60
п
о
т
е
р
и
в
с
е
т
я
х
потери в сетях
С
овременная
электроэнер
-
гетика
стоит
на
пути
вне
-
дрения
новейших
разра
-
боток
в
области
автомати
-
зации
производственных
процес
-
сов
,
создания
адаптивных
систем
контроля
и
управления
параметра
-
ми
оборудования
.
Классическая
си
-
стема
управления
электроэнерге
-
тическими
сетями
построена
с
учё
-
том
того
,
что
условия
внешней
сре
-
ды
меняются
относительно
слабо
.
Основной
задачей
ставилось
обе
-
спечение
в
заданном
диапазоне
па
-
раметров
режима
.
При
этом
диапа
-
зоны
изменения
параметров
доста
-
точно
широки
и
выбирались
с
целью
минимизации
количества
управля
-
ющих
воздействий
,
ограниченных
возможностями
оперативного
пер
-
сонала
,
а
также
техническими
воз
-
можностями
электросетевого
обору
-
дования
.
Сегодня
характеристики
комму
-
тационных
аппаратов
,
РПН
(
авто
-)
трансформаторов
расширяют
воз
-
можности
оперативного
управле
-
ния
режимом
работы
электроэнер
-
гетической
системы
.
Устанавливают
-
ся
управляемые
устройства
компен
-
сации
реактивной
мощности
,
позво
-
ляющие
с
высокой
точностью
и
бы
-
стродействием
поддерживать
напря
-
жение
в
сети
на
заданном
уровне
.
Внедрение
элементов
сети
с
изме
-
няемыми
параметрами
и
высоким
быстродействием
позволяет
пере
-
смотреть
принципы
управления
ре
-
жимами
электроэнергетической
си
-
стемы
,
которые
обеспечат
не
толь
-
ко
допустимые
уровни
основных
па
-
раметров
передачи
электроэнергии
,
но
и
их
оптимальные
значения
вну
-
три
допустимых
границ
.
Современ
-
ные
системы
управления
должны
в
режиме
реального
времени
учиты
-
вать
внешние
факторы
(
климатиче
-
ские
явления
,
аварийные
отключе
-
ния
,
изменение
генерации
и
потре
-
бления
,
ремонтные
схемы
и
т
.
д
.),
что
позволит
повысить
экономическую
эффективность
системы
оперативно
-
технологического
управления
ЕЭС
.
Основной
задачей
электроэнер
-
гетической
сети
является
обеспече
-
ние
эффективной
,
надёжной
и
каче
-
ственной
передачи
электрической
энергии
от
источников
потребите
-
лям
.
При
этом
надёжность
и
качество
характеризуются
нормативными
ди
-
апазонами
режимных
параметров
.
А
задача
эффективности
подразумева
-
ет
минимизацию
затрат
на
транспорт
электрической
энергии
.
Снижение потерь
электроэнергии
при внедрении
Smart Grid
Юрий ШАРОВ, заместитель председателя
Правления ОАО «ИНТЕР РАО ЕЭС», к.т.н.
Владимир ПЕЛЫМСКИЙ, заместитель
главного инженера — руководитель ситуационно-
аналитического центра ОАО «ФСК ЕЭС»
Магомед ГАДЖИЕВ, ведущий эксперт
Службы электрических режимов ОАО «ФСК ЕЭС»
61
№ 6 (9), ноябрь-декабрь, 2011
Затраты
на
передачу
электрической
энергии
склады
-
ваются
из
затрат
на
компенсацию
амортизации
оборудо
-
вания
,
а
также
оплаты
технологического
расхода
электро
-
энергии
.
При
этом
затраты
на
амортизацию
условно
по
-
стоянны
,
а
размер
потерь
сильно
зависит
от
параметров
режима
.
В
связи
с
этим
основным
мероприятием
по
повыше
-
нию
эффективности
работы
электрической
сети
является
оперативное
управление
параметрами
режима
с
целью
минимизации
потерь
электрической
энергии
.
Эта
задача
решается
с
помощью
оптимизации
пото
-
ков
активной
и
реактивной
мощности
.
