44
СБОРНИК
НАУЧНО
-
ТЕХНИЧЕСКИХ
СТАТЕЙ
Применение
современных
методов
расчетов
установившихся
режимов
электрических
сетей
в
филиале
ПАО
«
МРСК
Центра
» —
«
Воронежэнерго
»
Макаров
А
.
А
.,
филиал
ПАО
«
МРСК
Центра
» — «
Воронежэнерго
»
Аннотация
В
статье
обосновывается
необходимость
производства
расчетов
установившихся
элек
-
трических
режимов
на
уровне
органа
оперативно
-
технологического
управления
распреде
-
лительной
сетевой
компании
.
Приводится
описание
разработанной
в
филиале
ПАО
«
МРСК
Центра
» — «
Воронежэнерго
»
расчетной
модели
Воронежской
энергосистемы
,
пример
ее
практического
использования
в
расчетах
для
целей
минимизации
потерь
мощности
.
Описа
-
на
методика
и
алгоритм
применения
оперативного
метода
расчета
потерь
электроэнергии
.
Ключевые
слова
:
расчеты
электрических
режимов
,
расчетная
модель
,
потери
мощности
(
электроэнергии
)
Расчетная
модель
:
предпосылки
и
преимущества
Согласно
положениям
раздела
6 [1],
планирование
режимов
работы
электрических
сетей
на
основании
результатов
расчетов
электрических
режимов
является
задачей
органов
оператив
-
но
-
диспетчерского
управления
энергосистем
,
объединенных
и
единой
энергосистем
(
то
есть
Системного
оператора
и
его
филиалов
).
Однако
опыт
эксплуатации
,
ремонтов
и
планирования
развития
сетей
35–110
кВ
показал
насущную
необходимость
производства
расчетов
электри
-
ческих
режимов
и
на
уровне
органа
оперативно
-
технологического
управления
электросетевой
компании
.
Специалистами
по
режимам
Центра
управления
сетями
филиала
ПАО
«
МРСК
Центра
» —
«
Воронежэнерго
»
была
разработана
и
внедрена
наиболее
полная
и
детальная
расчетная
мо
-
дель
Воронежской
энергосистемы
.
45
УПРАВЛЕНИЕ
СЕТЯМИ
Расчетная
модель
(
РМ
)
содержит
все
работающие
параллельно
с
ЕЭС
России
электри
-
ческие
станции
,
подстанции
и
ЛЭП
всех
субъектов
электроэнергетики
Воронежской
области
напряжением
35
кВ
и
выше
,
а
также
связи
с
энергосистемами
Белгородской
,
Волгоградской
,
Липецкой
,
Тамбовской
областей
и
Донбасса
.
РМ
состоит
из
более
1900
узлов
и
более
2500
вет
-
вей
,
для
которых
идентифицированы
все
параметры
эквивалентной
схемы
замещения
.
Кроме
того
,
в
РМ
заданы
зависимости
допустимых
токов
ЛЭП
от
температуры
воздуха
,
номинальные
токи
оборудования
,
ограничивающие
пропускную
способность
сечений
,
диапазоны
и
ступени
регулирования
напряжения
устройств
РПН
и
ПБВ
всех
трансформаторов
и
автотрансформато
-
ров
,
а
также
типовые
статические
характеристики
нагрузок
по
напряжению
.
Расчетная
модель
зонирована
по
5
районам
и
по
41
территории
.
Для
удобства
и
ускорения
производства
расчетов
РМ
имеет
графический
интерфейс
,
ко
-
торый
позволяет
наблюдать
и
воздействовать
на
расчетные
значения
потокораспределения
,
напряжения
,
загрузки
ЛЭП
и
(
авто
-)
трансформаторов
,
а
также
потерь
мощности
(
рисунок
1).
Математический
аппарат
и
методология
производства
расчетов
электрических
режимов
разработаны
и
описаны
еще
во
второй
половине
XX
века
и
достаточно
широко
известны
.
На
-
пример
,
одно
из
таких
описаний
приводится
в
[2].
