24
у
п
р
а
в
л
е
н
и
е
с
е
т
я
м
и
управление сетями
Гвоздев
Д
.
Б
.,
к
.
т
.
н
.,
доцент
,
первый
заместитель
Генерального
директора
—
главный
инженер
ПАО
«
Россети
Московский
регион
»
Холопов
С
.
С
.,
главный
специалист
службы
проектирования
электроэнергетических
систем
АО
«
СО
ЕЭС
»
А
ктуальность
проблематики
поиска
сете
-
выми
организациями
оптимального
ба
-
ланса
между
затратами
на
поддержание
технического
состояния
оборудования
в
соответствии
с
нормативными
требованиями
и
рисками
,
связанными
с
недостижением
уста
-
новленного
уровня
надежности
передачи
элек
-
трической
энергии
и
ее
качества
,
обуславливает
необходимость
поиска
относительно
простых
в
реализации
технических
решений
по
минимиза
-
ции
операционных
затрат
.
Ранее
[1]
была
показана
целесообразность
под
-
хода
к
минимизации
операционных
затрат
путем
ра
-
ционализации
управления
уровнями
напряжения
,
включая
разработку
алгоритмов
,
а
также
программ
-
ных
и
(
или
)
программно
-
технических
комплексов
,
реализующих
методы
рационального
управления
напряжением
в
отдельных
электросетевых
пред
-
приятиях
и
предложена
методика
рационализации
задачи
управления
режимом
по
напряжению
и
ре
-
активной
мощности
в
рамках
оперативно
-
техноло
-
гического
управления
,
заключающаяся
:
–
в
ранжировании
узлов
по
общей
эффектив
-
ности
регулирования
напряжения
в
электри
-
ческой
сети
(
иначе
говоря
,
по
приоритетности
выдачи
управляющих
воздействий
)
с
расчетом
вектор
-
столбца
коэффициентов
эффектив
-
ности
узла
по
регулированию
напряжения
,
получаемого
перемножением
матрицы
ко
-
эффициентов
чувствительности
напряжений
Ключевые
слова
:
управление
уровнями
напряжения
,
снижение
потерь
активной
мощности
и
электроэнергии
,
оптимизация
использования
коммутационного
ресурса
электросетевого
оборудования
,
оперативно
-
технологическое
управление
Оптимизация управления
средствами регулирования
напряжения и компенсации
реактивной мощности в южной
части энергосистемы города
Москвы и Московской области
УДК
621.311.13
Выполнено
опробование
на
реальной
сети
разработанного
в
работе
[1]
алгоритма
,
реализующего
методику
определения
состава
управляющих
воздействий
на
устройства
регулиро
-
вания
напряжения
и
компенсации
реактивной
мощности
для
достижения
совокупной
минимизации
издержек
на
потери
электрической
энергии
и
затрат
на
эксплуатацию
регуляторов
в
электрических
сетях
класса
напряжения
110–220
кВ
ПАО
«
Россети
Московский
регион
».
Получены
выводы
о
со
-
вокупной
экономии
ресурса
регуляторов
напряжения
и
реак
-
тивной
мощности
и
снижении
потерь
активной
мощности
при
управлении
регуляторами
по
разработанному
алгоритму
,
что
,
в
свою
очередь
,
приводит
к
повышению
экономической
эффек
-
тивности
деятельности
сетевой
организации
.
25
и
вектора
-
столбца
коэффициентов
запаса
по
диа
-
пазону
регулирования
напряжения
;
–
в
определении
оптимальной
группы
«
эффектив
-
ных
узлов
»
с
выдачей
управляющих
воздействий
только
на
регуляторы
в
«
эффективных
узлах
».
В
качестве
критерия
оптимальности
принимает
-
ся
критерий
минимизации
суммы
альтернативных
издержек
на
потери
электроэнергии
и
приведен
-
ных
затрат
на
эксплуатацию
регуляторов
,
учиты
-
вающих
«
стоимость
»
управляющих
воздействий
и
фактическое
исчерпание
коммутационного
ре
-
сурса
на
текущий
момент
.
Указанная
методика
реализуется
в
виде
четко
-
го
логического
алгоритма
,
результатом
функцио
-
нирования
которого
является
оптимальный
объем
и
последовательность
управляющих
воздействий
на
регуляторы
напряжения
и
реактивной
мощности
с
возможностью
выдачи
полученной
информации
оперативно
-
технологическому
персоналу
для
приня
-
тия
решений
.
В
целях
проверки
работоспособности
алгоритма
в
реальных
электрических
сетях
сложной
тополо
-
гии
при
режимах
их
работы
,
максимально
прибли
-
женных
к
фактическим
,
предлагается
осуществить
апробацию
действия
алгоритма
для
отдельных
элек
-
трических
сетей
класса
напряжения
110–220
кВ
Мо
-
сковской
энергосистемы
,
охватывающих
достаточно
обширный
район
электроснабжения
потребителей
электрической
энергией
.
КРИТЕРИИ
ОПТИМИЗАЦИИ
Критерий
экономически
оптимального
числа
управ
-
ляющих
воздействий
при
осуществлении
оператив
-
но
-
технологического
управления
:
n
опт
=
min
(
И
),
где
И
=
И
Э
+
З
эксп
. (1)
Здесь
З
эксп
—
приведенные
затраты
на
использо
-
вание
ресурса
регуляторов
:
З
эксп
= 2
·
З
эксп
·
r
= 2
·
З
эксп
·
, (2)
где
З
эксп
—
затраты
на
использование
ресурса
регуля
-
торов
,
равные
суммарной
«
стоимости
»
управляющих
воздействий
—
отношению
стоимости
ремонта
к
ве
-
личине
коммутационного
ресурса
;
r
—
коэффициент
фактического
недоиспользования
ресурса
оборудо
-
вания
;
n
рес
—
полный
ресурс
регулятора
;
n
факт
—
фак
-
тический
остаток
ресурса
.