С
учётом
того
,
что
потоки
активной
мощности
обусловлены
загрузкой
гене
-
рирующих
электростанций
и
регулируются
только
рыноч
-
ными
механизмами
,
основной
задачей
по
повышению
энергоэффективности
становится
управление
потоками
реактивной
мощности
.
Задача
оптимизации
режима
по
реактивной
мощно
-
сти
решается
путём
изменения
уровней
напряжения
в
узлах
сети
с
учётом
известных
зависимостей
составля
-
ющих
потерь
электрической
энергии
от
уровня
напря
-
жения
.
По
данным
годового
отчёта
ОАО
«
ФСК
ЕЭС
» [1]
абсо
-
лютная
величина
потерь
электроэнергии
в
ЕНЭС
соста
-
вила
21401,11
млн
кВт
•
ч
,
структура
указанных
потерь
представлена
на
рис
. 1.
Как
можно
видеть
из
приведённой
на
рис
. 1
струк
-
туры
ПЭ
,
основными
составляющими
являются
потери
энергии
на
нагрев
проводов
(64%)
и
на
корону
(20%).
Рассмотрим
более
подробно
именно
эти
две
составляю
-
щие
суммарных
потерь
электроэнергии
.
Так
, «
джоулевы
» (
нагрузочные
)
потери
на
нагрев
про
-
водников
обратно
пропорциональны
квадрату
напряже
-
ния
сети
.
Потери
мощности
в
воздушных
линиях
на
коро
-
нирующий
разряд
пропорциональны
напряжению
в
пятой
степени
[2].
Таким
образом
,
соотношение
величин
нагру
-
зочных
потерь
мощности
и
потерь
на
корону
в
линии
и
бу
-
дет
определять
величину
оптимального
напряжения
.
Нагрузочные
потери
изменяются
сравнительно
мед
-
ленно
и
достаточно
предсказуемо
,
в
то
время
как
потери
мощности
на
корону
заранее
не
известны
и
имеют
силь
-
Рис
. 1.
Структура
потерь
электроэнергии
линии
ЕНЭС
за
2007
г
.
СН
ПС
— 4%
ную
зависимость
от
погодных
условий
вдоль
линии
.
При
хорошей
погоде
,
как
правило
,
нагрузочные
потери
пре
-
обладают
над
потерями
на
корону
,
и
оптимальное
напря
-
жение
достигает
верхней
границы
допустимого
диапазо
-
на
,
ограниченного
техническими
характеристиками
изо
-
ляции
.
Однако
при
ухудшении
погоды
(
появление
тумана
,
дождя
,
снега
,
изморози
)
потери
на
корону
увеличивают
-
ся
на
1—2
порядка
и
на
первый
план
выходят
потери
на
коронирующий
разряд
в
воздушных
линиях
,
размер
кото
-
рых
может
в
несколько
раз
превышать
нагрузочные
поте
-
ри
.
С
учётом
зависимости
от
пятой
степени
напряжения
в
таких
режимах
целесообразно
снижать
напряжение
до
минимального
уровня
,
ограниченного
условием
сохране
-
ния
устойчивости
.
Определим
,
какое
напряжение
обеспечит
минимум
потерь
в
линии
,
учитывая
,
что
потери
на
корону
пропор
-
циональны
напряжению
в
пятой
степени
,
а
нагрузочные
обратно
пропорциональны
квадрату
напряжения
.
Тог
-
да
зависимость
суммарных
потерь
от
напряжения
будет
иметь
вид
:
P
Σ
(U) = P
к
c
•(U/U
c
)
5
+ P
н
c
•(U
c
/U)
2
где
U
c
—
напряжение
за
рассматриваемый
период
вре
-
мени
;
Р
к
c
—
среднее
значение
потерь
мощности
на
корону
за
рассматриваемый
период
времени
;
Р
н
c
—
среднее
значение
потерь
мощности
в
проводах
за
рассматриваемый
период
времени
.