Программный
комплекс
RastrWin3,
эксплуа
-
тируемый
Воронежэнерго
,
при
решении
системы
нелинейных
уравнений
балансов
мощностей
в
узлах
,
описывающей
все
параметры
режима
электрической
сети
,
применяет
метод
Ньютона
(
последовательных
приближений
).
Этот
метод
хорошо
зарекомендовал
себя
,
как
наиболее
эффективный
и
надежный
.
Расчеты
электрических
режимов
применяются
как
при
перспективном
планировании
,
так
и
в
текущей
деятельности
компании
при
формировании
годовых
и
месячных
графиков
ремон
-
тов
ЛЭП
и
оборудования
подстанций
,
а
также
при
рассмотрении
оперативных
заявок
на
изме
-
нение
их
технологического
состояния
.
Это
позволяет
:
–
минимизировать
риски
наложения
оперативных
переключений
при
различных
ремонтных
работах
,
могущих
привести
к
отключению
потребителей
;
Рис
. 1.
Графический
интерфейс
РМ
с
потокораспределением
,
уровнями
напряжения
,
токовой
загруз
-
кой
оборудования
и
ЛЭП
,
потерями
активной
мощности
46
СБОРНИК
НАУЧНО
-
ТЕХНИЧЕСКИХ
СТАТЕЙ
–
выявить
ремонтные
и
послеаварийные
электрические
режимы
,
параметры
которых
выходят
(
могут
выйти
)
из
допустимых
областей
,
а
также
сетевые
элементы
,
работающие
с
такими
параметрами
(
так
называемые
«
узкие
места
»);
–
разработать
превентивные
мероприятия
по
недопущению
выхода
параметров
выявленных
ремонтных
и
послеаварийных
электрических
режимов
из
допустимых
областей
;
–
заранее
определить
необходимость
регулирования
напряжения
,
а
также
рассчитать
значе
-
ния
положений
РПН
и
ПБВ
трансформаторов
в
контрольных
пунктах
в
различных
ремонтных
режимах
для
выполнения
требований
к
качеству
электроэнергии
и
минимизации
потерь
;
–
повысить
качество
и
сократить
время
формирования
графиков
ремонтов
и
режимной
про
-
работки
диспетчерских
заявок
;
–
повысить
персональную
ответственность
,
а
значит
эффективность
труда
,
лиц
,
участвую
-
щих
в
процессах
формирования
графиков
ремонтов
и
рассмотрения
диспетчерских
заявок
.
Использование
расчетной
модели
для
разработки
мероприятий
по
оптимизации
потерь
электроэнергии
Рассмотрим
детально
один
из
примеров
использования
РМ
для
целей
минимизации
потерь
электрической
энергии
(
мощности
).
Известно
,
что
нагрузочные
потери
активной
мощности
∆
P
в
сетевом
элементе
прямо
про
-
порциональны
квадрату
потока
полной
мощности
через
него
:
P
= ((
P
2
+
Q
2
)/
U
2
)·
R
, (1)
где
P
и
Q
—
активная
и
реактивная
мощности
,
передаваемые
элементом
;
U
—
напряжение
на
нем
;
R
—
его
активное
сопротивление
.
Из
формулы
(1)
следует
,
что
снижение
нагрузочных
потерь
активной
мощности
в
сети
воз
-
можно
путем
минимизации
реактивной
составляющей
потоков
полной
мощности
в
сетевых
элементах
и
поддержания
в
сети
максимально
допустимых
напряжений
.
Оптимизация
рабочих
напряжений
в
системообразующих
сетях
для
целей
снижения
на
-
грузочных
потерь
в
распределительной
сети
Воронежэнерго
детально
описана
в
[3],
поэтому
остановимся
на
подробном
рассмотрении
вопросов
оптимизации
реактивной
мощности
.
Деятельность
Воронежэнерго
по
выявлению
узлов
максимального
потребления
реактив
-
ной
мощности
и
разработке
мероприятий
по
ее
оптимизации
разделена
на
два
направления
.
Во
-
первых
,
это
работа
с
потребителями
,
которые
обязаны
в
соответствии
с
договорами
на
энергоснабжение
поддерживать
оптимальное
соотношение
реактивной
и
активной
мощности
на
границе
балансовой
принадлежности
.
