36
ЭНЕРГОСНАБЖЕНИЕ
В
вод
в
эксплуатацию
в
Респуб
-
лике
Беларусь
первого
энерго
-
блока
атомной
электростанции
(
Белорусской
АЭС
)
в
2021
году
положил
начало
коренным
преобразо
-
ваниям
в
энергосистеме
,
обусловлен
-
ными
необходимостью
обеспечения
надежно
c
ти
выдачи
мощности
станции
.
После
намеченного
в
2023
года
ввода
в
промышленную
эксплуатацию
второго
энергоблока
установленная
мощность
Белорусской
АЭС
составит
2400
МВт
,
что
соответствует
40%
максимума
на
-
грузки
Белорусской
энергосистемы
.
Системообразующая
сеть
Белорус
-
ской
энергосистемы
,
а
также
межсис
-
темные
связи
со
смежными
энергосис
-
темами
сформированы
на
напряжении
330–750
кВ
.
В
настоящее
время
наряду
с
изменением
состава
генерирующих
мощностей
Белорусской
энергосистемы
происходит
сокращение
внешних
меж
-
системных
связей
.
В
связи
с
этим
для
поддержания
нормативного
резерва
мощности
в
Белорусской
энергосистеме
становится
актуальным
вопрос
регули
-
рования
перетоков
активной
мощно
-
сти
между
сетями
классов
напряжения
330
кВ
и
750
кВ
.
В
связи
с
описанными
выше
из
-
менениями
топологии
системообра
-
зующей
сети
330–750
кВ
,
в
условиях
ограниченных
возможностей
резерви
-
рования
межсистемных
связей
Белорус
-
ская
энергосистема
вплотную
подходит
к
необходимости
построения
активно
-
адаптивной
сети
напряжением
330–
750
кВ
,
позволяющей
осуществлять
управление
сетью
в
реальном
време
-
ни
с
использованием
фазоповоротных
устройств
(
ФПУ
).
В
статье
рассматривается
возмож
-
ность
управления
потоками
активной
мощности
по
линии
электропередачи
(
ЛЭП
)
напряжением
750
кВ
Смоленская
АЭС
—
Белорусская
,
которая
соединяет
Белорусскую
энергосистему
(
далее
—
ОЭС
Беларуси
)
и
ЕЭС
России
.
СПОСОБЫ
РЕГУЛИРОВАНИЯ
ПОТОКА
АКТИВНОЙ
МОЩНОСТИ
ЛЭП
Как
известно
,
поток
активной
мощности
в
ЛЭП
переменного
тока
определяется
выражением
:
U
1
∙
U
2
P
=
∙
sin
21
, (1)
X
л
где
U
1
и
U
2
—
модули
напряжения
ис
-
точника
электроэнергии
в
начале
линии
и
напряжения
приемника
электроэнер
-
гии
в
конце
линии
;
X
л
—
реактивное
со
-
противление
линии
;
21
—
угол
сдвига
по
фазе
между
вектором
напряжения
источника
и
приемника
электроэнергии
.
Модули
напряжения
на
шинах
источ
-
ника
и
приемника
электроэнергии
(
в
том
числе
в
различных
точках
энергосистем
)
определяются
исходя
из
заданных
пара
-
метров
электрических
режимов
,
надеж
-
ности
работы
оборудования
,
балансов
реактивной
мощности
и
прочих
базовых
условий
и
не
имеют
значительного
регу
-
лировочного
диапазона
для
решения
за
-
дачи
управления
потоками
активной
мощ
-
ности
.
Из
этого
следует
,
что
величиной
активной
мощности
,
передаваемой
по
ЛЭП
,
можно
управлять
двумя
способами
:
Кашин
М
.
А
.,
ведущий
инженер
Отдела
проектирования
энергосистем
РУП
«
Белэнергосетьпроект
»
Новиков
Н
.
Л
.,
д
.
т
.
н
.,
профессор
НИУ
«
МЭИ
»,
в
.
н
.
с
.
ОИВТ
РАН
,
заместитель
научного
руководителя
АО
«
НТЦ
ФСК
ЕЭС
»
Новиков
А
.
Н
.,
с
.
н
.
с
.
ФБУ
«
НТЦ
Энерго
-
безопасность
»
Ключевые
слова
:
энергосистема
,
атомная
энергетика
,
трансформатор
поперечного
регулирования
,
потери
активной
мощности
,
потоки
активной
мощности
,
напряжение
Повышение режимной надежности
Белорусской энергосистемы
в условиях развития атомной
энергетики
УДК
621.311:621.3.07
В
Белорусской
энергосистеме
в
настоящее
время
наряду
с
вводом
Белорусской
АЭС
происходит
изменение
внешних
межсистемных
связей
.
Для
поддержания
норма
-
тивного
резерва
мощности
актуален
вопрос
регулирования
перетоков
активной
мощно
-
сти
между
сетями
классов
напряжения
330
кВ
и
750
кВ
,
которые
являются
основными
в
системообразующей
сети
.
В
статье
приводятся
результаты
расчетных
экспериментов
,
подтверждающих
эффективность
использования
в
Белорусской
энергосистеме
транс
-
форматора
поперечного
регулирования
.
37
ПЗУ
барьерного
,
антиприсадочного
,
изолирующего
,
маркерного
типа
Ограничители
перенапряжений
0,22–750
кВ
ОПНП
подвесного
исполнения
0,22–500
кВ
Высоковольтные
предохранители
ПКТ
,
ПКН
Линейно
-
подвесная
арматура
ЛЭП
www.polymer-apparat.ru
Тел
./
факс
: (812) 331-40-40
(
многоканальный
)
научно
-
производственное
объединение
АО
«
Полимер
-
Аппарат
»
На
правах
рекламы
Н
Гарантия
—
до
10
лет
.