При
расчете
нагрузочных
потерь
и
потерь
на
корону
по
напряжению
в
конце
линии
получим
:
P
Σ
(U) = P
к
c
2
•(U
2
опт
/U
2
)
5
+ P
н
c
2
•(U
2
/U
2
опт
)
2
Для
определения
оптимального
уровня
напряжения
в
конце
линии
определим
экстремумы
данной
функции
,
приравняв
её
производную
по
U
нулю
:
__________
= 5•P
к
c
2
•(U
2
опт
)
4
/(U
2
)
5
– 2•P
н
c
•(U
2
)
2
/(U
2
опт
)
3
= 0
тогда
U
2
опт
= U
2
√
___________
—
оптимальное
значение
напряжения
в
конце
линии
.
На
рис
. 2
представлены
расчёты
для
действующей
ли
-
нии
750
кВ
Калининская
АЭС
—
ПС
750
кВ
«
Владимир
-
Нагрузочные
64%
Корона
20%
7%
Потери
на
хх
в
Т
и
АТ
Потери
в
КУ
— 1%
Потери
в
ТТ
,
ТН
,
ОПН
и
т
.
д
.— 2%
Потери
в
ШР
— 2%
d(U)
dP
Σ
(U)
P
к
c
2
0,4P
н
c
2
7
62
ская
»,
в
таблице
приведены
резуль
-
таты
расчёта
оптимального
напряже
-
ния
,
обеспечивающего
минимум
по
-
терь
в
ЛЭП
,
при
условии
отсутствия
ограничений
по
значению
напряже
-
ния
,
а
также
величина
снижения
по
-
терь
при
переходе
от
текущего
напря
-
жения
к
оптимальному
.
Из
таблицы
видно
,
что
потери
на
корону
(
неблагоприятная
погода
вдоль
линии
)
преобладают
над
на
-
грузочными
потерями
и
значение
оптимального
напряжения
ниже
но
-
минального
значения
.
Проведение
оптимизации
режима
за
счёт
регули
-
рования
напряжения
без
учёта
по
-
вышенных
потерь
на
корону
могло
бы
привести
к
обратному
эффекту
.
Таким
образом
,
очевидно
,
что
про
-
ведение
оптими
-
зации
режимов
сети
по
напряже
-
нию
без
учёта
теку
-
щих
потерь
на
ко
-
рону
невозможно
.
Для
выявле
-
ния
таких
режимов
можно
использо
-
вать
данные
метео
-
датчиков
,
устанав
-
ливаемых
по
трассе
воздушной
линии
.
Однако
данное
мероприятие
затрат
-
ное
.
Альтернативой
является
исполь
-
зование
автоматизированной
систе
-
мы
,
регистрирую
-
щей
по
оператив
-
ным
данным
па
-
раметров
режи
-
ма
(
телеметриче
-
ской
информа
-
ции
)
всплески
по
-
терь
на
корону
.
В
настоящее
время
в
ФСК
ЕЭС
разра
-
ботан
и
внедрён
такой
комплекс
под
названием
«
Универсальный
измерительный
комплекс
».
Принцип
расчёта
потерь
на
коро
-
ну
по
данным
телеметрической
ин
-
формации
следующий
.
Нагрузочные
потери
,
в
отличие
от
потерь
на
коро
-
ну
,
легко
поддаются
расчёту
по
дан
-
ным
активного
сопротивления
про
-
водов
,
перетоков
активной
,
реак
-
тивной
мощности
и
напряжения
,
по
-
ступающих
с
датчиков
телемехани
-
ки
.
Таким
образом
,
имея
значение
суммарных
потерь
в
линии
,
полу
-
чаемых
путём
вычитания
из
актив
-
ной
мощности
отдающего
конца
ли
-
нии
активной
мощности
её
приём
-
ного
конца
,
а
также
значение
нагру
-
зочных
потерь
,
можно
легко
опре
-
делить
значение
потерь
на
коро
-
ну
.
При
этом
довольно
высокую
по
-
грешность
телеизмерений
удаётся
компенсировать
с
помощью
стати
-
стических
методов
регрессионного
анализа
.