А
во
-
вторых
,
целевая
установка
устройств
компенса
-
ции
реактивной
мощности
на
объектах
филиала
по
результатам
расчетов
.
В
идеальной
электрической
сети
перетоки
реактивной
мощности
стремятся
к
нулю
,
а
ее
источники
расположены
в
непосредственной
близости
к
потребителю
.
Однако
полная
компен
-
сация
сети
по
реактивной
мощности
потребует
непомерно
высоких
экономически
необосно
-
ванных
затрат
.
Поэтому
выбор
мест
установки
и
мощности
устройств
компенсации
реактивной
мощности
(
УКРМ
)
должен
выдерживать
технико
–
экономическое
обоснование
.
Иными
слова
-
ми
,
УКРМ
должны
иметь
малый
(
не
более
5
лет
)
срок
окупаемости
.
Согласно
таблице
3.3 [4],
в
сетях
35–110
кВ
удельное
снижение
потерь
мощности
при
при
-
менении
УКРМ
составляет
свыше
25
кВт
/
МВАр
.
За
5
лет
удельное
снижение
потерь
электроэ
-
нергии
при
применении
УКРМ
превысит
1 095
тысяч
кВт
·
ч
/
МВАр
.
Средняя
цена
на
покупку
электроэнергии
в
целях
компенсации
потерь
в
сетях
Воронеж
-
энерго
в
2016
году
составила
2,23
рубля
/
кВт
·
ч
(
без
НДС
).
Поэтому
удельный
эффект
от
приме
-
47
УПРАВЛЕНИЕ
СЕТЯМИ
нения
УКРМ
за
5
лет
превышает
2 441 850
рублей
/
МВАр
.
Учитывая
,
что
удельные
совокупные
затраты
на
установку
УКРМ
оценивается
на
уровне
1
млн
рублей
/
МВАр
, 1
млн
рублей
,
инвес
-
тированный
в
компенсацию
реактивной
мощности
,
в
течение
5
лет
«
снижает
»
затраты
на
по
-
купку
электроэнергии
в
целях
компенсации
потерь
на
сумму
свыше
2 441 850
рублей
.
Поэтому
в
сетях
35–110
кВ
экономически
эффективно
применять
УКРМ
на
стороне
6(10)
кВ
мощностью
0,4
МВАр
и
выше
,
то
есть
компенсировать
реактивную
нагрузку
мощностью
от
0,4
МВАр
.
На
основании
данных
контрольных
замеров
на
час
зимнего
максимума
нагрузок
в
расчет
-
ной
модели
воспроизведен
фактический
установившийся
электрический
режим
Воронежской
энергосистемы
с
полным
расчетом
всех
его
параметров
.
Расчет
показал
,
что
нагрузочные
потери
активной
мощности
в
сети
35–110
кВ
Воронеж
-
энерго
составили
29,282
МВт
.
Согласно
[5],
были
выявлены
все
линии
электропередачи
35
кВ
с
превышением
tg
= 0,4.
В
качестве
примера
осуществлена
выборка
этих
ЛЭП
по
загрузке
(>5
МВт
),
длине
(>20
км
)
и
сечению
провода
(
≤
95
мм
2
),
то
есть
выбраны
ВЛ
35
кВ
с
наибольшими
нагрузочными
потерями
.
В
результате
выборки
приняты
к
исследованию
ВЛ
-35-40,
ВЛ
-35-41,
ВЛ
-35-46
и
ВЛ
-35-51.
Далее
рассмотрим
механизм
выбора
мест
для
установки
устройств
компенсации
реактивной
мощности
.
Рис
. 2.
ВЛ
-35-41.
Потокораспределение
,
уровни
напряжения
,
загрузка
сетевых
элементов
и
нагрузоч
-
ные
потери
в
сети
35–110
кВ
Воронежэнерго
до
установки
УКРМ
на
1
с
10
кВ
ПС
35
кВ
«
Парусное
»
48
СБОРНИК
НАУЧНО
-
ТЕХНИЧЕСКИХ
СТАТЕЙ
Рис
. 3.