Срок
службы
— 30
лет
–
изменяя
реактивное
сопротивление
линии
;
–
изменяя
угол
сдвига
фаз
между
векторами
напря
-
жений
источника
и
приемника
.
Сопротивление
линии
переменного
тока
носит
преимущественно
индуктивный
характер
.
Поэтому
для
увеличения
потока
активной
мощности
по
ли
-
нии
электропередачи
используются
устройства
про
-
дольной
компенсации
(
УПК
),
которые
представляют
собой
батареи
конденсаторов
.
УПК
включаются
по
-
следовательно
в
ЛЭП
для
компенсации
части
ее
ин
-
дуктивного
сопротивления
.
УПК
имеют
сравнительно
низкую
стоимость
(10%
от
стоимости
ВЛ
),
а
также
возможность
снижения
колебаний
напряжения
при
питании
резко
перемен
-
ной
нагрузки
.
Такой
способ
управления
имеет
и
не
-
достатки
:
увеличиваются
токи
короткого
замыкания
(
КЗ
)
в
ЛЭП
(
из
-
за
снижения
ее
сопротивления
),
а
так
-
же
появляется
опасность
пробоя
изоляции
конденса
-
торов
при
КЗ
в
линии
.
Следует
отметить
,
что
УПК
применяются
,
как
пра
-
вило
,
в
районах
,
в
которых
источники
энергии
значи
-
тельно
удалены
от
потребителей
для
поддержания
требуемых
уровней
напряжения
и
увеличения
про
-
пускной
способности
ЛЭП
.
Как
было
сказано
выше
,
включение
УПК
после
-
довательно
с
ЛЭП
снижает
общее
реактивное
со
-
противление
и
повышает
величину
потока
активной
мощности
по
ЛЭП
.
Однако
в
ремонтно
-
аварийных
режимах
Белорусской
энергосистемы
,
как
будет
по
-
казано
ниже
,
требуется
противоположное
—
сниже
-
ние
потока
активной
мощности
по
ЛЭП
750
кВ
Смо
-
ленская
АЭС
—
Белорусская
для
предотвращения
перегрузки
элементов
сети
750
кВ
.
Поэтому
для
Белорусской
энергосистемы
более
подходящим
является
способ
регулирования
потока
мощности
в
сети
750/330
кВ
путем
изменения
угла
сдвига
фаз
между
векторами
напряжений
начала
и
конца
ЛЭП
750
кВ
.
Для
управления
потоками
активной
мощности
в
трехфазных
сетях
переменного
тока
применяется
ФПУ
,
специализированная
модификация
силового
трансформатора
.
ФПУ
состоит
из
двух
трансфор
-
маторов
:
регулируемого
,
который
включается
па
-
раллельно
линии
,
и
сериесного
,
вторичная
обмотка
которого
включается
последовательно
в
линию
.
При
этом
за
счет
схемы
соединения
обмоток
вектор
на
-
пряжения
на
сериесной
обмотке
направлен
под
углом
90
электрических
градусов
к
фазному
напря
-
жению
сети
.
Меняя
напряжение
на
сериесной
обмотке
с
по
-
мощью
регулируемого
трансформатора
,
можно
осу
-
ществлять
поворот
вектора
суммарного
напряжения
в
начале
сети
и
управлять
углом
сдвига
между
век
-
торами
напряжений
в
начале
и
в
конце
ЛЭП
,
изменяя
поток
активной
мощности
,
передаваемой
по
ней
от
-
носительно
естественного
потокораспределения
[1].
Выделяют
два
вида
ФПУ
:
–
фазосдвигающие
трансформаторы
(
ФСТ
),
кото
-
рые
имеют
возможность
плавной
регулировки
по
-
перечной
составляющей
вектора
напряжения
;
–
кросс
-
трансформаторы
(
КТ
) —
используют
сту
-
пенчатое
переключение
.
Кросс
-
трансформатор
представляет
собой
одно
-
баковый
трехфазный
трансформатор
без
переклю
-
чения
ответвлений
—
простое
,
дешевое
и
надеж
-
ное
устройство
фазового
сдвига
,
применяемое
при
управлении
потоками
в
развитой
сети
220–500
кВ
.
На
подстанциях
(
ПС
) 750
кВ
функции
ФСТ
может
выполнять
трансформатор
поперечного
регулирова
-
ния
напряжения
,
устанавливаемый
в
нейтрали
авто
-
трансформатора
(
АТ
) 750/330
кВ
.
Следует
отметить
,
что
в
настоящее
время
изме
-
нение
фазового
сдвига
выходного
напряжения
осу
-
ществляется
преимущественно
с
помощью
тради
-
ционных
механических
регуляторов
под
нагрузкой
(
РПН
).
РПН
обладают
относительно
низким
быстро
-
действием
(
несколько
секунд
),
а
также
относительно
невысокой
надежностью
.
Однако
в
случае
необходи
-
мости
повышения
быстродействия
ФПУ
могут
быть
использованы
тиристорные
коммутаторы
,
выполня
-
№
1 (76) 2023
38
ЭНЕРГОСНАБЖЕНИЕ
ющие
аналогичную
функцию
переключения
обмоток
трансформатора
с
использованием
тиристоров
или
симисторов
[1].