Подробно
о
методе
расчё
-
Продолжительность
повышенных
потерь
на
корону
,
ч
2,33
Среднее
значение
напряжения
в
конце
ВЛ
U
2
,
кВ
750,04
Среднее
значение
перетока
активной
мощности
в
конце
ВЛ
P
2
,
МВт
656,03
Среднее
значение
перетока
реактивной
мощности
в
конце
ВЛ
Q
2
,
МВар
147,09
Среднее
значение
потерь
на
корону
,
МВт
14,65
Среднее
значение
нагрузочных
потерь
∆
P
н
U
2
,
МВт
10,49
Суммарное
значение
потерь
в
линии
∆
P
сум
,
МВт
25,14
Значение
оптимального
напряжения
в
конце
линии
U
2
опт
,
кВ
627,45
Суммарные
потери
при
оптимальном
напряжении
∆
P
сумопт
,
МВт
21,60
Возможный
эффект
снижения
суммарных
потерь
,
МВт
3,54
Таблица
.
Результаты
расчёта
оптимального
напряжения
,
обеспечивающего
минимум
потерь
в
линии
Рис
. 2.
Результаты
измерения
потерь
мощности
на
корону
и
в
проводах
ВЛ
750
кВ
Калининская
АЭС
—
ПС
«
Владимирская
», 04.01.2011
г
.,
МВт
Время
,
ч
м
щ
н
р
м
с
т
ЮРИЙ
ШАРОВ
:
Внедрение
«
интеллектуального
»
оборудо
-
вания
в
ЕЭС
России
позволя
-
ет
пересмотреть
принципы
оперативно
-
технологического
управления
электроэнергети
-
ческой
системы
,
обеспечивая
не
только
требуемые
уровни
режимных
параметров
,
но
и
их
оптимальные
значения
вну
-
три
допустимых
диапазонов
.
63
№ 6 (9), ноябрь-декабрь, 2011
та
потерь
на
корону
по
данным
те
-
леметрии
можно
узнать
в
литерату
-
ре
[3].
Зная
в
каждый
момент
времени
расчётное
значение
потерь
на
ко
-
рону
,
а
также
учитывая
вышеприве
-
дённые
зависимости
потерь
от
уров
-
ня
напряжения
,
можно
в
реальном
времени
осуществлять
оптимиза
-
цию
режима
по
напряжению
и
ре
-
активной
мощности
с
целью
сни
-
жения
суммарных
потерь
,
выдавая
управляющие
сигналы
на
управля
-
емые
средства
компенсации
реак
-
тивной
мощности
,
такие
как
СТК
,
УШР
,
СТАТКОМ
,
РПН
трансформато
-
ров
,
АРВ
синхронных
и
асинхрони
-
зированных
машин
.
С
помощью
программного
ком
-
плекса
КОСМОС
и
данных
УИК
были
проведены
оптимизационные
расчё
-
ты
фрагмента
сети
500
кВ
объеди
-
нённой
энергосистемы
(
далее
ОЭС
)
Средней
Волги
(
рис
. 3)
и
сети
750,
500
кВ
ОЭС
Центра
(
рис
. 4).
Регули
-
рование
напряжения
в
сети
500
кВ
ОЭС
Средней
Волги
возможно
толь
-
ко
путём
изменения
напряжения
на
электростанциях
и
регулирова
-
ния
средствами
компенсации
ре
-
активной
мощности
(
далее
СКРМ
).
В
сети
750, 500
кВ
ОЭС
Центра
на
-
пряжение
может
регулироваться
как
на
электростанциях
и
СКРМ
,
так
и
на
подстанциях
с
помощью
РПН
.
Кро
-
ме
того
,
рассмотрены
режимы
,
в
ко
-
торых
установленные
шунтирующие
реакторы
(
далее
ШР
)
заменены
на
управляемые
шунтирующие
реакто
-
ры
(
далее
УШР
).
Рис
. 3.