ВЛ
-35-41.
Потокораспределение
,
уровни
напряжения
,
загрузка
сетевых
элементов
и
нагрузоч
-
ные
потери
в
сети
35–110
кВ
Воронежэнерго
после
установки
УКРМ
на
1
с
10
кВ
ПС
35
кВ
«
Парусное
»
1.
ВЛ
-35-41
питает
:
–
2
с
35
кВ
ПС
35
кВ
«
Красный
Лиман
»
с
нагрузкой
0,4+j0,2
МВА
;
–
ПС
35
кВ
«
Рогачевка
»
с
нагрузкой
1,7+j0,7
МВА
;
–
опосредованно
,
через
ВЛ
-35-40 — 1
с
35
кВ
ПС
35
кВ
«
Парусное
»
с
нагрузкой
2,9+j1,1
МВА
.
Переток
по
ВЛ
-35-41
в
начале
линии
составляет
5,2+j2,6
МВА
, tg
= 0,5 (
рисунок
2).
При
установке
на
1
с
10
кВ
ПС
35
кВ
«
Парусное
»
У
-
КРМ
мощностью
1,1
МВАр
переток
по
ВЛ
-35-41
в
начале
линии
составит
5,2+j1,4
МВА
, tg
= 0,27,
нагрузочные
потери
активной
мощ
-
ности
в
сети
35–110
кВ
Воронежэнерго
снизятся
на
0,074
МВт
и
составят
29,208
МВт
(
рисунок
3).
2.
ВЛ
-35-51
питает
:
–
ПС
35
кВ
«
АБЗ
»
с
нагрузкой
0,6+j0,3
МВА
;
–
2
с
35
кВ
ПС
35
кВ
«
Староникольское
»
с
нагрузкой
1,1+j0,4
МВА
;
–
1
с
35
кВ
ПС
35
кВ
«
Хохол
-2»
с
нагрузкой
1+j0,3
МВА
;
–
опосредованно
,
через
ВЛ
-35-46 — 1
с
35
кВ
ПС
35
кВ
«
Хохол
-1»
с
нагрузкой
3,4 + j1,9
МВА
.
Переток
по
ВЛ
-35-51
в
начале
линии
составляет
6,3+j3,5
МВА
, tg
= 0,56 (
рисунок
4
а
).
49
УПРАВЛЕНИЕ
СЕТЯМИ
Ри
с
. 4
.
ВЛ
-3
5
-5
1.
По
т
ок
орас
пр
еде
ле
ни
е
,
уро
вн
и
на
пр
яж
ен
ия
,
за
гр
уз
ка
се
т
ев
ых
эл
ем
ен
то
в
и
на
гр
уз
оч
ны
е
потери
в
се
т
и
35
–1
10
кВ
Воро
не
жэн
ерг
о
до
(
а
)
и
пос
ле
(
б
)
ус
та
но
вк
и
УК
РМ
на
1
с
6
кВ
ПС
35
кВ
«
Хо
хо
л
-1
»
б
)
а
)
50
СБОРНИК
НАУЧНО
-
ТЕХНИЧЕСКИХ
СТАТЕЙ
При
установке
на
1
с
6
кВ
ПС
35
кВ
«
Хохол
-1»
УКРМ
мощностью
2,2
МВАр
переток
по
ВЛ
-35-51
в
начале
линии
составит
6,2+j1,1
МВА
, tg
= 0,18,
нагрузочные
потери
активной
мощности
в
сети
35–110
кВ
Воронежэнерго
снизятся
на
0,110
МВт
и
составят
29,172
МВт
(
рисунок
4
б
).
Таким
образом
,
суммарное
снижение
нагрузочных
потерь
активной
мощности
после
установки
УКРМ
на
ПС
35
кВ
«
Парусное
»
и
ПС
35
кВ
«
Хохол
-1»
равно
0,184
МВт
.
Если
принять
число
часов
наибольших
потерь
равным
6540
ч
,
снижение
потерь
электри
-
ческой
энергии
может
составить
более
1 200 000
кВт
·
ч
в
год
.