Издержки
на
потери
электроэнергии
в
электриче
-
ской
сети
:
И
Э
=
P
·
C
·
t
, (3)
где
C
—
стоимость
потерь
;
t
—
время
от
последне
-
го
управляющего
воздействия
в
рассматриваемом
квазиустановившемся
режиме
;
P
—
потери
актив
-
ной
мощности
для
электрических
сетей
произволь
-
ного
вида
,
определяемые
суммарными
потерями
в
П
-
и
Г
-
образных
звеньях
схемы
,
замещающих
ли
-
нии
электропередачи
и
трансформаторное
оборудо
-
вание
соответственно
:
∆
P
=
Re
(
S
·
п
+
S
·
г
) =
Re
[
m
k
=1
(– (
U
·
i
–
U
·
j
)(
Û
i
–
Û
j
)
Yˆ
ij
+
+
(
U
2
i
+
U
2
j
)(
g
ij
–
jb
ij
))
k
+
n
l
=1
(–
|
U
·
i
–
U
·
j
|
2
·
Yˆ
ij
)
l
] (4)
где
U
·
i
—
комплексное
напряжение
в
начале
вет
-
ви
;
U
·
j
—
комплексное
напряжение
в
конце
ветви
;
Y
·
ij
—
взаимная
проводимость
узлов
i
и
j
,
связыва
-
емых
соответствующим
звеном
;
g
ij
,
b
ij
—
активная
и
реактивная
составляющая
проводимости
на
зем
-
лю
;
k
—
номер
ветви
,
замещающей
линию
электро
-
передачи
;
m
—
количество
П
-
образных
звеньев
в
пределах
одного
класса
напряжения
;
l
—
номер
ветви
,
замещающей
трансформатор
;
n
—
количе
-
ство
Г
-
образных
звеньев
в
пределах
одного
класса
напряжения
.
Граничные
условия
оптимизации
:
–
напряжения
в
узлах
электрической
сети
110–
220
кВ
не
выходят
за
пределы
допустимых
зна
-
чений
,
установленных
диспетчером
энергосисте
-
мы
(
для
контрольных
пунктов
по
напряжению
),
или
значений
0,9
·
U
ном
(
для
иных
узлов
,
принято
упрощенно
,
могут
быть
рассчитаны
иные
преде
-
лы
,
например
,
направленные
на
гарантированное
обеспечение
регулировочного
диапазона
транс
-
форматорного
оборудования
);
–
потоки
активной
мощности
во
всех
линиях
электро
-
передачи
электрической
сети
110–220
кВ
должны
исключать
токовые
перегрузки
линий
,
заданные
дис
-
петчером
энергосистемы
или
сетевой
организацией
;
–
исключается
выдача
управляющих
воздействий
на
регуляторы
с
истраченным
коммутационным
ресурсом
.
Ввиду
ограниченного
количества
регуляторов
напряжения
и
реактивной
мощности
в
реальных
электрических
сетях
оптимизация
осуществляется
численным
методом
общего
поиска
посредством
перебора
значений
(
для
БСК
,
ШР
,
РПН
)
или
бисекци
-
ей
до
достижения
заданной
точности
(
для
СТК
,
УШР
,
СТАТКОМ
)
в
последовательности
убывания
эффек
-
тивности
регуляторов
,
определяемой
по
методике
,
описанной
в
[1]
и
упомянутой
далее
.
ОПИСАНИЕ
ЭНЕРГОРАЙОНА
ТЕСТИРОВАНИЯ
АЛГОРИТМА
УПРАВЛЕНИЯ
РЕГУЛЯТОРАМИ
Энергорайоны
,
потенциально
требующие
повыше
-
ния
эффективности
управления
уровнями
напря
-
жения
и
компенсацией
активной
мощности
,
а
также
предполагающие
оптимизацию
затрат
на
эксплуата
-
цию
регуляторов
,
должны
соответствовать
опреде
-
ленным
нижеописанным
критериям
.
1.
Достаточное
количество
средств
регу
-
лирования
напряжения
и
средств
компенсации
реактивной
мощности
.
В
качестве
исполнитель
-
ных
устройств
в
логике
разработанного
алгоритма
выступают
средства
регулирования
напряжения
в
виде
устройств
РПН
автотрансформаторного
оборудования
,
связывающего
электрические
сети
класса
напряжения
220
кВ
и
110
кВ
,
а
также
сред
-
ства
компенсации
реактивной
мощности
(
БСК
,
ШР
,
УШР
,
а
также
иные
устройства
управляемой
ком
-
пенсации
реактивной
мощности
).
Дефицит
регуля
-
торов
приводит
как
к
невозможности
эффективной
реализации
результатов
работы
алгоритма
,
так
и
к
незначительному
экономическому
эффекту
от
экономии
их
ресурса
.
№
5 (74) 2022
26
УПРАВЛЕНИЕ
СЕТЯМИ
2.
Относительная
загруженность
электриче
-
ской
сети
.
