Анализ устройств управления потоками мощности в замкнутой электрической сети

Размещено на http://www.allbest.ru/

Введение

замкнутый сеть трансформатор фазорегулятор

В настоящее время Республика Беларусь не обладает достаточным количеством топливно-энергетических ресурсов и вынуждена значительную их часть покупать у сопредельных государств. Важнейшей государственной задачей является энергетическая безопасность страны, то есть бесперебойное снабжение потребителей энергоресурсами требуемого качества в необходимых количествах. В таких условиях актуальной является задача управления перетоками мощности с целью оптимизации режима работы Белорусской энергосистемы.

Реальные сети не являются однородными. Причинами этого служит наличие воздушных и кабельных линий, различие сечений проводов участков сети, формирование контуров линиями различного номинального напряжения, объединенных трансформаторами связи. В этих сетях мощности распределяются естественным образом, то есть пропорционально полным сопротивлениям ветвей. Такой режим работы не является экономичным.

В данном дипломном проекте рассматриваются варианты оптимизации потокораспределения. Определяются места, где необходимо перераспределение потоков мощности в замкнутой сети Белорусской энергосистемы. Определяются параметры устройств управления потоками мощности и выполняется оценка эффективности их установки в Белорусской энергосистеме. Также рассматриваются защита и автоматика выбранных устройств, вопросы охраны труда и техники безопасности.

1. Предпосылки применения устройств управления потоками мощности в замкнутых электрических сетях

Белорусская энергосистема имеет сложно-замкнутые электрические сети с номинальным напряжением 110…750 кВ. Такие сети включают большое количество контуров, содержащих ветви различных номинальных напряжений, что приводит к высокой степени неоднородности в них [1]. Как было сказано выше в них естественное распределение мощности значительно отличается от экономического, соответствующего минимуму потерь мощности.

Рассмотрим основные соотношения, характеризующие распределение мощностей в замкнутом контуре и проанализируем, за счет чего естественное распределение мощностей не совпадает с экономичным [2].

При естественном распределении потоки мощности для неоднородной замкнутой сети, содержащей несколько номинальных напряжений (рисунок 1.1), на начальном и конечном участках контура без учета потерь мощности определяются по формулам:

(1.1)

где - нагрузки соответственно i-го и j-го узлов;

- сопротивление ветвей от узла до узла 0 при обходе контура по направлению ;

- сопротивление ветвей от узла j до узла 0 при обходе контура по направлению;

- суммарное сопротивление всех ветвей контура;

n - число ветвей в контуре, не считая балансирующего узла 0.

Суммарные потери мощности в сети:

где - номинальное напряжение сети;

- потоки мощности на -м участке сети;

- активное сопротивление -го участка сети;

- количество ветвей в контуре.

Рисунок 1.1 - Схема замкнутой сети

Для сравнения потокораспределения (1.1) с экономичным, т. е. для проверки соответствует ли естественное потокораспределение минимальным потерям активной мощности, выразив и через нагрузку начального участка и нагрузку узлов , взяв частные производные приравниваем их к нулю: Экономическое распределение мощностей в контуре, соответствующее минимуму потерь активной мощности:

(1.3)

Для полной мощности:

(1.4)

Сравнив потокораспределение по выражениям (1.1) и (1.4), можно сделать вывод о том, что в неоднородной сети естественное распределение мощности не является экономичным. При экономичном распределении мощности по ветвям распределяются в соответствии с активными сопротивлениями.

Аналогично можно получить условия, соответствующие минимальным потерям реактивной мощности в сети. Выразив их в виде

и приняв частные производные равные нулю: получим:

(1.6)

Для определения за счет чего естественное распределение не совпадает с экономичным преобразуем выражение (1.1):

Умножив числитель и знаменатель на , раскрыв скобки и выделив действительную и мнимую части, получим:

(1.8)

(1.9)

Проделывая аналогичные преобразования, получим:

(1.10)

(1.11)

Учитывая, что и получим:

(1.12)

(1.13)

Выражение из (5) можно записать в виде:

(1.14)

Аналогично

(1.15)

Из формул (1.12) - (1.15) следует, что составляющие и мощностей естественного потокораспределения определяются сочетанием нагрузок, подключенных в узлах сети, и были бы равны мощностям и при Составляющие и на начальном и конечном участках контура равны по величине и противоположны по знаку. Эти мощности называются уравнительными. Они циркулируют внутри контура и имеют одинаковые значения во всех ветвях.