ПРИМЕНЕНИЕ
ФПУ
В
МИРЕ
И
СТРАНАХ
СНГ
Фазоповоротные
устройства
активно
применяются
в
мире
со
второй
половины
XX
века
.
Так
,
ФПУ
в
британской
электрической
сети
при
-
меняются
с
1969
года
.
В
1997
году
в
эксплуатацию
введены
два
ФПУ
мощностью
2750
МВ∙А
напряжени
-
ем
400
кВ
с
регулятором
угла
сдвига
фаз
,
имеющим
11
ступеней
.
В
настоящее
время
четыре
таких
ФПУ
успешно
работают
вместе
с
существующими
пятью
ФПУ
мощностью
2000
МВ∙А
напряжением
400
кВ
и
шестью
ФПУ
мощностью
275
МВ∙А
напряжением
750
МВА
.
В
пограничном
районе
Бельгии
и
Франции
ЛЭП
220
кВ
между
подстанцией
RTE Chooz
и
подстан
-
цией
Elia Monceau
могла
быть
перегружена
в
случае
отказов
на
других
межнациональных
линиях
электро
-
передачи
.
Для
снятия
данного
ограничения
на
под
-
станции
150
кВ
Monceau
установлен
фазоповоротный
трансформатор
мощностью
400
МВ∙А
напряжением
220/150
кВ
[2].
В
странах
СНГ
имеется
следующий
опыт
разра
-
ботки
и
применения
ФПУ
.
В
ОЭС
Северо
-
Запада
на
Ленинградской
АЭС
АТ
1 750/330
кВ
оснащен
устройством
поперечно
-
го
регулирования
напряжения
.
В
настоящее
время
в
рамках
создания
схемы
выдачи
мощности
Ленин
-
градской
АЭС
-2
на
Ленинградской
АЭС
намечается
установка
второго
АТ
750/330
кВ
с
ТПР
.
В
2019
году
на
Волжской
ГЭС
введен
в
эксплуа
-
тацию
ФПУ
500/220
кВ
мощностью
195
МВА
,
что
по
-
требовало
в
2,5
раза
меньше
средств
по
сравнению
со
строительством
дополнительной
ЛЭП
220
кВ
для
снятия
ограничений
на
генерацию
Волжской
ГЭС
[3].
В
2009
году
в
Казахстане
введена
в
эксплуатацию
межрегиональная
линия
электропередачи
500
кВ
Северный
Казахстан
—
Актюбинская
область
протя
-
женностью
487
км
с
двумя
подстанциями
:
ПС
500
кВ
«
Житикара
»
и
ПС
500
кВ
«
Ульке
».
На
ПС
500
кВ
«
Уль
-
ке
»
впервые
в
СНГ
используется
ФСТ
с
параметрами
:
400
МВА
, 500/220
кВ
,
диапазон
сдвига
фазы
0–20°.
ФСТ
спроектирован
и
изготовлен
компанией
«
Запо
-
рожтрансформатор
».
ФСТ
позволяет
минимизиро
-
вать
энергопотоки
по
линиям
220
кВ
ОЭС
Юга
России
и
загрузить
линию
500
кВ
ПС
«
Житикара
» —
ПС
«
Уль
-
ке
»
электроэнергией
казахстанских
источников
[2, 4].
ОСОБЕННОСТИ
ПРИМЕНЕНИЯ
ФПУ
В
БЕЛОРУССКОЙ
ЭНЕРГОСИСТЕМЕ
Белорусская
энергосистема
связана
со
смежными
энергосистемами
по
ЛЭП
750
кВ
Смоленская
АЭС
—
ПС
«
Белорусская
»
и
ряду
ЛЭП
330
кВ
,
загрузка
кото
-
рых
складывается
исходя
из
режимов
работы
всех
рассматриваемых
энергосистем
.
Отсутствие
управ
-
ления
распределением
активной
мощности
между
ЛЭП
классов
напряжения
330
кВ
и
750
кВ
создает
ограничения
на
использование
расчетной
пропуск
-
ной
способности
элементов
сети
.
Данные
ограни
-
чения
не
позволяют
проходить
все
ремонтно
-
ава
-
рийные
режимы
без
изменения
состава
генерации
и
потребления
в
Белорусской
энергосистеме
,
что
снижает
режимную
надежность
энергосистемы
.
Узловой
подстанцией
связи
сетей
750
кВ
и
330
кВ
является
подстанция
750
кВ
«
Белорусская
».
Особен
-
ностью
схемы
ПС
750
кВ
«
Белорусская
»
является
то
,
что
связь
сети
750
кВ
и
330
кВ
осуществляется
через
один
элемент
—
АТ
750/330
кВ
.
Анализ
опыта
использования
ФСТ
в
странах
СНГ
показывает
,
что
наиболее
целесообразным
способом
регулирования
потоков
мощности
через
АТ
750/330
кВ
ПС
750
кВ
«
Белорусская
»
являет
-
ся
использование
стандартного
однофазного
регулировочного
трансформатора
типа
ОДЦТНП
92000/150,
разработанного
специ
-
ально
для
работы
с
АТ
750/330
кВ
и
имеющего
опыт
эксплуатации
.
Исследования
показали
,
что
при
использовании
данного
техниче
-
ского
решения
(
как
в
нормальных
,
так
и
в
аварийных
режимах
)
обе
-
спечивается
возможность
управ
-
ления
загрузкой
автотрансфор
-
матора
750/330
кВ
,
и
следо
-
вательно
,
единственной
ЛЭП
напряжением
750
кВ
Смолен
-
ская
АЭС
—
ПС
«
Белорусская
».