Не
останавливаться
на
достигнутом
Для
более
корректной
оценки
энергоэффективности
рассмотренных
мероприятий
,
а
также
для
повышения
точности
расчетов
потерь
электроэнергии
в
целом
,
представляется
целесо
-
образной
интеграция
в
расчетную
модель
телеметрической
информации
.
Согласно
п
. 20 [6],
нагрузочные
потери
электроэнергии
в
каждом
элементе
электриче
-
ских
сетей
могут
быть
рассчитаны
одним
из
двух
методов
в
зависимости
от
информаци
-
онной
обеспеченности
(
методы
представлены
в
порядке
понижения
точности
получаемых
результатов
расчета
):
1)
оперативных
расчетов
;
2)
средних
нагрузок
(
применяется
на
данный
момент
).
Метод
оперативных
расчетов
подразумевает
расчеты
в
реальном
масштабе
времени
на
основе
текущей
телеметрической
информации
,
то
есть
учитывает
фактические
нормальные
и
ремонтные
режимы
сети
.
Алгоритм
расчетов
потерь
электроэнергии
оперативным
методом
в
общем
виде
следу
-
ющий
.
Программа
RastrWin3
в
автоматическом
режиме
должна
производить
циклические
расчеты
электрических
режимов
по
каждому
временному
срезу
данных
,
поступающих
из
оперативно
-
информационного
комплекса
(
ОИК
).
Таким
образом
,
рассчитывается
серия
фактических
режимов
с
учетом
их
текущих
пара
-
метров
(
напряжений
и
нагрузок
/
генерации
в
узлах
,
коммутации
выключателей
,
положений
РПН
,
направлений
и
значений
потоков
активной
и
реактивной
мощности
в
ветвях
).
При
этом
программой
осуществляется
оценка
состояния
,
то
есть
синтез
актуальной
расчетной
схемы
,
проверка
наблюдаемости
режима
по
количеству
и
качеству
телеизмерений
,
отбраковка
грубых
ошибок
в
измерениях
,
расчет
режима
в
соответствии
с
принятыми
критериями
оценивания
.
Результатами
расчета
каждого
серийного
режима
являются
в
том
числе
потери
активной
мощ
-
ности
с
разбивкой
по
их
видам
:
нагрузочные
потери
в
ЛЭП
,
климатические
потери
,
нагру
-
зочные
потери
и
потери
холо
-
стого
хода
в
трансформаторах
,
потери
в
шунтах
.
Далее
значения
потерь
мощ
-
ности
интерполируются
в
непре
-
рывную
кривую
и
интегрируются
по
времени
в
потери
электро
-
энергии
,
которые
равны
площа
-
ди
фигуры
под
кривой
интерпо
-
ляции
(
рисунок
5).
Пот
ер
и
мощ
нос
ти
Временной
интервал
среза
данных
из
ОИК
Кривая
интерполяции
потерь
мощности
Рис
. 5.
Визуализация
принципа
расчета
потерь
элек
-
троэнергии
оперативным
методом
51
УПРАВЛЕНИЕ
СЕТЯМИ
Таким
образом
,
реализуется
возможность
исследования
динамики
потерь
при
различных
отклонениях
от
нормального
режима
(
например
,
вывода
в
ремонт
оборудования
и
ЛЭП
)
при
изменении
генерации
и
потребления
,
изменении
напряжения
в
узлах
сети
,
что
позволяет
воздействовать
на
потери
в
темпе
процесса
.
Кроме
того
,
потери
электроэнергии
рассчиты
-
ваются
нарастающим
итогом
в
реальном
масштабе
времени
,
что
дает
возможность
их
про
-
гноза
на
конец
любого
периода
.
Итоговая
информация
—
численные
и
процентные
значения
потерь
мощности
и
электроэнергии
.
Оперативный
метод
существенно
упрощает
работу
технолога
,
исключает
возможные
не
-
гативные
последствия
от
его
ошибочных
действий
(«
человеческий
фактор
»).
Он
опробован
в
Центральной
диспетчерской
службе
Воронежэнерго
еще
в
начале
2000-
х
годов
.