Если сеть однородная, то

Тогда уравнительная мощность

Следовательно, в однородной сети уравнительные мощности отсутствуют. Аналогично можно доказать, что Исходя из этого можно сделать вывод, что естественное распределение мощностей в однородной сети совпадает с экономичным.

Неоднородность замкнутой сети обусловливает появление уравнительных мощностей в контурах, которые вызывают уменьшение пропускной способности сети, увеличение потерь мощности и энергии и снижение качества напряжения. Один из способов повышения экономичности и пропускной способности электрических сетей это применение различных устройств для управления потоками мощности в замкнутых сетях. Кроме описанного выше данные устройства могут применяться также для предотвращения перегрузок элементов энергосистемы, повышения надежности и устойчивости ее работы.

2. Обзор и анализ известных способов и устройств управления потоками мощности

Экономичность работы электрической системы в значительной степени характеризуется потерями мощности и энергии в электрических сетях. Один из путей снижения потерь мощности и энергии основан на организации рационального регулирования потоков мощности в электрических сетях путем соответствующего выбора регулирующих и компенсирующих устройств [2].

Для улучшения потокораспределения в замкнутых сетях используют следующие методы:

1. Перераспределение генерируемой мощности между электростанциями [3].

Наиболее выгодное распределение мощностей в энергосистеме сводится к загрузке их активной и реактивной мощностью таким образом, чтобы был обеспечен минимум стоимости топлива, расходуемого тепловыми электрическими станциями для покрытия полезных активных нагрузок подстанции и потерь активной мощности, обусловленных протеканием активных и реактивных мощностей:

(2.1)

где 0, 1, …, - номера тепловых электростанций, причем нулевой номер присваивается электростанции, расположенной в расчетном балансирующем пункте;

- цена топлива, расходуемого на -й электростанции;

- расход топлива, расходуемого на произвольной -й электростанции.

Данный метод не требует дополнительных капитальных затрат и поэтому является основным. Однако такой способ управления потоками активной мощности не позволяет эффективно оптимизировать потокораспределение в сложнозамкнутых сетях.

2. Частичное размыкание сети

Распределительные электрические сети 35-110 кВ часто выполняются по замкнутой схеме, но работают они в разомкнутом режиме. Это делается с целью снижения токов короткого замыкания в сети и во избежание уравнительных перетоков между сетями 35-110 кВ и параллельными им сетями более высокого напряжения.

3. Настройка сети на однородную

Производится с помощью устройств продольной компенсации (УПК) или реакторов продольного включения. Эффект достигается за счет снижения неоднородности сети, при этом естественное распределение мощностей приближается к экономичному [3].

4. Оптимизация режим работы сети с помощью трансформаторных устройств управления потоками мощности.

Экономичный режим замкнутой сети можно получить, осуществив принудительное распределение мощностей путем включения в контур ЭДС. Продольная ЭДС может быть создана с помощью ответвлений трансформаторов связи, включенных в контур, а поперечная или продольно-поперечная - с применением вольтодобавочных трансформаторов [2]. Для управления параметрами электропередач применяются специальные фазорегулирующие устройства и специальные схемы коммутации, которые, изменяя угол фазового сдвига между сближенными фазами, регулируют индуктивность и емкость линии [4].

5. Использование линий и вставок постоянного тока

Линии и вставки постоянного тока являются наиболее универсальным средством управления потоками активной мощности. Им нет альтернативы в тех случаях, когда необходимо связать между собой две энергосистемы, работающие с разными частотами или несинхронно, и осуществить двусторонний обмен мощностью или межсистемный обмен мощностью по слабым связям, когда существует опасность нарушения статической устойчивости.