В
настоящее
время
Бело
-
русская
энергосистема
связана
со
смежными
энергосистема
-
ми
России
,
Литвы
и
Украины
по
восьми
ЛЭП
330
кВ
и
одной
ЛЭП
750
кВ
.
ЛЭП
330
кВ
с
энергосис
-
темой
Украины
отключены
в
свя
-
зи
с
присоединением
Украины
к
ENTSO.
Рис
. 1.
ЛЭП
330
кВ
и
750
кВ
связи
Белорусской
энергосистемы
с
прилегаю
-
щими
энергосистемами
39
В
случае
выхода
энергосистем
Литвы
из
параллельной
работы
с
Белорусской
энергосистемой
в
работе
остаются
только
четыре
ЛЭП
330
кВ
и
750
кВ
связи
с
ЕЭС
России
(
рисунок
1):
ВЛ
750
кВ
Смоленская
АЭС
—
ПС
«
Бе
-
лорусская
»;
ВЛ
330
кВ
Кри
-
чев
—
Рославль
;
ВЛ
330
кВ
Ви
-
тебск
—
ПС
«
Талашкино
»; 330
кВ
Полоцк
—
Новосокольники
.
РАСЧЕТЫ
ПОТОКОВ
МОЩНОСТИ
И
УРОВНЕЙ
НАПРЯЖЕНИЯ
Развитие
электрических
сетей
со
-
провождается
увеличением
до
-
полнительных
потерь
мощности
и
электроэнергии
,
вызванных
ро
-
стом
уравнительной
мощности
из
-
за
их
неоднородности
.
При
этом
сети
разных
классов
напряжения
загружаются
согласно
их
сопро
-
тивлениям
и
топологии
,
при
этом
зачастую
пропускная
способ
-
ность
всей
замкнутой
сети
огра
-
ничивается
одним
ее
элементом
.
Управление
режимом
такой
сети
позволяет
оптимизировать
поте
-
ри
активной
мощности
и
энергии
,
а
также
обеспечить
требуемый
уровень
пропускной
способности
такой
замкнутой
сети
за
счет
перерас
-
пределения
потоков
мощности
между
сетями
разных
номинальных
напряжений
.
Как
было
сказано
выше
,
типовым
решением
для
регулирования
перетоков
между
сетями
330
кВ
и
750
кВ
является
установка
в
рассечку
первичной
обмотки
существующего
АТ
750/330
кВ
регулировоч
-
ного
трансформатора
поперечного
регулирования
(
ТПР
)
с
пределами
регулирования
±68
кВ
(±20
5%),
который
осуществляет
поперечное
регулирование
напряжения
АТ
.
Для
осуществления
продольного
регулирования
напряжения
в
нейтрали
АТ
ПС
750
кВ
«
Белорусская
»
в
настоящее
время
установлено
устройство
регули
-
рования
под
нагрузкой
(
РПН
)
с
пределами
регулиро
-
вания
добавочной
ЭДС
±64
кВ
(±20
5%).
Добавочная
ЭДС
трансформатора
поперечного
регулирования
направлена
под
углом
90º
по
отно
-
шению
к
основному
напряжению
фазы
,
продольно
-
поперечное
регулирование
напряжения
осуществля
-
ется
в
нейтрали
автотрансформатора
750/330
кВ
.
Поэтому
общий
коэффициент
трансформации
ав
-
тотрансформатора
является
комплексным
числом
и
определяется
выражением
:
((
U
ном
.
СН
±
U
РПН
)
⁄
√
3 +
j
U
ТПР
)
K
T
=
K
T
R
+
jK
T
I
, (2)
((
U
ном
.
ВН
±
U
РПН
)
⁄
√
3 +
j
U
ТПР
)
где
U
ном
.
СН
—
номинальное
напряжение
обмот
-
ки
СН
автотрансформатора
,
равное
330
кВ
;
U
ном
.
ВН
—
номинальное
напряжение
обмотки
ВН
автотрансформатора
,
равное
750
кВ
;
U
РПН
—
зна
-
чение
добавочной
продольной
ЭДС
,
создавае
-
мой
устройством
РПН
(±64
кВ
);
U
ТПР
—
значение
добавочной
поперечной
ЭДС
,
создаваемой
ТПР
(±68
кВ
);
K
Т
R
—
вещественная
часть
комплексно
-
го
коэффициента
трансформации
;
K
Т
I
—
мнимая
часть
комплексного
коэффициента
трансфор
-
мации
.
Для
оценки
технической
эффективности
исполь
-
зования
ТПР
на
ПС
750
кВ
«
Белорусская
»
выполне
-
на
серия
электрических
расчетов
системообразую
-
щей
сети
ОЭС
Беларуси
в
нормальном
и
ремонтном
режимах
при
различных
анцапфах
ТПР
(
поперечное
регулирование
отсутствует
при
анцапфе
ТПР
№
22)
для
режимов
зимнего
максимума
и
летнего
миниму
-
ма
.
В
расчетах
электрических
режимов
принималось
условие
самобаланса
Белорусской
энергосистемы
по
активной
мощности
.
Анализ
результатов
расчетов
показал
,
что
диа
-
пазоны
регулирования
перетоков
активной
мощ
-
ности
между
сетью
330
кВ
и
750
кВ
определяются
конфигурацией
сети
и
не
зависят
от
уровня
нагру
-
зок
.
Конфигурация
сети
Белорусской
энергосисте
-
мы
не
зависит
от
сезона
года
,
поэтому
ниже
при
-
водятся
результаты
расчетов
режимов
зимнего
максимума
.