Регулирование
режимных
параметров
в
наиболее
загруженных
областях
электрической
сети
,
характеризуемых
пониженным
уровнем
напря
-
жения
в
узлах
электрической
сети
и
повышенным
пе
-
ретоком
активной
мощности
в
ветвях
электрической
сети
,
позволяет
более
эффективно
повлиять
и
на
экономические
показатели
,
в
том
числе
на
издержки
на
потери
электрической
энергии
при
ее
транспорте
или
же
на
потери
активной
мощности
при
рассмо
-
трении
электрического
режима
для
отдельно
взятого
момента
времени
.
В
пределах
энергосистемы
города
Москвы
и
Мо
-
сковской
области
вышеуказанным
критериям
соот
-
ветствует
операционная
зона
филиала
ПАО
«
Рос
-
сети
Московский
регион
» — «
Южные
электрические
сети
»,
в
состав
которой
входят
южные
и
юго
-
восточ
-
ные
районы
Московской
области
.
При
этом
для
более
корректного
моделирования
и
более
эффективной
работы
алгоритма
граница
зона
работы
алгоритма
может
отступать
от
границ
операционной
зоны
фи
-
лиала
ПАО
«
Россети
Московский
регион
» — «
Юж
-
ные
электрические
сети
»
до
ближайших
центров
пи
-
тания
220–500
кВ
смежных
филиалов
ПАО
«
Россети
Московский
регион
»
или
вышестоящих
сетевых
орга
-
низаций
для
«
завершенности
»
шунтирующих
связей
110–220
кВ
.
С
учетом
обозначенных
условий
энергорайон
,
в
котором
будет
проводиться
тестирование
алгорит
-
ма
,
представляет
собой
электрические
сети
класса
напряжения
110
кВ
и
220
кВ
,
ограниченные
ТЭЦ
-26
Мосэнерго
,
Каширской
ГРЭС
,
ПС
500
кВ
«
Пахра
»,
ПС
500
кВ
«
Новокаширская
»,
ПС
220
кВ
«
Ясенево
»,
ПС
220
кВ
«
Бутово
»,
ПС
220
кВ
«
Гулево
»,
ПС
220
кВ
«
Бугры
»,
ПС
220
кВ
«
Ока
»,
ПС
220
кВ
«
Федино
»,
ПС
220
кВ
«
Нежино
»,
ПС
220
кВ
«
ЦАГИ
»,
ПС
220
кВ
«
Сабурово
» (
транзиты
110
кВ
Пахра
—
Сабурово
).
Указанные
электрические
сети
включают
много
-
цепные
транзиты
220
кВ
,
шунтирующие
сети
500
кВ
:
Ясенево
—
Бутово
—
ТЭЦ
-26 —
Гулево
—
Бугры
—
Ока
—
Каширская
ГРЭС
,
Пахра
—
Каширская
ГРЭС
,
радиальные
электрические
сети
220
кВ
:
Пахра
—
Мячково
,
Каширская
ГРЭС
—
Федино
—
Нежино
—
ЦАГИ
,
радиальную
электрическую
сеть
110
кВ
Пахра
—
Сабурово
и
электрическую
сеть
110
кВ
,
шунтирующую
вышеуказанные
транзиты
класса
на
-
пряжения
220
кВ
.
Перечень
устройств
регулирования
напряжения
и
средств
компенсации
реактивной
мощности
,
кото
-
рые
расположены
в
рассматриваемом
энергорайоне
и
используются
в
качестве
регуляторов
при
функцио
-
нировании
алгоритма
,
представлен
в
таблице
1.
Устройства
РПН
параллельно
работающих
транс
-
форматоров
принимаются
как
единый
регулятор
и
предполагают
выдачу
общего
управляющего
воз
-
действия
.
АТ
-4
и
АТ
-5
ПС
220
кВ
«
Мячково
»
не
функ
-
ционируют
параллельно
.
Средства
компенсации
реактивной
мощности
представлены
только
батареями
статических
ком
-
пенсаторов
,
которые
,
в
связи
с
наличием
единствен
-
ной
ступени
,
могут
принимать
положения
«
включе
-
но
»
с
выдачей
в
электрическую
сеть
номинального
значения
реактивной
мощности
или
«
отключено
»
без
выдачи
реактивной
мощности
в
электрическую
сеть
.
ПОДГОТОВКА
ИСХОДНЫХ
ДАННЫХ
.
ПРЕДВАРИТЕЛЬНЫЕ
РАСЧЕТЫ
Для
определения
объема
и
последовательности
управляющих
воздействий
,
минимальных
по
сумме
альтернативных
издержек
на
потери
электроэнер
-
гии
,
и
приведенных
затрат
на
эксплуатацию
регуля
-
торов
необходимо
предварительно
решение
следу
-
ющих
задач
:
Табл
. 1.