Примени
-
тельно
к
современным
программно
-
аппаратным
средствам
его
можно
изложить
в
следую
-
щей
интерпретации
:
1)
расчет
базовых
летнего
и
зимнего
режимов
;
2)
сопряжение
программы
RastrWin3
с
ОИК
(
создание
подпрограммы
импорта
из
ОИК
теле
-
метрической
информации
GET_TI);
3)
привязка
массива
телеизмерений
и
телесигналов
к
узлам
и
ветвям
РМ
;
4)
анализ
достаточности
располагаемого
массива
телеинформации
для
устойчивой
схо
-
димости
вычислительного
процесса
(
при
необходимости
—
ретрансляция
недостающей
телеинформации
);
5)
создание
подпрограммы
циклических
расчетов
режимов
CYCLE;
7)
реализация
расчета
и
отображения
потерь
электрической
энергии
путем
интегрирования
функции
изменения
потерь
мощности
по
времени
.
Очевидно
,
что
реализация
метода
оперативных
расчетов
способствует
не
только
более
достоверному
расчету
потерь
электроэнергии
,
но
и
выведет
на
новый
качественный
уровень
всю
технологию
производства
расчетов
электрических
режимов
для
самых
различных
це
-
лей
.
Поэтому
разработанная
специалистами
Воронежэнерго
расчетная
модель
региональ
-
ной
энергосистемы
будет
и
в
дальнейшем
совершенствоваться
для
достижения
наилучших
результатов
работы
органа
оперативно
-
технологического
управления
компании
.
ЛИТЕРАТУРА
1.
Правила
технической
эксплуатации
электриче
-
ских
станций
и
сетей
Российской
Федерации
.
Утверждены
приказом
Министерства
энергетики
Российской
Федерации
от
19
июня
2003
г
.
№
229.
2.
Идельчик
В
.
И
.
Расчеты
и
оптимизация
режимов
электрических
сетей
и
систем
.
М
.:
Энергоатом
-
издат
, 1988. 287
с
.:
ил
.
3.
Макаров
А
.
А
.
Оптимизация
уровней
напряжения
в
системообразующих
сетях
с
целью
минимиза
-
ции
перетоков
реактивной
мощности
и
снижения
потерь
//
Энергоэксперт
, 2016,
№
2(55).
С
. 74–76.
4.
Железко
Ю
.
С
.
Выбор
мероприятий
по
снижению
потерь
электроэнергии
в
электрических
сетях
:
Ру
-
ководство
для
практических
расчетов
.
М
.:
Энер
-
гоатомиздат
, 1989. 176
с
.:
ил
.
5.
Приложение
к
Порядку
расчета
значений
соот
-
ношения
потребления
активной
и
реактивной
мощности
для
отдельных
энергопринимающих
устройств
(
групп
энергопринимающих
устройств
)
потребителей
электрической
энергии
.
Утв
.
прика
-
зом
Минэнерго
России
от
23.06.2015
г
.
№
380.
6.
Методика
расчета
технологических
потерь
элек
-
троэнергии
при
ее
передаче
по
электрическим
сетям
в
базовом
периоде
.
Приложение
1
к
Ин
-
струкции
по
организации
в
Министер
стве
энер
-
гетики
Российской
Федерации
работы
по
расчету
и
обоснованию
нормативов
технологических
по
-
терь
электроэнергии
при
ее
передаче
по
электри
-
ческим
сетям
.
Утверждена
приказом
Минэнерго
Российской
Федерации
от
30.12.2008
г
.
№
326.
Оригинал статьи: Применение современных методов расчетов установившихся режимов электрических сетей в филиале ПАО «МРСК Центра» — «Воронежэнерго»
В статье обосновывается необходимость производства расчетов установившихся электрических режимов на уровне органа оперативно-технологического управления распределительной сетевой компании. Приводится описание разработанной в филиале ПАО «МРСК Центра» — «Воронежэнерго» расчетной модели Воронежской энергосистемы, пример ее практического использования в расчетах для целей минимизации потерь мощности. Описана методика и алгоритм применения оперативного метода расчета потерь электроэнергии.