Профили
потоков
активной
мощности
по
АТ
750/330
кВ
и
ЛЭП
330
кВ
(
Кричев
—
Рославль
,
Ви
-
тебск
—
Талашкино
,
Полоцк
—
Новосокольники
)
при
различных
анцапфах
ТПР
в
нормальном
,
ремонтном
(
n
-1)
и
ремонтно
-
аварийном
(
n
-2)
режимах
приведе
-
ны
на
рисунках
2–4.
Рис
. 2.
Профиль
потоков
активной
мощности
по
ЛЭП
330
кВ
и
АТ
750/330
кВ
ОЭС
Беларуси
при
различных
анцапфах
ТПР
в
нормальном
режиме
Рис
. 3.
Профили
потоков
активной
мощности
по
ЛЭП
330
кВ
и
АТ
750/330
кВ
ОЭС
Беларуси
при
различных
анцапфах
ТПР
в
ремонтном
режиме
(
отключе
-
ние
ВЛ
330
кВ
Кричев
—
Рославль
)
500
400
300
200
100
0
–100
–200
–300
P
,
МВт
ТПР
№
1
ТПР
№
22
ТПР
№
43
Элемент
сети
АТ
750/330
ПС
«
Белорусская
»
ВЛ
330
кВ
Полоцк
–
Новосокольники
ВЛ
330
кВ
Витебск
–
Талашкино
ВЛ
330
кВ
Кричев
–
Рославль
В
ОЭС
Бе
лар
ус
и
Из
ОЭС
Бе
лар
ус
и
500
400
300
200
100
0
–100
–200
–300
P
,
МВт
ТПР
№
1
ТПР
№
22
ТПР
№
43
Элемент
сети
АТ
750/330
ПС
«
Белорусская
»
ВЛ
330
кВ
Полоцк
–
Новосокольники
ВЛ
330
кВ
Витебск
–
Талашкино
ВЛ
330
кВ
Кричев
–
Рославль
В
ОЭС
Бе
лар
ус
и
Из
ОЭС
Бе
лар
ус
и
№
1 (76) 2023
40
ЭНЕРГОСНАБЖЕНИЕ
Анализ
рисунков
2–4
показывает
,
что
возможный
диапазон
изменения
перетока
активной
мощности
через
АТ
750/330
кВ
ПС
750
кВ
«
Белорусская
»:
–
в
нормальном
режиме
составляет
540
МВт
;
–
в
ремонтном
режиме
— 440
МВт
;
–
в
ремонтно
-
аварийном
режиме
— 350
МВт
.
Следовательно
,
при
использовании
продольно
-
поперечного
регулирования
напряжения
на
АТ
ПС
750
кВ
«
Белорусская
»
появляется
возмож
-
ность
выноса
потока
активной
мощности
из
сети
330
кВ
межгосударственного
сечения
ОЭС
Бела
-
руси
—
ОЭС
Центра
на
ВЛ
750
кВ
Смоленская
АЭС
—
ПС
«
Белорусская
»
и
обратно
в
диапазоне
540–350
МВт
.
На
рисунке
5
приведены
значения
потерь
ак
-
тивной
мощности
в
ОЭС
Беларуси
при
различных
анцапфах
ТПР
для
различных
режимов
работы
сети
.
Анализ
рисунков
2–5
показывает
,
что
в
связи
с
ростом
загрузки
АТ
750/330
кВ
ПС
750
кВ
«
Бело
-
русская
» (
максимальная
загрузка
АТ
достигается
при
анцапфе
ТПР
№
43)
потери
активной
мощности
в
ОЭС
Беларуси
увеличиваются
:
–
на
8–9
МВт
при
переключении
анцапф
ТПР
от
№
1
к
№
43
во
всех
режимах
работы
сети
ОЭС
Бе
-
ларуси
;
–
на
4–5
МВт
при
сокращении
работающих
ВЛ
330
кВ
(
выводе
их
в
ремонт
или
аварийном
от
-
ключении
).
Как
было
отмечено
выше
,
в
расчетах
электрических
режи
-
мов
принималось
условие
само
-
баланса
Белорусской
энергосис
-
темы
по
активной
мощности
.
То
есть
переток
активной
мощности
по
АТ
750/330
кВ
ПС
750
кВ
«
Бе
-
лорусская
» (
или
по
ВЛ
750
кВ
Смоленская
АЭС
—
ПС
«
Бело
-
русская
»)
в
сторону
сети
Бело
-
русской
энергосистемы
из
ЕЭС
России
компенсируется
обратным
перетоком
активной
мощности
из
Белорусской
энергосистемы
в
сторону
ЕЭС
России
.
В
режиме
самобаланса
оптимальным
по
критерию
снижения
потерь
ак
-
тивной
мощности
в
энергосисте
-
ме
является
снижение
загрузки
АТ
750/330
кВ
.
Однако
в
аварийных
режимах
с
дефицитом
либо
избытком
ак
-
тивной
мощности
в
Белорусской
энергосистеме
потери
активной
мощности
не
являются
определя
-
ющим
фактором
.
В
данных
режи
-
мах
ставится
задача
сохранения
режимной
надежности
с
помощью
повышения
пропускной
способно
-
сти
межсистемных
связей
750
кВ
и
330
кВ
.
Под
режимной
надежностью
энергосистемы
понимается
способность
противо
-
стоять
внезапным
изменениям
режима
,
не
допуская
каскадного
развития
аварий
с
массовым
нарушени
-
ем
питания
потребителей
.
