курлюк А.Н. Управление электро-

энергетическим режимом ЕЭС Рос-

сии в реальном времени / Доклад

на Конференции по ознакомлению

субъектов электроэнергетики с тех-

нологической деятельностью АО

«СО ЕЭС», 19 июля 2018 года,

Москва.

6. ГОСТ Р 57114-2016. Единая энерге-

тическая система и изолированно

работающие энергосистемы. Элек-

троэнергетические системы. Опе-

ративно-диспетчерское управле-

ние в электроэнергетике и опе-

ративно-технологическое управ-

ление. Термины и определения.

Утв. и введ. в действие Прика-

зом Федерального агентства по

техническому

регулированию

и метрологии от 4 октября 2016 г.

№ 1302-ст. URL: http://vsegost.com/

Catalog/63/63515.shtml.

7. Воронин В., Гаджиев М., Шамо-

нов Р. Направления развития сис-

темы регулирования напряжением

и реактивной мощности в ЕНЭС

// ЭЛЕКТРОЭНЕРГИЯ. Передача

и распределение, 2012, № 2(11).

С. 40–47.

8. Zakutsky V.I., Gadzhiev M.G., Yer-

molov N.S. Analysis of the inﬂ uence

of installed FACTS devices and

transformer on-load tap changers

(OLTC) in transmission networks on

a total power losses Uniﬁ ed Energy

System (UES) of Russia. 2019 Inter-

national Youth Conference on Radio

Electronics, Electrical and Power

Engineering (REEPE), 14-15 March

2019, Moscow, Russia.

9. Фортов В.Е., Макаров А.С., Шака-

рян Ю.Г., Дорофеев В.В., Купчи-

ков Т.В, Бушуев В.В., Кощеев Л.А.,

Карташев И.И. и др. Концепция

интеллектуальной электроэнерге-

тической системы с активно-адап-

тивной сетью. Редакция 5.0. М.:

ОАО «НТЦ Электроэнергетики»,

2012. 220 с.

10. Савина Н.В., Намаконова Н.А.

Повышение эффективности регу-

лирования напряжения в электро-

энергетической системе / Сб. тру-

дов IX Международной научно-тех-

нической конференции «ЭНЕРГЕ-

ТИКА: управление, качество и эф-

фективность использования энер-

горесурсов», 11–12 марта 2019 г.

Благовещенск: Амурский госу-

дарственный университет, 2019.

С. 221–226.

11. Воротницкий В.Э. Компенсация

реактивной мощности — эффек-

тивное средство для повышения

надежности, качества и экономич-

ности электроснабжения // Энер-

гия Единой сети, 2015, № 2(19).

С. 30–40.

12. Энергетическая стратегия России

до 2035 года. Утв. Распоряжением

Правительства Российской Феде-

рации от 9 июня 2020 г. № 1523-р.

URL: https://www.garant.ru/products/

ipo/prime/doc/74148810/.

REFERENCES
1. Martins N., Corsi S., Taranto G.N. Co-

ordinated Voltage Control in Trans-

mission Networks, CIGRE Technical

Brochure, no. 310, Feb. 2007, CIGRE

TF C4.602.

2. Program of innovative development

of JSC FGC UES for the period until

2016 with perspective for the period

until 2020, approved by JSC FGC

UES Board of Directors (report of

07.04.2011 no. 128), Moscow, 2011.

(In Russian)

3. Ryzhov Yu.P. Long-distance EHV

transmission. Moscow, MPEI Publish-

ing House, 2007. 488 p. (In Russian)

4. Vorotnitskiy V.E. Power eﬃ ciency

and reactive power compensation

in electrical networks. Problems and

solutions // Energosovet Publ., 2017,

no. 1(47), pp. 44–53. (In Russian)

5. Kurlyuk A.N. Real time operating

mode control in UES of Russia /

Report at the Conference arranged

for power utilities to introduce tech-

nological activities of JSC SO UPS,

July, 19, 2018, Moscow. (In Russian)

6. State standard GOST R 57114-2016.

United power system and isolated

power systems. Electric power sys-

tems. Operational dispatching con-

trol in power industry and operation-

al technological control. Terms and

deﬁ nitions. Approved and put into

eﬀ ect by the Order of the Federal

Agency on Technical Regulation and

Metrology of October, 4, 2016, no.

1302-st. URL: http://vsegost.com/

Catalog/63/63515.shtml.

7. Voronin V., Gadzhiev M., Shamonov

R. Trends in development of voltage

and reactive power regulating system

in the Uniﬁ ed National Energy Sys-

tem //

Elektroenergiya. Peredacha i

raspredeleniye

[ELECTRIC POWER.

Transmission & Distribution], 2012,

no. 2(11), pp. 40–47. (In Russian)8.

Zakutsky V.I., Gadzhiev M.G., Yer-

molov N.S. Analysis of the inﬂ uence

of installed FACTS devices and

transformer on-load tap changers

(OLTC) in transmission networks on

a total power losses Uniﬁ ed Energy

System (UES) of Russia. 2019 Inter-

national Youth Conference on Radio

Electronics, Electrical and Power

Engineering (REEPE), 14-15 March

2019, Moscow, Russia.

9. Fortov V.E., Makarov A.S., Shakary-

an Yu.G., Dorofeev V.V., Kupchikov

T.V., Bushuev V.V., Koshcheev L.A.,

Kartashev I.I. and others. Concept

of intelligent power system with ac-

tive adaptive network. Edition 5.0.

Moscow, JSC Scientiﬁ c and Techni-

cal Center of Uniﬁ ed Power System,

2012. 220 p. (In Russian)

10. Savina N.V., Namakonova N.A. Im-

provement of voltage regulation ef-

ﬁ ciency in the power system / Proc.

of IX International research and

technical conference "POWER EN-

GINEERING: management, quality

and eﬃ ciency of energy resource

application, March, 11-12, 2019, Bla-

goveshchensk, Amur State Univer-

sity, 2019, pp. 221–226. (In Russian)

11. Vorotnitskiy V.E. Reactive power

compensation as an eﬃ cient means

to improve reliability, quality and

economy of power supply //

Energi-

ya Edinoy seti

[Energy of the Uniﬁ ed

system], 2015, no. 2(19), pp. 30–40.

(In Russian)

12. Energy strategy of Russia for the pe-

riod until 2035. Approved by RF Gov-

ernment Executive Order of June, 9,

2020, no. № 1523-р. URL: https://

www.garant.ru/products/ipo/prime/

doc/74148810/.

№

6 (63) 2020

Оригинал статьи: К вопросу актуальности и необходимости автоматического координированного управления напряжением в магистральных сетях

Ключевые слова: управление напряжением, оптимизация, регулирование, компенсация реактивной мощности, магистральные сети, электроэнергетическая система

Читать онлайн

В данной статье рассматриваются перспективы применения в магистральных сетях системы координированного автоматического управления напряжением: анализируется текущее состояние магистральных сетей и отечественная практика регулирования напряжения, кратко описывается зарубежный подход к управлению напряжением, обосновывается необходимость системы управления напряжением и оцениваются проблемы на пути внедрения в отечественной энергосистеме.