6. Применение гибких систем электропередачи переменного тока.

Гибкими электропередачами называются линии электропередачи переменного тока, оснащенные специальными устройствами на базе силовых полупроводниковых приборов. С помощью электронных устройств гибких электропередача можно обеспечить принудительное распределение мощности в замкнутом контуре сети, увеличить пропускную способность линий практически до теплового предела.

Рассмотрим перечисленные способы подробнее.

2.1 Частичное размыкание замкнутой сети

Один из возможных алгоритмов определения мест размыкания контуров заключается в следующем [5]:

1. Определяют ветви, которые нельзя разомкнуть по техническим условиям.

2. Выполняют расчет потокораспределения в сети с чисто активными сопротивлениями.

3. В контурах, которые могут быть разомкнуты, за точку размыкания принимают точку потокораздела.

4. Проверяют технические ограничения. При выходе параметров за допустимые значения, точка размыкания перемещается по ветвям так, чтобы обеспечить решение задачи в пределах ограничений.

В данной задаче эффект определяется снижением потерь мощности и энергии. Способ простой, но требует некоторых денежных вложений, связанных с организацией автоматического ввода резерва (АВР). Места деления зависят от величины нагрузок потребителей и электростанций, поэтому при изменении режима энергосистемы места размыкания должны перемещаться. Отключение части линий может привести к снижению надежности электроснабжения отдельных узлов нагрузки и снижению устойчивой работы отдельных частей системы.

2.2 Настройка сети на однородную

Настройку сети на однородную можно производить с помощью УПК и реакторов. Данный способ оптимизации режима неоднородной замкнутой сети заключается в изменение параметров ее отдельных участков сети [1].

Если, например отношение индуктивного сопротивления к активному на участке 1-2-3 (рисунок 2.1, а) больше, чем на участке 1-4-3:

, (2.2)

то для создания однородной сети необходимо включить в линию 1-2 установку продольной компенсации с емкостным сопротивлением такой величины, чтобы

. (2.3)

Рисунок 2.1 - Способы настройки сети на однородную при применении: - продольной емкостной компенсации; - реакторов

Отсюда

. (2.4)

Настройка сети на однородную может быть произведена также путем включения в ветвь с меньшим отношением индуктивного сопротивления (рисунок 2.1, ) такой величины, чтобы

(2.5)

Отсюда . (2.6)

Данные формулы учитывают приведение сопротивлений ветвей к одной ступени напряжения.

Недостатками этого метода являются возможность увеличения потерь реактивной мощности при применении реакторов, ограничение на снижение сопротивления линий с помощью устройств продольной компенсации (из-за увеличения токов короткого замыкания), проблемы с настройкой дистанционных защит линий.

Для внедрения данного мероприятия необходимо сравнение приведенных затрат на устройства со стоимостью энергии, сэкономленной на снижении потерь.

2.3 Трансформаторные устройства управления потоками мощности

В этом пункте рассмотрим устройства продольно-поперечного регулирования напряжения (ПРН). Информация о данных устройствах имеется в справочниках по проектированию электрических сетей и некоторых патентах.

2.3.1 Вольтодобавочные трансформаторы и линейные регуляторы

Устройство, для введения соответствующей дополнительной ЭДС, установленное в сочетании с автотрансформатором, называется вольтодобавочным трансформатором, в сочетании с линией - линейным регулятором [1].

С целью снижения класса номинального напряжения и номинальной мощности устройства ПРН обычно устанавливают в сети низшего напряжения, в ветвях с меньшей пропускной способностью. Однако при наличии контуров одного напряжения создаваемые в них уравнительные мощности могут вызвать увеличение потерь мощности, что может свести к нулю эффект от применения устройств ПРН. Поэтому в некоторых случаях более целесообразно установка ВДТ в ветви трансформатора связи сетей двух различных номинальных напряжений.