Перечень
регуляторов
,
расположенных
в
рассматриваемом
энергорайоне
№
Устройство
Диапазон
регулирования
1
БСК
110
кВ
ПС
110
кВ
«
Лаговская
»
1
ступень
+50
Мвар
2
БСК
110
кВ
ПС
110
кВ
«
Нащекино
»
1
ступень
+25
Мвар
3
БСК
-1 110
кВ
ПС
110
кВ
«
Пущино
»
1
ступень
+25
Мвар
4
БСК
-2 110
кВ
ПС
110
кВ
«
Пущино
»
1
ступень
+25
Мвар
5
БСК
110
кВ
ПС
110
кВ
«
Бронницы
»
1
ступень
+25
Мвар
6
БСК
110
кВ
ПС
110
кВ
«
Взлетная
»
1
ступень
+50
Мвар
7
РПН
АТ
-4,
АТ
-5 220/110
кВ
ПС
220
кВ
«
Бугры
»
±6
ступеней
2% (~2,4
кВ
)
8
РПН
АТ
-1,
АТ
-2 220/110
кВ
ПС
220
кВ
«
Гулево
»
±6
ступеней
2% (~2,4
кВ
)
9
РПН
АТ
-1,
АТ
-2 220/110
кВ
ПС
220
кВ
«
Ока
»
±6
ступеней
2% (~2,4
кВ
)
10
РПН
АТ
-3,
АТ
-4 220/110
кВ
ПС
500
кВ
«
Пахра
»
±8
ступеней
1,28% (~2,95
кВ
)
11
РПН
АТ
-1,
АТ
-2 220/110
кВ
ПС
220
кВ
«
Ясенево
»
±6
ступеней
2% (~2,4
кВ
)
12
РПН
АТ
-1,
АТ
-2 220/110
кВ
ПС
220
кВ
«
Нежино
»
±2
ступени
(
ВН
)
2,5% (~5,8
кВ
)
13
РПН
АТ
-1,
АТ
-2 220/110
кВ
ПС
220
кВ
«
Федино
»
±6
ступеней
2% (~2,4
кВ
)
14
РПН
АТ
-4 220/110
кВ
ПС
220
кВ
«
Мячково
»
±6
ступеней
2% (~2,4
кВ
)
15
РПН
АТ
-5 220/110
кВ
ПС
220
кВ
«
Мячково
»
±6
ступеней
2% (~2,4
кВ
)
16
РПН
АТ
-1,
АТ
-2 220/110
кВ
ПС
220
кВ
«
Сабурово
»
±6
ступеней
2% (~2,4
кВ
)
17
РПН
АТ
-1,
АТ
-2,
АТ
-6 220/110
кВ
ПС
220
кВ
«
ЦАГИ
»
±6
ступеней
2% (~2,4
кВ
)
27
–
формирование
модели
для
выполнения
расчетов
электроэнергетических
режимов
;
–
расчет
матрицы
коэффициентов
чувствительно
-
сти
напряжений
,
вектора
-
столбца
коэффициен
-
тов
запаса
по
диапазону
регулирования
и
опреде
-
ление
коэффициентов
эффективности
узлов
по
регулированию
напряжения
с
их
ранжированием
от
наиболее
эффективного
узла
до
наименее
эф
-
фективного
[1];
–
уточнение
«
стоимости
»
управляющих
воздей
-
ствий
.
Формирование
расчетных
моделей
описанного
энергорайона
осуществлялось
самостоятельно
,
с
учетом
информации
ПАО
«
Россети
Московский
регион
»
о
характеристиках
линий
электропередачи
и
трансформаторного
оборудования
.
Всего
расчет
-
ная
модель
включает
в
себя
463
узла
и
579
ветвей
.
Расчет
матрицы
коэффициентов
чувствительно
-
сти
является
комплексной
задачей
и
требует
пред
-
варительного
формирования
графа
электрической
сети
и
получением
его
матрицы
смежности
,
рас
-
чета
кратчайших
путей
между
каждой
парой
узлов
с
помощью
общеизвестного
алгоритма
Дейкстры
,
реализация
которого
доступна
в
открытых
источ
-
никах
,
а
также
определением
веса
ребер
графа
(
иначе
говоря
коэффициентов
чувствительности
по
напряжению
для
смежных
узлов
электрической
сети
)
с
последующим
определением
указанных
ко
-
эффициентов
для
несмежных
узлов
по
методике
,
представленной
в
[1].
Также
стоит
отметить
,
что
расчет
коэффициентов
чувствительности
целесообразно
проводить
только
для
строк
матрицы
,
описывающих
узлы
с
регулято
-
рами
,
что
позволяет
радикально
сократить
размер
-
ность
матрицы
с
463
463
до
17
463.
По
результатам
расчетов
построчных
сумм
эле
-
ментов
матрицы
коэффициентов
чувствительно
-
сти
напряжений
,
описывающей
рассматриваемый
энергорайон
южной
части
Московской
энергосис
-
темы
,
получены
величины
,
представленные
в
таб
-
лице
2.
Значение
вектор
-
столбца
коэффициентов
эф
-
фективности
узла
по
регулированию
напряжения
(
i
)
получается
перемножением
матрицы
коэффи
-
циентов
чувствительности
,
элемент
[
i
;
j
]
которой
равняется
частной
производной
U
i
/
U
j
,
на
вектор
-
столбец
K
коэффициентов
запаса
по
диапазону
регу
-
лирования
,
вычисляемых
по
положениям
регулятора
и
его
паспортным
данным
:
(
i
) =
·
(
j
). (5)
Ранжирование
узлов
по
эффективности
только
по
значениям
построчных
сумм
матрицы
коэффициен
-
тов
чувствительности
было
бы
возможным
при
до
-
пущении
о
равенстве
запасов
регулировочных
диа
-
пазонов
всех
регуляторов
в
1
кВ
.
В
расчетной
же
модели
принято
допущение
о
полной
доступности
регулировочного
диапазона
у
устройств
РПН
и
БСК
(
все
РПН
—
в
исходном
по
-
ложении
с
анцапфой
0,
а
все
БСК
выключены
),
но
не
о
его
равенстве
.
Значения
коэффициентов
за
-
паса
по
диапазонам
регулирования
для
следующих
устройств
имеют
значения
,
представленные
в
таб
-
лице
3.
Табл
. 2.
