Применение современных методов расчетов установившихся режимов электрических сетей в филиале ПАО «МРСК Центра» — «Воронежэнерго»

Page 1
background image

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

.


Page 2
background image

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


Page 3
background image

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

 

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

-


Page 4
background image

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

»


Page 5
background image

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

:

 

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

;

 

с

 35 

кВ

 

ПС

 35 

кВ

 «

Староникольское

» 

с

 

нагрузкой

 1,1+j0,4 

МВА

;

 

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

).


Page 6
background image

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

)


Page 7
background image

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


Page 8
background image

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.


Читать онлайн

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.

Поделиться:

«ЭЛЕКТРОЭНЕРГИЯ. Передача и распределение» № 2(71), март-апрель 2022

Повышение эффективности производственной деятельности в Группе «Россети»

Интервью Управление сетями / Развитие сетей Управление производственными активами / Техническое обслуживание и ремонты / Подготовка к ОЗП Охрана труда / Производственный травматизм
Интервью с Первым заместителем Генерального директора — Главным инженером ПАО «Россети» А.В. Майоровым
«ЭЛЕКТРОЭНЕРГИЯ. Передача и распределение» № 2(71), март-апрель 2022

Совершенствование процесса технологического присоединения энергопринимающих устройств заявителей в границах СНТ. Опыт ПАО «Россети Московский регион»

Управление сетями / Развитие сетей
ПАО «Россети Московский регион»
Спецвыпуск «Россети» № 1(24), март 2022

Передовые технологии группы компаний «Россети»

Управление сетями / Развитие сетей Цифровая трансформация / Цифровые сети / Цифровая подстанция
Григорий Гладковский, Дмитрий Капустин (ПАО «Россети»), Эльдар Магадеев (НТС «Россети» / «Россети ФСК ЕЭС»)
«ЭЛЕКТРОЭНЕРГИЯ. Передача и распределение» № 1(70), январь-февраль 2022

Повышение эффективности почасового прогнозирования электропотребления с помощью моделей машинного обучения на примере Иркутской энергосистемы. Часть 2

Управление сетями / Развитие сетей Энергоснабжение / Энергоэффективность Цифровая трансформация / Цифровые сети / Цифровая подстанция
Томин Н.В. Корнилов В.Н. Курбацкий В.Г.
«ЭЛЕКТРОЭНЕРГИЯ. Передача и распределение»