В ряде случаев эффективной оказывается установка ВДТ с продольно-поперечным регулированием в нейтрали автотрансформатора связи. Такое решение экономически обоснованно в замкнутых сетях, содержащих номинальные напряжения 750 и 330 кВ.



Рис.

Линейные регулировочные трансформаторы могут запитываться от шин низкого напряжения подстанции (рисунок 2.3, в).

Рис.

Достоинством линейных регулировочных трансформаторов являются простота их конструкции, а также то, что их магнитопровод рассчитывается не по проходной мощности (мощности линии), а по собственной мощности. Значение собственной мощности зависит от величины вводимой добавочной ЭДС и может быть в несколько раз меньше, чем проходная мощность.

Размещено на http://www.allbest.ru/

Рисунок 2.4 - Однолинейная схема включения ЛР

Существенным недостатком данных устройств является то, что их переключающие устройства, поскольку регулирование осуществляется в последовательной обмотке, должны быть рассчитаны на рабочий ток линии и ее полное напряжение. Кроме того, требуется специальная изоляция подвижных частей переключающих устройств от земли. Эти недостатки привели к тому, что линейные регулировочные автотрансформаторы не могут применяться на линиях высокого напряжения. К другим недостаткам данных устройств можно отнести ступенчатый характер регулирования напряжения.

2.3.2 Трансформаторный фазорегулятор

Фазорегулятор (рисунок 2.5) содержит трехстержневую магнитную систему 1, первую трехфазную обмотку 2 с ответвлениями, к одному из которых (промежуточному) присоединены входные зажимы 3-5, вторую трехфазную обмотку 6, катушки которой соединены последовательно с катушками первой обмотки через полупроводниковые коммутаторы 7 и через двухпозиционный переключатель 8, обеспечивающий соединение разных разноименных катушек первой и второй обмоток. К ответвлениям второй обмотки 6 через полупроводниковые коммутаторы 9 подключены выходные зажимы 10-12. Двухпозиционный переключатель 13 предназначен для порядка чередования фаз выходного напряжения [6].



Рисунок 2.5 -Принципиальная схема трансформаторного фазорегулятора

Достоинством данного фазорегулятора является то, что он позволяет регулировать угол сдвига фаз и величину напряжения в широком диапазоне. Кроме того, трансформаторный фазорегулятор выгодно отличается от линейных регулировочных автотрансформаторов тем, что в его переключающем устройстве нет подвижных частей и следовательно отсутствует проблема изоляции их от земли. К недостаткам следует отнести большое количество полупроводниковых коммутаторов, которые необходимо выбирать по величине тока короткого замыкания. Учитывая это и тот факт, что для регулирования необходима специальная система управления, полупроводниковыми коммутаторами устройство получится довольно дорогостоящим. Кроме того, вследствие малого сопротивления последовательной обмотки требуется ограничение токов короткого замыкания с помощью других элементов сети.

2.3.3 Устройство поперечного регулирования

Для поперечного регулирования может быть использовано устройство [4], принципиальная схема которого представлена на рисунке 2.6.

Отличием от линейного регулятора является наличие дополнительных выключателей, предназначенных для вывода в ремонт данного устройства без отключения линии, в которой оно установлено. Кроме того, в отличие от обычного ЛРТ используется двухтрансформаторная схема, что позволяет вынести устройство ПБВ или РПН из последовательного трансформатора и сделать его более надежным. На рисунке 2.6 A₁, B₁, C₁ - выводы фаз входного напряжения; А₂, В₂,С₂ - выводы фаз выходного напряжения; А₃, В₃, С₃ - выводы фаз пониженного напряжения; Т, Т₁, Т₂ - соответственно силовой, последовательный и возбуждающий трансформаторы; К - двухпозиционный переключатель, обеспечивающий изменение направления вектора вводимой ЭДС; R₁, R₂, R₃, R₄, R₅ - разъединители.