Результаты
расчета
построчных
сумм
элементов
матрицы
коэффициентов
чувствительности
№
Устройство
Построчная
сумма
(
из
463
элементов
)
Эффективность
(
без
учета
коэффициента
запаса
по
диапазону
регулирования
)
1
БСК
110
кВ
ПС
110
кВ
«
Лаговская
»
35,215
3
2
БСК
110
кВ
ПС
110
кВ
«
Нащекино
»
33,315
6
3
БСК
-1 110
кВ
ПС
110
кВ
«
Пущино
»
31,505
9
4
БСК
-2 110
кВ
ПС
110
кВ
«
Пущино
»
31,505
9
5
БСК
110
кВ
ПС
110
кВ
«
Бронницы
»
36,987
2
6
БСК
110
кВ
ПС
110
кВ
«
Взлетная
»
27,107
14
7
РПН
АТ
-4,
АТ
-5 220/110
кВ
ПС
220
кВ
«
Бугры
»
34,902
4
8
РПН
АТ
-1,
АТ
-2 220/110
кВ
ПС
220
кВ
«
Гулево
»
28,974
13
9
РПН
АТ
-1,
АТ
-2 220/110
кВ
ПС
220
кВ
«
Ока
»
32,018
7
10
РПН
АТ
-3,
АТ
-4 220/110
кВ
ПС
500
кВ
«
Пахра
»
39,876
1
11
РПН
АТ
-1,
АТ
-2 220/110
кВ
ПС
220
кВ
«
Ясенево
»
23,301
16
12
РПН
АТ
-1,
АТ
-2 220/110
кВ
ПС
220
кВ
«
Нежино
»
31,931
8
13
РПН
АТ
-1,
АТ
-2 220/110
кВ
ПС
220
кВ
«
Федино
»
25,611
15
14
РПН
АТ
-4 220/110
кВ
ПС
220
кВ
«
Мячково
»
30,002
12
15
РПН
АТ
-5 220/110
кВ
ПС
220
кВ
«
Мячково
»
30,009
11
16
РПН
АТ
-1,
АТ
-2 220/110
кВ
ПС
220
кВ
«
Сабурово
»
30,818
10
17
РПН
АТ
-1,
АТ
-2,
АТ
-6 220/110
кВ
ПС
220
кВ
«
ЦАГИ
»
33,745
5
№
5 (74) 2022
28
УПРАВЛЕНИЕ
СЕТЯМИ
Коэффициенты
эффективности
узлов
и
их
рей
-
тинг
по
приоритетности
выдачи
управляющих
воз
-
действий
(
упорядоченный
по
убыванию
вектор
-
стол
-
бец
(
i
),
получаемый
согласно
(1))
представлены
в
таблице
4.
Иными
словами
,
использование
полного
регули
-
ровочного
диапазона
каждого
из
регуляторов
может
вызвать
суммарный
«
отклик
» (
повышение
напряже
-
ния
)
во
всех
узлах
расчетной
модели
на
равное
зна
-
чению
коэффициента
эффективности
число
кило
-
вольт
.
При
этом
этот
«
отклик
»
распределен
по
сети
крайне
неравномерно
,
пропорционально
коэффици
-
ентам
чувствительности
в
матрице
.
Стоимость
управляющих
воздействий
уточнена
относительно
[1]
по
состоянию
на
июль
2022
года
и
представлена
в
таблице
5.
Полученных
данных
достаточно
для
проведения
эксперимента
по
последовательной
выдаче
управ
-
ляющих
воздействий
в
узлы
с
регуляторами
соглас
-
но
рейтингу
их
эффективности
и
определения
числа
управляющих
воздействий
,
оптимального
по
крите
-
рию
минимизации
суммы
альтернативных
издержек
на
потери
электроэнергии
и
приведенных
затрат
на
эксплуатацию
регуляторов
,
учитывающих
«
сто
-
имость
»
управляющих
воздействий
и
фактическое
исчерпание
коммутационного
ресурса
на
текущий
момент
.
РЕЗУЛЬТАТЫ
ТЕСТИРОВАНИЯ
АЛГОРИТМА
УПРАВЛЕНИЯ
РЕГУЛЯТОРАМИ
По
результатам
последовательной
выдачи
управля
-
ющих
воздействий
,
направленных
на
минимизацию
суммарных
потерь
активной
мощности
,
от
наиболее
эффективного
регулятора
(
узла
)
к
наименее
эффек
-
тивному
в
рассматриваемом
энергорайоне
южной
части
Московской
энергосистемы
получена
следую
-
щая
картина
снижения
потерь
активной
мощности
,
представленная
в
таблице
6.
В
графическом
виде
динамика
снижения
потерь
в
зависимости
от
количества
выданных
управляю
-
щих
воздействий
при
переходе
от
наиболее
эффек
-
Табл
. 3.