Для
оценки
режимной
на
-
дежности
электрической
сети
широко
используется
детерминистский
критерий
n
–1,
который
означает
,
что
при
аварийных
ситуациях
,
связанных
с
потерей
любого
независимого
элемента
сети
,
она
продол
-
жает
выполнять
свои
функции
в
полном
объеме
[5].
В
рамках
настоящего
исследования
ставилась
задача
обеспечения
режимной
надежности
энерго
-
системы
путем
обеспечения
требуемой
пропускной
способности
межсистемных
связей
750
кВ
и
330
кВ
в
случае
аварийного
отключения
Белорусской
АЭС
.
Выполненные
электрические
расчеты
режимов
с
дефицитом
активной
мощности
в
Белорусской
энергосистеме
(
при
аварийном
отключении
Бело
-
русской
АЭС
)
показывают
,
что
ограничивающим
элементом
для
получения
резервной
мощности
яв
-
ляется
АТ
750/330
кВ
на
ПС
750
кВ
«
Белорусская
»
при
достаточной
пропускной
способности
ЛЭП
330
кВ
.
В
данных
режимах
использование
ТПР
поз
-
воляет
ликвидировать
перегрузку
АТ
750/330
кВ
,
повысив
загрузку
ЛЭП
330
кВ
на
величину
порядка
200–250
МВт
.
Тем
самым
,
при
получении
резервной
мощности
из
ЕЭС
России
не
происходит
перегрузки
элементов
сети
и
не
требуется
отключение
потре
-
бителей
.
Рис
. 4.
Профили
потоков
активной
мощности
по
ЛЭП
330
кВ
и
АТ
750/330
кВ
ОЭС
Беларуси
при
различных
анцапфах
ТПР
в
ремонтно
-
аварийном
режиме
(
отключение
ВЛ
330
кВ
Кричев
—
Рославль
и
Полоцк
—
Новосольники
).
Рис
. 5.
Потери
активной
мощности
в
ОЭС
Беларуси
при
различных
анцап
-
фах
ТПР
для
нормального
,
ремонтного
и
ремонтно
-
аварийного
режимов
работы
сети
330–750
кВ
ОЭС
Беларуси
500
400
300
200
100
0
–100
–200
–300
P
,
МВт
ТПР
№
1
ТПР
№
22
ТПР
№
43
Элемент
сети
АТ
750/330
ПС
«
Белорусская
»
ВЛ
330
кВ
Полоцк
–
Новосокольники
ВЛ
330
кВ
Витебск
–
Талашкино
ВЛ
330
кВ
Кричев
–
Рославль
В
ОЭС
Бе
лар
ус
и
Из
ОЭС
Бе
лар
ус
и
125
120
115
110
105
100
откл
.
ВЛ
330
кВ
Кричев
-
Рославль
,
Полоцк
-
Новосо
-
кольники
откл
.
ВЛ
330
кВ
Кричев
-
Рославль
нормальный
режим
ТПР
№
1
ТПР
№
22
№
анцапфы
ТПР
ТПР
№
43
По
тери
мощности
в
ОЭС
Бе
лар
ус
и
,
МВ
т
41
Управление
загрузкой
элемен
-
тов
сети
750
кВ
и
330
кВ
с
исполь
-
зованием
ТПР
также
позволяет
проходить
ремонтные
режимы
в
системообразующей
сети
Бело
-
русской
энергосистемы
с
требуе
-
мыми
параметрами
.
ЭКОНОМИЧЕСКИЕ
ФАКТОРЫ
ОБОСНОВАНИЯ
ИСПОЛЬЗОВАНИЯ
ТПР
Для
принятия
окончательного
решения
об
установке
ТПР
на
ПС
750
кВ
«
Белорусская
»
в
до
-
полнение
к
анализу
технической
эффективности
его
применения
целесообразно
провести
подроб
-
ный
анализ
показателей
экономи
-
ческой
эффективности
,
включая
чистый
дисконтированный
доход
и
срок
окупаемости
.
Анализ
выполненных
расчетов
показывает
,
что
повышение
загрузки
АТ
750/330
кВ
ПС
750
кВ
«
Белорусская
»
с
увеличением
прямых
/
обратных
перетоков
активной
мощности
в
режиме
самобаланса
между
Белорусской
энергосистемой
и
ЕЭС
России
увеличивает
потери
активной
мощно
-
сти
в
системообразующей
сети
330/750
кВ
.
Данное
обстоятельство
не
может
служить
фактором
,
обосно
-
вывающим
экономическую
целесообразность
уста
-
новки
ФПУ
по
критерию
экономического
эффекта
за
счет
снижения
стоимости
потерь
электроэнергии
.
В
данном
случае
обоснование
экономической
целесообразности
установки
ФПУ
может
быть
вы
-
полнено
путем
сравнения
капитальных
затрат
на
установку
ФПУ
с
капитальными
затратами
на
аль
-
тернативные
мероприятия
,
позволяющие
добиться
аналогичного
технического
эффекта
во
всех
режи
-
мах
работы
сети
.
Как
было
сказано
выше
,
в
аварийных
режимах
работы
межсистемных
связей
ФПУ
позволяет
повы
-
сить
пропускную
способность
межсистемных
связей
Белорусской
энергосистемы
на
величину
порядка
250
МВт
.
Подобный
эффект
устранения
небаланса
активной
мощности
в
энергосистеме
может
быть
до
-
стигнут
путем
сооружения
одной
новой
межсистем
-
ной
ВЛ
330
кВ
либо
маневренного
генерирующего
энергоблока
аналогичной
мощности
.