Рисунок 2.6 - Принципиальная схема предлагаемого устройства для поперечного регулирования

2.3.4 Фазорегулятор для плавного регулирования фазы напряжения под нагрузкой

Устройство содержит в каждой фазе реактор с управляемым подмагничиванием магнитопроводом и трансформатор с двумя обмотками, обмотки трансформатора соединены последовательно, точка их соединения служит для подключения входного напряжения, свободный конец первой обмотки предназначен для снятия выходного напряжения, а свободный конец второй обмотки соединен с реактором, другим концом, связанным с одним из выводов первой обмотки трансформатора другой фазы. Регулирование осуществляется за счет плавного изменения индуктивных сопротивлений управляемого трансформатора и управляемого реактора [7].

Достоинством данного устройства являются возможность плавного и независимого регулирования фазы и модуля напряжения под нагрузкой.

Недостатками такого устройства являются его высокая стоимость относительная сложность изготовления, необходимость компенсации высших гармонических составляющих.

Рисунок 2.7 - Принципиальная схема фазорегулятора

2.4 Вставки и линии постоянного тока

Одним из способов оптимизации является использование линий и вставок постоянного тока. В электропередачах постоянного тока на постоянном токе работает только ЛЭП, на перемещающем конце электроэнергия вырабатывается на переменном токе, напряжение повышается трансформаторами переменного тока, который преобразуется в постоянный, а на приемном конце производится преобразование постоянного тока в переменный. Электропередачи постоянного тока имеют ряд преимуществ: позволяют увеличить передаваемую мощность без роста угла сдвига между напряжениями по концам линии, при передаче постоянным током отсутствуют индуктивные падения напряжений и зарядные токи, конфигурация опор ВПТ менее сложна, имеется возможность регулирования нагрузки линии. Вместе с тем ВПТ являются чрезвычайно сложными и дорогостоящими устройствами. [1]

2.5 Гибкие (управляемые) линии электропередач переменного тока [8, 9]

Вопросы управления потокораспределением могут быть решены при применении гибких систем электропередачи переменного тока, содержащих многофункциональные устройства, объединенные общепринятым термином "FACTS" (заглавные буквы термина "Гибкие системы передачи переменного тока" на английском языке).

Устройства и технология FACTS основаны на передовых достижениях современной силовой электроники и устройств на их основе, а также комплексов, состоящих из электрических машин переменного тока, преобразователей частоты и микропроцессорных систем управления.

Устройства FACTS обладают принципиально новой функциональной возможностью - векторным регулированием в энергосистеме, когда по заданным законам регулируется не только значение, но и фазный угол напряжения в заданном узле.

Векторное регулирование позволяет комплексно и наиболее оптимально решать проблемы повышения пределов передаваемой мощности по линиям электропередач вплоть до предела по нагреву проводов, принудительно распределять мощности в сложной неоднородной электрической сети в соответствии с требованиями диспетчера, регулировать напряжения в широких пределах.

Основой статических устройств FACTS является преобразователь напряжения (ПН), который обеспечивает как регулирование значения выходного напряжения, так и его фазы.

Для создания гибких электропередач применяются следующие устройства:

1. СТАТКОМ - параллельно включаемый ПН. Устройство является аналогом синхронного компенсатора. СТАТКОМ отличается от последнего большим быстродействием, более высоким КПД, отсутствием вращающих масс.

По сравнению со статическим тиристорным компенсатором (СТК) СТАТКОМ обладает большим быстродействием, а также обеспечивает обмен реактивной мощностью между фазами сети. Благодаря этому СТАТКОМ способен как генерировать, так и потреблять реактивную мощность.

2. Устройство управляемой продольной компенсации (УПК) представляет собой последовательно включаемый ПН. УПК изменяют с требуемым быстродействием эквивалентное сопротивление линии электропередачи и воздействует тем самым на пропускную способность линии, доводя теоретически этот предел до предела по нагреву провода без нарушения условий устойчивости.