Фрагмент
сети
500
кВ
ОЭС
Средней
Волги
64
Сравнение
уровней
снижения
потерь
в
этих
сетях
позволит
выя
-
вить
эффективность
использования
регулирующих
устройств
подстанций
и
определить
требования
к
ним
для
обеспечения
снижения
потерь
в
се
-
тях
разных
напряжений
.
Рассмотрим
характерные
режи
-
мы
ОЭС
Средней
Волги
,
для
кото
-
рых
проведём
оптимизационные
режимы
.
В
случае
,
когда
во
всех
линиях
сети
ОЭС
Средней
Волги
потери
на
корону
заданы
минимальными
—
хо
-
рошая
погода
.
Потери
в
исходном
ре
-
жиме
составляли
144,7
МВт
,
после
оптимизации
составили
137,2
МВт
.
Таким
образом
,
эффективность
оптимизации
составила
7,5
МВт
,
что
составляет
5,1%
от
суммарных
по
-
терь
.
Анализ
оптимального
режима
показал
,
что
уровни
напряжения
в
сети
повысились
,
так
на
ПС
500
кВ
«
Вешкайма
»
напряжение
увеличи
-
лось
на
14
кВ
(
от
497
до
511
кВ
),
на
ПС
500
кВ
«
Куйбышевская
» —
на
23
кВ
(
от
495
до
518
кВ
)
и
т
.
д
.
Если
на
подстанциях
вместо
ШР
были
бы
установлены
УШР
,
эффект
от
опти
-
мизации
режима
увеличился
бы
на
6,5% —
до
8
МВт
.
Оптимизация
режима
по
на
-
п р я ж е н и ю
ОЭС
Средней
Волги
в
пери
-
од
,
когда
во
всех
линиях
сети
потери
на
корону
зада
-
ны
повышен
-
ными
,
показа
-
ла
следующее
.
Потери
в
исхо
-
дном
режиме
составляли
410,9
МВт
,
после
оптимизации
— 390,7
МВт
.
Та
-
ким
образом
,
эффективность
опти
-
мизации
составила
20,2
МВт
,
что
составляет
4,9%
от
суммарных
по
-
терь
.
Анализ
результатов
показал
,
что
уровни
напряжения
в
сети
пони
-
зились
.
Так
,
на
ПС
500
кВ
«
Вешкай
-
ма
»
напряжение
снизилось
на
12
кВ
(
с
499
до
487
кВ
),
на
ПС
500
кВ
«
Куй
-
бышевская
» —
с
502
до
490
кВ
и
т
.
д
.
Если
бы
на
подстан
-
циях
вместо
ШР
были
установлены
УШР
,
эффект
от
оптимиза
-
ции
режима
увели
-
чился
бы
на
20% —
до
24,4
МВт
.
Рассмотрим
ре
-
жимы
,
когда
во
всех
линиях
сети
поте
-
ри
на
корону
зада
-
ны
минимальны
-
ми
—
хорошая
погода
,
кроме
линий
Жигулёвская
ГЭС
—
ПС
500
кВ
«
Куй
-
бышевская
»,
Жигулёвская
ГЭС
—
ПС
500
кВ
«
Азот
»,
двухцепной
ли
-
нии
Балаковская
АЭС
—
ПС
500
кВ
«
Куйбышевская
»,
ПС
500
кВ
«
Куй
-
бышевская
» —
Заинская
ГРЭС
,
ко
-
торые
охвачены
изморозью
.
Эф
-
фективность
оптими
-
зации
режима
по
на
-
пряжению
составила
1,7
МВт
(0,8%),
при
этом
уровни
напря
-
жения
в
сети
понизи
-
лись
.
На
ПС
500
кВ
«
Вешкайма
»
напря
-
жение
снизилось
на
8
кВ
(
с
497
до
489
кВ
),
на
ПС
500
кВ
«
Куйбышевская
» —
на
8
кВ
(
с
497
до
489
кВ
)
и
т
.
д
.
В
случае
,
если
на
подстанциях
вме
-
сто
ШР
были
бы
установлены
УШР
,
эффект
от
оптимизации
режима
уве
-
личился
бы
на
5,5% —
до
1,8
МВт
.