Укрупненное
сопоставление
затрат
на
перечис
-
ленные
мероприятия
показывает
,
что
капитальные
затраты
на
установку
ФПУ
в
10–20
раз
меньше
за
-
трат
на
другие
мероприятия
.
ОСОБЕННОСТИ
ИНТЕГРАЦИИ
ТПР
В
БЕЛОРУССКОЙ
ЭНЕРГОСИСТЕМЕ
Следует
отметить
,
что
возможности
регулирования
перетоков
активной
мощности
между
сетями
750
кВ
и
330
кВ
определяются
допустимыми
уровнями
напря
-
жения
для
данных
сетей
(787
кВ
и
363
кВ
соответствен
-
но
).
Уровни
напряжения
в
узлах
330–750
кВ
энергосис
-
темы
определяются
балансами
реактивной
мощности
,
которые
в
большой
степени
зависят
от
активной
мощ
-
ности
нагрузки
потребителей
и
,
следовательно
,
загруз
-
ки
по
активной
мощности
элементов
сети
.
На
рисунке
6
показан
пример
номограммы
напря
-
жения
на
шинах
750
кВ
ПС
750
кВ
«
Белорусская
»
при
различных
положениях
анцапф
РПН
и
ТПР
.
Поскольку
изменение
нагрузки
энергосистемы
—
динамический
процесс
с
зачастую
резкими
колеба
-
ниями
активной
мощности
(
в
случае
аварийных
си
-
туаций
)
для
оперативного
определения
анцапф
ТПР
и
РПН
для
текущего
режима
(
по
номограмме
,
ана
-
логичной
рисунку
6),
в
перспективе
потребуется
со
-
здание
цифрового
двойника
устройства
продольно
-
поперечного
регулирования
[6]
и
интеграция
его
в
модель
цифрового
двойника
энергосистемы
.
ВЫВОДЫ
1.
Выполненные
расчеты
электрических
режимов
Белорусской
энергосистемы
для
различных
рас
-
четных
периодов
(
зимний
/
летний
максимум
/
мини
-
мум
)
показывают
,
что
диапазоны
регулирования
перетоков
активной
мощности
между
сетью
330
кВ
и
750
кВ
с
использованием
ТПР
определяются
кон
-
фигурацией
сети
и
не
зависят
от
уровня
нагрузок
.
2.
Управление
загрузкой
элементов
сети
750
кВ
и
330
кВ
с
использованием
ТПР
позволяет
про
-
ходить
ремонтные
режимы
,
решая
поставленные
задачи
со
значительно
большей
экономической
эффективностью
,
чем
сооружение
межсистем
-
ных
ЛЭП
330
кВ
или
маневренных
генерирующих
энергоисточников
.
3.
Для
оперативного
определения
анцапф
ТПР
и
РПН
при
резких
колебаниях
активной
мощности
(
при
аварийных
ситуациях
)
целесообразно
при
внедрении
ТПР
создание
цифрового
двойника
устройства
продольно
-
поперечного
регулирова
-
ния
с
интеграцией
его
в
модель
цифрового
двой
-
ника
энергосистемы
.
Рис
. 6.
Номограмма
напряжения
на
шинах
750
кВ
ПС
750
кВ
«
Белорусская
»
при
различных
положениях
анцапф
РПН
и
ТПР
810
800
790
780
770
760
750
740
730
720
Напр
яжение
на
шинах
,
кВ
РПН
№
8
№
анцапфы
ТПР
1 3 5 7 9 11 13 15 17 19 21 23 25 27 29 31 33 35 37 39 41 43
805
792
762
738
726
736
747
766
771
783
779
768
763
744
734
724
786
750
РПН
№
38
РПН
№
32
РПН
№
29
РПН
№
15
РПН
№
1
U
max
U
min
№
1 (76) 2023
42
ЭНЕРГОСНАБЖЕНИЕ
+7 (495) 111-78-77
www.vsk-energo.ru
ООО
«
ВСК
-
ЭНЕРГО
» —
динамично
развивающаяся
компания
,
поставщик
электротехнического
обору
-
дования
ведущих
производителей
России
и
стран
СНГ
.
Ассортимент
продукции
позволяет
удовлетворить
запросы
и
потребности
любого
клиента
—
от
государственных
до
частных
компаний
.
ОПЕРАТИВНОСТЬ
НАДЕЖНОСТЬ
КАЧЕСТВО
Все
изделия
имеют
необходимую
документацию
и
гарантию
.
Силовые
трансформаторы
:
масляные
герметичные
трансформаторы
(
ТМ
,
ТМГ
,
ТМЗ
,
ТМФ
)
сухие
трансформаторы
(
ТСЛ
,
ТСЗЛ
)
Комплектные
трансформаторные
подстанции
(
КТП
):
столбовые
,
мачтовые
,
киосковые
,
контейнерные
,
блочные
,
бетонные
Щитовое
оборудование
:
главный
распредели
-
тельный
щит
(
ГРЩ
),
вводно
-
распределитель
-
ное
устройство
(
ВРУ
),
низковольтные
устройства
(
НКУ
),
щит
учета
распреде
-
ления
(
ЩУР
),
щит
автома
-
тического
переключения
(
ЩАП
),
щит
освещения
(
ЩО
),
щит
аварийного
освещения
(
ЩАО
)
Виброгасящие
опоры
для
сухих
трансформаторов
от
100
до
3150
кВА
Распределительные
устройства
:
распределительные
устройства
высокого
напряжения
(
РУВН
),
распределительные
устройства
низкого
напряжения
(
РУНН
)
Линейная
арматура
для
ВЛ
:
сцепная
,
поддерживающая
,
натяжная
,
соединительная
,
контактная
и
защитная
Опоры
железобетонные
:
СВ
95-2,
СВ
95-3
с
,
СВ
110-35,
СВ
110-5,
СВ
164-12,
СВ
164-20
ЛИТЕРАТУРА
1.