3. Объединенный регулятор потока мощности (ОРПМ) - устройство, состоящее из СТАТКОМ и УПК. ОРПМ может обеспечивать следующие режимы работы: регулирование напряжения, компенсация реактивного сопротивления линии (увеличение ее пропускной способности), регулирование фазового угла между напряжением шин, управление потоками энергии между шинами. Он способен эффективно и быстро подавлять колебания мощности и напряжения, возникающие в переходных процессах при воздействии различных возмущений.

4. Преобразователи для электропередач и вставок постоянного тока. Два СТАТКОМ, объединенные общим звеном постоянного тока и включаемые в рассечку линий электропередачи, связывающих две электрические системы представляют собой вставку постоянного тока нового типа, имеющую преимущества перед традиционной, заключающиеся в отсутствии дополнительных источников реактивной мощности, некритичности к мощности связываемых электрических систем.

5. Накопители электрической энергии (НЭЭ) - устройства, предназначенные для частичного или полного разделения во времени процессов выработки и потребления электроэнергии. В НЭЭ осуществляется аккумулирование энергии, получаемой из ЭЭС, ее хранение и выдача при необходимости обратно в систему. Поддержание динамической устойчивости ЭЭС при различных авариях осуществляются в основном системной автоматикой. При этом отключаются не только аварийные объекты, но и часть потребителей. Применение НЭЭ является одним из перспективных и очень эффективных способов решения указанных проблем.

6. Объединенный (двухинверторный) регулятор мощности (ДРМ). Он состоит из двух инверторов напряжения, которые имеют общий конденсатор на полюсах, что позволяет им обмениваться мощностью. ДРМ имеет возможность компенсировать потери реактивной и активной мощности. Он позволяет вводить в линию продольное напряжение, которое может иметь любой сдвиг с напряжением линии от 0 до 360?. Поэтому ДРМ может как уменьшать, так и увеличивать как активное, так и реактивное падение напряжения в линии.

7. Регулятор угла сдвига (РУС) отличается от ДРМ тем, что последовательный инвертор связан с параллельно включенным выпрямителем, а не инвертором. РУС позволяет изменять угол сдвига продольного напряжения, вводимого в линию электропередачи, по отношению к напряжению начала линии, в пределах от 0 до ±90?.

Аналогом РУС может быть идеальный фазосдвигающий трансформатор с последовательно включенным продольным компенсатором, однако в отличие от фазосдвигающего трансформатора фаза и значение продольного напряжения могут изменяться безынерционно и непрерывно. РУС позволяет передавать по линии только активную мощность, без сдвига между ЭДС по концам лини.

Работа РУС эквивалентна передаче энергии постоянным током. Однако РУС не требует сооружения новой линии постоянного тока, а при отказе РУС линия переменного тока остается в работе, хотя и лишена преимуществ, которые ей обеспечивал РУС.

Применение технологии FACTS позволяет благодаря повышению степени устойчивости энергосистем в нормальных, аварийных и послеаварийных режимах пересмотреть принципы создания систем противоаварийного управления и релейной защиты, упростить требования к системам автоматического регулирования напряжения синхронных генераторов электростанций. Вместе с тем устройства являются очень дорогостоящими.

В настоящее время замкнутые сети до 35 кВ включительно, а также часть сетей 110 кВ работают в разомкнутом режиме. Задача управления перетоками решается за счет регулирования генерации на электрических станциях. Из-за ограничений, связанных с оптимизацией загрузки электрических станций по минимуму суммарного расхода топлива в энергосистеме, такое решение не является достаточным. Применение вставок постоянного тока и гибких линий электропередач требуют значительных капитальных затрат. В данной работе рассмотрена возможность применения трансформаторных устройств продольно-поперечного регулирования напряжения для оптимизации перетоков активной мощности.

3. Определение мест, где необходимо перераспределение потоков мощности в замкнутой сети энергосистемы «Б»

Для определения мест, где необходимо перераспределение потоков мощности использовали режимные файлы зимнего и летнего минимального и максимального режимов 2004 года Белорусской энергосистемы, а также частично энергосистем России, Литвы, Латвии и Эстонии для расчетов по программе RASTR. В качестве основного принимали режим зимнего максимума. Остальные три режима использовали для определения параметров устройств регулирования перетоками мощности.

