Снижение потерь электроэнергии при внедрении Smart Grid

Page 1
background image

Page 2
background image

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»


Page 3
background image

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

)

+ 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

)

– 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


Page 4
background image

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

.


Page 5
background image

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


Page 6
background image

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

 

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


Читать онлайн

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.

Поделиться:

«ЭЛЕКТРОЭНЕРГИЯ. Передача и распределение» № 3(72), май-июнь 2022

Анализ особенностей расчета потокораспределения и потерь мощности реальной распределительной сети низкого напряжения по измерениям интеллектуальных счетчиков

Управление сетями / Развитие сетей Цифровая трансформация / Цифровые сети / Цифровая подстанция Учет электроэнергии / Тарифообразование / Качество электроэнергии
Стенников В.А. Голуб И.И. Болоев Е.В. Анфиногенов А.Ю. Бучинский А.Л. Масленников А.Н.
«ЭЛЕКТРОЭНЕРГИЯ. Передача и распределение» № 3(72), май-июнь 2022

От НИОКР до промышленной эксплуатации: новая разработка ПАО «Россети Ленэнерго» успешно интегрирована в ССПИ ОМП «ИНБРЭС»

Цифровая трансформация / Цифровые сети / Цифровая подстанция Воздушные линии Диагностика и мониторинг
«ЭЛЕКТРОЭНЕРГИЯ. Передача и распределение»