Результаты
расчета
коэффициентов
запаса
по
диапазонам
регулирования
№
Устройство
и
исходное
состояние
Запас
по
напря
-
жению
1
БСК
110
кВ
ПС
110
кВ
«
Лаговская
»,
ПС
110
кВ
«
Взлетная
»
в
отключенном
со
-
стоянии
17,5
кВ
2
БСК
110
кВ
ПС
110
кВ
«
Нащекино
»,
ПС
110
кВ
«
Пущино
»,
ПС
110
кВ
«
Брон
-
ницы
»
в
отключенном
состоянии
12,4
кВ
3
РПН
АТ
ПС
220
кВ
«
Бугры
»,
ПС
220
кВ
«
Гу
-
лево
»,
ПС
220
кВ
«
Ока
»,
ПС
220
кВ
«
Ясе
-
нево
»,
ПС
220
кВ
«
Федино
»,
ПС
220
кВ
«
Мячково
»,
ПС
220
кВ
«
Сабурово
»,
ПС
220
кВ
«
ЦАГИ
»
с
анцапфой
в
положении
0
14,4
кВ
4
РПН
АТ
-3,
АТ
-4 220/110
кВ
ПС
500
кВ
«
Пахра
»
с
анцапфой
в
положении
0
23,6
кВ
5
РПН
АТ
-1,
АТ
-2 220/110
кВ
ПС
220
кВ
«
Нежино
»
с
анцапфой
в
положении
0
11,6
кВ
Табл
. 4.
Ранжирование
регуляторов
по
эффективности
регулирования
напряжения
№
Устройство
Коэф
-
фициент
эффектив
-
ности
1
РПН
АТ
-3,
АТ
-4 220/110
кВ
ПС
500
кВ
«
Пахра
»
170,7009
2
БСК
110
кВ
ПС
110
кВ
«
Бронницы
»
158,3328
3
БСК
110
кВ
ПС
110
кВ
«
Лаговская
»
150,7473
4
РПН
АТ
-4,
АТ
-5 220/110
кВ
ПС
220
кВ
«
Бугры
»
149,4074
5
РПН
АТ
-1,
АТ
-2,
АТ
-6 220/110
кВ
ПС
220
кВ
«
ЦАГИ
»
144,4546
6
БСК
110
кВ
ПС
110
кВ
«
Нащекино
»
142,6138
7
РПН
АТ
-1,
АТ
-2 220/110
кВ
ПС
220
кВ
«
Ока
»
137,0617
8
РПН
АТ
-1,
АТ
-2 220/110
кВ
ПС
220
кВ
«
Нежино
»
136,6892
9
БСК
-1 110
кВ
ПС
110
кВ
«
Пущино
»
134,8656
БСК
-2 110
кВ
ПС
110
кВ
«
Пущино
»
134,8656
10
РПН
АТ
-1,
АТ
-2 220/110
кВ
ПС
220
кВ
«
Сабурово
»
131,9247
11
РПН
АТ
-5 220/110
кВ
ПС
220
кВ
«
Мяч
-
ково
»
128,4616
12
РПН
АТ
-4 220/110
кВ
ПС
220
кВ
«
Мяч
-
ково
»
128,4316
13
РПН
АТ
-1,
АТ
-2 220/110
кВ
ПС
220
кВ
«
Гулево
»
124,0311
14
БСК
110
кВ
ПС
110
кВ
«
Взлетная
»
116,0388
15
РПН
АТ
-1,
АТ
-2 220/110
кВ
ПС
220
кВ
«
Федино
»
109,6348
16
РПН
АТ
-1,
АТ
-2 220/110
кВ
ПС
220
кВ
«
Ясенево
»
99,7462
Табл
. 5.
Данные
о
стоимости
капитального
ремонта
силового
оборудования
и
о
его
ресурсе
по
информации
производителей
и
эксплуатантов
,
опубликованной
в
открытых
источниках
Оборудование
Стои
-
мость
ремонта
,
руб
.
Ресурс
,
коли
-
чество
комму
-
таций
Стои
-
мость
управляю
-
щего
воз
-
действия
,
руб
.
Выключатель
6–20
кВ
66 500
25 000
2,66
РПН
Т
110
кВ
(
переклю
-
чатель
+
контактор
)
с
разборкой
Т
177 000
40 000
4,425
РПН
АТ
220/110
кВ
(
пе
-
реключатель
+
контак
-
тор
)
с
разборкой
АТ
595 000
40 000
14,875
Выключатель
110
кВ
650 000
10 000
65
29
Табл
. 6.
Характер
снижения
потерь
активной
мощности
в
рассматриваемом
энергорайоне
Управляющие
воздействия
(
накопительным
итогом
)
Потери
P
,
МВт
Снижение
потерь
,
МВт
Доля
в
возможном
снижении
(
P
), %
Исходный
режим
,
управляющие
воздействия
отсутствуют
43,83994
0
РПН
АТ
-3,
АТ
-4 220/110
кВ
ПС
500
кВ
«
Пахра
», +3
ступени
42,91483
0,92511
25,24
Включение
БСК
110
кВ
ПС
110
кВ
«
Бронницы
»
41,98964
1,8503
50,47
Включение
БСК
110
кВ
ПС
110
кВ
«
Лаговская
»
41,43013
2,40981
65,74
РПН
АТ
-4,
АТ
-5 220/110
кВ
ПС
220
кВ
«
Бугры
», –2
ступени
41,0829
2,75704
75,21
РПН
АТ
-1,
АТ
-2,
АТ
-6 220/110
кВ
ПС
220
кВ
«
ЦАГИ
», +6
ступеней
40,78933
3,05061
83,22
Включение
БСК
110
кВ
ПС
110
кВ
«
Нащекино
»
40,52889
3,31105
90,32
РПН
АТ
-1,
АТ
-2 220/110
кВ
ПС
220
кВ
«
Ока
», +2
ступени
40,3714
3,46854
94,62
РПН
АТ
-1,
АТ
-2 220/110
кВ
ПС
220
кВ
«
Нежино
», +1
ступень
40,23997
3,59997
98,20
Включение
БСК
-1
или
БСК
-2
ПС
110
кВ
«
Пущино
»
40,19396
3,64598
99,46
РПН
АТ
-1,
АТ
-2 220/110
кВ
ПС
220
кВ
«
Сабурово
», +2
ступени
40,17416
3,66578
100,00
Изменение
ступени
РПН
АТ
-5 220/110
кВ
ПС
220
кВ
«
Мячково
»
рост
потерь
100,00
Изменение
ступени
РПН
АТ
-4 220/110
кВ
ПС
220
кВ
«
Мячково
»
рост
потерь
100,00
Изменение
ступени
РПН
АТ
-1,
АТ
-2 220/110
кВ
ПС
220
кВ
«
Гулево
»
рост
потерь
100,00
Включение
БСК
110
кВ
ПС
110
кВ
«
Взлетная
»
рост
потерь
100,00
Изменение
ступени
РПН
АТ
-1,
АТ
-2 220/110
кВ
ПС
220
кВ
«
Федино
»
рост
потерь
100,00
Изменение
ступени
РПН
АТ
-1,
АТ
-2 220/110
кВ
ПС
220
кВ
«
Ясенево
»
рост
потерь
100,00
Рис
. 1.