Асташев
М
.
Г
.,
Новиков
М
.
А
.,
Панфилов
Д
.
И
.
Применение
фа
-
зоповоротных
устройств
с
тири
-
сторными
коммутаторами
в
ак
-
тивно
-
адаптивных
электрических
сетях
//
Энергия
единой
сети
,
2013,
№
5(10).
С
. 70–77.
2.
Добрусин
Л
.
Тенденции
применения
фазоповоротных
трансформаторов
в
энергетике
.
Проблемы
эффектив
-
ности
и
энергосбережения
в
России
.
Информационно
-
аналитический
об
-
зор
.
Часть
III //
Силовая
электрони
-
ка
, 2012,
т
. 4,
№
37.
С
. 60–66.
3.
Брилинский
А
.
С
.,
Евдокунин
Г
.
А
.,
Крицкий
В
.
А
.,
Матвиенков
Ю
.
В
.,
Сидельников
А
.
П
.,
Смирнова
Л
.
С
.
Фазоповоротный
трансформатор
в
схеме
выдачи
мощности
круп
-
ной
гидростанции
//
Известия
НТЦ
Единой
Энергетической
системы
,
2019,
№
1(80).
С
. 6–14.
4.
Евдокунин
Г
.,
Николаев
Р
.,
Иска
-
ков
А
.,
Оспанов
Б
.,
Утегулов
Н
.
Фазоповоротный
трансформатор
впервые
в
СНГ
применен
в
Казах
-
стане
//
Новости
Электротехники
,
2008,
№
6(48).
С
. 12–16.
5.
Асташев
М
.
Г
.,
Новиков
М
.
А
.,
Панфилов
Д
.
И
.,
Рашитов
П
.
А
.,
Ремизевич
Т
.
В
.,
Федорова
М
.
И
.
К
расчету
режимов
работы
линий
электропередачи
с
управляемыми
фазоповоротными
устройствами
//
Известия
РАН
.
Энергетика
, 2016,
№
1.
С
. 15–23.
6.
Бушуев
В
.
В
.,
Новиков
Н
.
Л
.,
Но
-
виков
А
.
Н
.
Цифровизация
эконо
-
мики
и
энергетики
:
перспективы
и
проблемы
//
Экономические
стратегии
, 2019,
т
. 21,
№
6(164).
С
. 96–105.
REFERENCES
1. Astashev M.G., Novikov M.A., Pan
fi
-
lov D.I. Application of phase-shifting
devices with thyristor switches in active-
adaptive electrical networks //
Energiya
yedinoy seti
[Uni
fi
ed power grid energy],
2013, no. 5(10), pp. 70-77. (In Russian)
2. Dobrusin L. Trends in application of
phase-shifting transformers in the
power industry. Issues of ef
fi
ciency
and energy saving in Russia. Analyt-
ics survey. Part III //
Silovaya elektro-
nika
[Power electronics], 2012, vol. 4,
no. 37, pp. 60-66. (In Russian)
3. Brilinskiy A.S., Yevdokunin G.A.,
Kritskiy V.A., Matviyenkov Yu.V., Si-
del'nikov A.P., Smirnova L.S. A phase-
shifting transformer in the power out-
put diagram of a large hydro power
plant //
Izvestiya NTTS Yedinoy Ener-
geticheskoy sistemy
[News of Sci-
enti
fi
c and Technical Center of Uni-
fi
ed Power System], 2019, no. 1(80),
pp. 6-14. (In Russian)
4. Yevdokunin G., Nikolayev R., Is-
kakov A., Ospanov B., Utegulov N.
Kazakhstan is the
fi
rst in CIS to ap-
ply a phase-shifting transformer //
Novosti elektrotekhniki
[News of
power engineering], 2008, no. 6(48),
pp. 12-16. (In Russian)
5. Astashev M.G., Novikov M.A., Pan-
fi
lov D.I., Rashitov P.A., Remize-
vich T.B., Fedorova M.I. More on oper-
ating mode calculation for transmission
lines with controlled phase-shifting
devices //
Izvestiya RAN. Energe-
tika
[RAS bulletin. Power industry],
2016, no. 1, pp. 15-23. (In Russian)
6. Bushuev V.V., Novikov N.L., Novi-
kov A.N. Digitalization of econom-
ics and power industry: prospects
and challenges //
Ekonomiches-
kiye strategii
[Economic strategies],
2019, vol. 21, no. 6(164), pp. 96-105.
(In Russian)
Оригинал статьи: Повышение режимной надежности Белорусской энергосистемы в условиях развития атомной энергетики
В Белорусской энергосистеме в настоящее время наряду с вводом Белорусской АЭС происходит изменение внешних межсистемных связей. Для поддержания нормативного резерва мощности актуален вопрос регулирования перетоков активной мощности между сетями классов напряжения 330 кВ и 750 кВ, которые являются основными в системообразующей сети. В статье приводятся результаты расчетных экспериментов, подтверждающих эффективность использования в Белорусской энергосистеме трансформатора поперечного регулирования.