Аналогичные
оптимизационные
расчёты
для
ОЭС
Центра
показали
,
что
эффективность
оптимизации
ре
-
жима
по
напряжению
составила
:
• 3
МВт
(5,3%
от
суммарных
по
-
терь
).
Во
всех
линиях
сети
поте
-
ри
на
корону
заданы
минималь
-
ными
—
хорошая
погода
.
В
опти
-
мальном
режиме
уровни
напря
-
жения
на
ПС
повысились
.
• 53,6
МВт
—
все
линии
охвачены
изморозью
.
В
оптимальном
режи
-
ме
уровни
напряжения
на
ПС
по
-
низились
.
Таким
образом
,
использование
автоматизированных
систем
управ
-
ления
режимов
по
напряжению
и
реактивной
мощности
существен
-
но
повышает
эффективность
ис
-
пользования
адаптивных
элемен
-
тов
«
умной
»
сети
.
При
этом
факто
-
ром
,
влияющим
на
уровень
потерь
в
сетях
220
кВ
и
выше
,
становит
-
ся
состояние
погоды
вдоль
воздуш
-
ных
линий
электропередачи
.
Соз
-
дание
системы
учёта
потерь
на
корону
,
ис
-
пользующей
для
рас
-
чёта
уже
имеющиеся
в
диспетчерских
цен
-
трах
данные
телеиз
-
мерений
,
не
требует
существенных
капи
-
тальных
затрат
,
при
этом
даёт
возмож
-
ность
проведения
в
реальном
времени
оптимизации
режима
по
реактив
-
ной
мощности
и
напряжению
,
сни
-
жению
потерь
электрической
энер
-
гии
в
сетях
и
,
следовательно
,
затрат
на
компенсацию
потерь
на
опто
-
вом
рынке
электроэнергии
.
ЛИТЕРАТУРА
1.
Годовой
отчёт
ОАО
«
ФСК
ЕЭС
»,
2007
г
.,
с
. 28
2.
Шаров
Ю
.
В
.,
Гаджиев
М
.
Г
,
Изме
-
рение
потерь
мощности
на
ко
-
рону
в
линиях
сверхвысокого
напряжения
ОАО
«
ФСК
ЕЭС
» —
ЭЛЕКТРО
, 2010,
№
3,
с
. 19—23
3.
Линии
электропередачи
345
кВ
и
выше
.
Перевод
под
редакци
-
ей
В
.
В
.
Бургдсорфа
.
М
.,
Энергия
,
1980,
с
. 35
я
режима
по
на
ф
з
п
1
э
ж
л
ВЛАДИМИР
ПЕЛЫМСКИЙ
:
Обеспечение
энергоэффек
-
тивности
функционирования
Единой
национальной
элек
-
трической
сети
—
основная
цель
внедрения
в
ОАО
«
ФСК
ЕЭС
»
системы
оптимизации
режима
по
уровням
напряже
-
ния
и
реактивной
мощности
.
МАГОМЕД
ГАДЖИЕВ
:
Измерение
текущих
по
-
терь
на
корону
воздуш
-
ных
линий
сверхвысо
-
кого
напряжения
—
оче
-
редной
шаг
на
пути
соз
-
дания
системы
управ
-
ления
интеллектуальной
сетью
.
Рис
. 4.
Фрагмент
сети
750—500
кВ
ОЭС
Центра
Оригинал статьи: Снижение потерь электроэнергии при внедрении Smart Grid
Современная электроэнергетика стоит на пути внедрения новейших разработок в области автоматизации производственных процессов, создания адаптивных систем контроля и управления параметрами оборудования. Классическая система управления электроэнергетическими сетями построена с учётом того, что условия внешней среды меняются относительно слабо. Основной задачей ставилось обеспечение в заданном диапазоне параметров режима. При этом диапазоны изменения параметров достаточно широки и выбирались с целью минимизации количества управляющих воздействий, ограниченных возможностями оперативного персонала, а также техническими возможностями электросетевого оборудования.