Динамика
снижения
потерь
активной
мощности
0
10
20
30
40
50
60
70
80
90
100
0 1 2 3 4 5 6 7 8 9 10
(
P
)
n
,
шт
.
тивных
регуляторов
к
наименее
эффективным
при
-
ведена
на
рисунке
1.
Из
графика
рисунка
1
очевидно
,
что
основной
вклад
в
снижение
потерь
активной
мощности
вне
-
сен
путем
реализации
управляющих
воздействий
на
несколько
наиболее
эффективных
регуляторов
.
При
этом
выдача
управляющих
воздействий
на
слабоэффективные
регуляторы
представляется
нецелесообразной
ввиду
малого
выигрыша
по
сни
-
жению
потерь
активной
мощности
и
затрат
на
при
-
веденные
в
таблице
5 «
стоимости
»
коммутаций
.
Экономия
на
потерях
электрической
энергии
,
с
одной
стороны
,
приводит
к
дополнительным
за
-
тратам
на
оплату
приведенных
в
таблице
5 «
стои
-
мостей
»
коммутаций
устройств
регулирования
на
-
пряжения
и
компенсации
реактивной
мощности
.
С
учетом
распоряжения
Комитета
по
ценам
и
тари
-
фам
Московской
области
от
20.12.2021
№
286-
р
«
Об
установлении
единых
(
котловых
)
тарифов
на
услуги
по
передаче
электрической
энергии
по
сетям
на
террито
-
рии
Московской
области
на
2022
год
»
ставка
на
оплату
технологического
расхода
(
потерь
)
в
электрических
се
-
тях
Московской
области
составляет
77,14
руб
.
за
МВт
·
ч
.
В
таблице
7
приведена
информация
о
значени
-
ях
экономии
на
снижении
потерь
электроэнергии
на
временном
промежутке
в
один
час
,
с
одной
сто
-
роны
,
затратах
на
использование
коммутационного
ресурса
регуляторов
(
стоимости
управляющих
воз
-
действий
),
с
другой
стороны
,
и
итоговом
показателе
экономического
эффекта
от
выполнения
управляю
-
щих
воздействий
,
равном
разности
от
экономии
на
потерях
и
стоимостью
выполненных
управляющих
воздействий
.
Таким
образом
,
оптимальным
набором
управляю
-
щих
воздействий
в
конкретной
рассмотренной
схем
-
но
-
режимной
ситуации
является
изменение
положе
-
ния
РПН
АТ
-3
и
АТ
-4 220/110
кВ
на
ПС
500
кВ
«
Пахра
»
на
3
ступени
в
сторону
увеличения
номера
анцапфы
и
включение
БСК
на
ПС
110
кВ
«
Бронницы
»,
что
приведет
к
наибольшему
экономическому
эффекту
№
5 (74) 2022
30
УПРАВЛЕНИЕ
СЕТЯМИ
в
виде
совокупного
максимального
снижения
потерь
при
максимальной
экономии
ресурса
регуляторов
.
Указанный
результат
может
использоваться
персо
-
налом
сетевой
организации
при
осуществлении
опе
-
ративно
-
технологического
управления
.
Изменение
рассматриваемого
временного
про
-
межутка
исследования
принципиально
не
меняет
ре
-
зультатов
исследования
,
лишь
кратно
увеличивая
эко
-
номический
эффект
для
конкретной
рассмотренной
схемно
-
режимной
ситуации
.
При
этом
стоит
отметить
,
что
достаточное
снижение
временного
промежутка
между
управляющими
воздействиями
может
привести
к
ситуации
,
когда
экономия
на
потерях
электроэнергии
в
принципе
не
покрывает
затрат
на
управляющие
воз
-
действия
.
Указанное
свойство
вносит
положительный
эффект
функционирования
алгоритма
в
форме
ограни
-
чения
неоправданно
частых
управляющих
воздействий
на
регуляторы
напряжения
или
реактивной
мощности
.
При
этом
стоит
отметить
принятое
допущение
о
при
-
нятии
всех
коэффициентов
ресурса
,
равными
единице
[1],
то
есть
все
регуляторы
исправны
и
находятся
в
се
-
редине
жизненного
цикла
.
Напомним
,
что
согласно
[1]
коэффициент
ресурса
вносит
поправку
в
стоимость
управляющего
воздействия
,
увеличивая
ее
для
старых
и
более
подверженных
поломкам
регуляторов
и
снижая
ее
для
новых
регуляторов
с
целью
более
рациональ
-
ного
использования
электросетевого
оборудования
.
При
этом
указанное
допущение
не
влияет
на
порядок
определения
экономического
эффекта
,
представлен
-
ного
в
таблице
7,
лишь
частично
корректируя
стоимость
управляющих
воздействий
для
каждого
регулятора
.
ВЫВОДЫ
Получены
экспериментальные
результаты
приме
-
нения
методики
управления
уровнями
напряжения
с
учетом
минимизации
эксплуатационных
затрат
,
представленной
в
[1],
для
реальной
электрической
сети
ПАО
«
Россети
Московский
регион
».
Согласно
по
-
лученным
результатам
в
рассмотренной
схемно
-
ре
-
жимной
ситуации
,
оптимальный
состав
управляющих
воздействий
на
устройства
регулирования
напряже
-
ния
и
реактивной
мощности
включает
воздействия
только
на
два
регулятора
:
РПН
АТ
-3,
АТ
-4 220/110
кВ
ПС
500
кВ
«
Пахра
»
и
БСК
110
кВ
ПС
110
кВ
«
Брон
-
ницы
».
Выдача
управляющих
воздействий
на
указанные
регуляторы
позволяет
совокупно
снизить
уровень
потерь
активной
мощности
в
рассматриваемой
элек
-
трической
сети
на
50%
от
теоретически
достижимо
-
го
уровня
при
минимальном
использовании
ресурса
регуляторов
напряжения
,
что
имеет
ключевое
значе
-
ние
в
условиях
роста
стоимости
ремонта
электросе
-
тевого
оборудования
и
возможного
дефицита
запас
-
ных
частей
и
материалов
,
необходимых
для
ремонта
отдельной
номенклатуры
электросетевого
оборудо
-
вания
.
Опробованная
методика
может
использоваться
оперативно
-
технологическим
персоналом
сетевых
организаций
для
оптимизации
ведения
режима
ра
-
боты
электрической
сети
.
В
том
числе
,
указанная
методика
может
быть
реализована
программно
для
представления
рекомендаций
персоналу
в
режиме
реального
времени
.
Табл
. 7.
Оценка
экономического
эффекта
от
реализации
управляющих
воздействий
Управляющие
воздействия
(
накопительным
итогом
)
Снижение
потерь
,
МВт
Экономия
на
потерях
ЭЭ
в
час
,
руб
.
Стоимость
УВ
,
руб
.
Экономи
-
ческий
эффект
,
руб
.
Исходный
режим
0
0
0
0
РПН
АТ
-3,
АТ
-4 220/110
кВ
ПС
500
кВ
«
Пахра
», +3
ступени
0,92511
71,36
29,75
+41,61
Включение
БСК
110
кВ
ПС
110
кВ
«
Бронницы
»
1,8503
142,73
94,75
+47,98
Включение
БСК
110
кВ
ПС
110
кВ
«
Лаговская
»
2,40981
185,89
159,75
+26,14
РПН
АТ
-4,
АТ
-5 220/110
кВ
ПС
220
кВ
«
Бугры
», –2
ступени
2,75704
212,68
189,5
+23,18
РПН
АТ
-1,
АТ
-2,
АТ
-6 220/110
кВ
ПС
220
кВ
«
ЦАГИ
», +6
ступеней
3,05061
235,32
219,25
+16,07
Включение
БСК
110
кВ
ПС
110
кВ
«
Нащекино
»
3,31105
255,41
284,25
–28,83
РПН
АТ
-1,
АТ
-2 220/110
кВ
ПС
220
кВ
«
Ока
», +2
ступени
3,46854
267,56
314
–46,44
РПН
АТ
-1,
АТ
-2 220/110
кВ
ПС
220
кВ
«
Нежино
», +1
ступень
3,59997
277,70
343,75
–66,05
Включение
БСК
-1
или
БСК
-2
ПС
110
кВ
«
Пущино
»
3,64598
281,25
408,75
–127,50
РПН
АТ
-1,
АТ
-2 220/110
кВ
ПС
220
кВ
«
Сабурово
», +2
ступени
3,66578
282,77
438,5
–155,72
ЛИТЕРАТУРА
/ REFERENCES
1.
Гвоздев
Д
.
Б
.,
Холопов
С
.
С
.
Разработка
методики
управления
уровнями
напряжения
с
учетом
миними
-
зации
эксплуатационных
затрат
//
ЭЛЕКТРО
ЭНЕРГИЯ
.
Передача
и
распределение
, 2021,
№
1(64).
С
. 34–40 /
Gvozdev D.B., Kholopov S.S. Development of the voltage
level control procedure with regard to minimization of
operation costs //
ELEKTROENERGIYA. Peredacha
i raspredeleniye
[ELECTRIC POWER. Transmission and
Distribution], 2021, no. 1(64), pp. 34-40. (In Russian)
Выполнено опробование на реальной сети разработанного в работе алгоритма, реализующего методику определения состава управляющих воздействий на устройства регулирования напряжения и компенсации реактивной мощности для достижения совокупной минимизации издержек на потери электрической энергии и затрат на эксплуатацию регуляторов в электрических сетях класса напряжения 110–220 кВ ПАО «Россети Московский регион». Получены выводы о совокупной экономии ресурса регуляторов напряжения и реактивной мощности и снижении потерь активной мощности при управлении регуляторами по разработанному алгоритму, что, в свою очередь, приводит к повышению экономической эффективности деятельности сетевой организации.