Перед проведением вычислительных экспериментов по оптимизации потокораспределения с помощью дополнительных устройств, устанавливаемых в ветвях сети, убедились, что это невозможно сделать с помощью уже существующих средств. Так как кроме расчетной программы для RASTR никакой дополнительной информации для оптимизации режима нет, из всех возможных способов оптимизации режима (оптимизация генерации активной и реактивной мощности на станциях, оптимизация мощностей источников реактивной мощности в сети, оптимальное размыкание контуров) осуществили выбор продольных коэффициентов трансформации силовых трансформаторов в сети. Соответственно считали, что остальными из перечисленных способов потокораспределение уже соптимизированно.

По методике, описанной в [2] произвели выбор оптимальных коэффициентов трансформации путем их поочередного изменения. В каждой трансформаторной ветви изменяли продольный коэффициент трансформации на 1% в сторону увеличения (но не более чем на 15%). При снижении потерь данный шаг считали успешным. Вновь увеличивали коэффициент трансформации на ступень до тех пор, пока потери мощности не начинали повышаться по сравнению с предыдущим шагом. Новый коэффициент трансформации у данного трансформатора принимали, если на последнем удачном шаге снижение потерь по сравнению с потерями до оптимизации коэффициента трансформации данного трансформатора оказалось более 0,05 МВт. Если же потери на первом шаге увеличивались, то изменяли коэффициент трансформации в сторону уменьшения. Далее переходили к следующему трансформатору. Одновременно контролировали, не выходят ли напряжения за допустимые пределы.

Потери мощности в Белорусской энергосистеме в режиме зимнего максимума (ДР_РБ) до оптимизации продольных коэффициентов силовых трансформаторов составляли ДР_РБ=147,281 МВт.

Результаты оптимизации режима работы сети путем изменения продольных коэффициентов трансформации силовых трансформаторов представлены в таблицах 3.1-3.2.

Таблица 3.1 - Оптимизация потокораспределения с помощью регулирования продольных коэффициентов трансформации (К_ТВ) на силовых трансформаторах режима зимнего максимума при изменении К_ТВ на ±1 %

Трансформаторная ветвь	Исходный коэффициент трансформации nт	ДРРБ при изменении КТ В на +1 %	ДРРБ при изменении КТ В на -1%
1	2	3	4
750/110 кВ
295-292	0,447	146,966	147,730
330/220
303-302	0,712	147,450	147,038
318-312	0,658	146,856	147,721
401-402	0,725	147,404	147,184
642-643	0,683	147,216	147,331
701-702	0,677	147,189	147,328
330/110 кВ

Проанализировав данные таблицы и найдя максимальное снижение потерь выделили трансформаторные ветви, при изменении продольных коэффициентов трансформации которых получили максимальное снижение потерь в Белорусской энергосистеме дР_РБ. Кроме того, была произведена коррекция коэффициентов трансформации, чтобы напряжения в узлах находились в допустимых пределах.

Таблица 3.2 - Ветви, изменение продольных коэффициентов трансформации на силовых трансформаторах которых дает значительное снижение потерь в Белорусской энергосистеме

Трансформаторная ветвь	Исходный коэффициент трансформации КТВ	Принятый коэффициент трансформации КТВ	Снижение потерь дРРБ, МВт
101-106	0,369	0,342	0,925
318-312	0,658	0,697	0,885
101-105	0,376	0,348	0,792
429-38	0,355	0,335	0,717
401-402	0,725	0,711	0,180
505-412	0,352	0,335	0,164
103-109	0,350	0,342	0,120
460-422	0,348	0,342	0,120
428-452	0,348	0,342	0,113
104-108	0,524	0,505	0,100
303-301	0,348	0,342	0,090
153-154	0,516	0,505	0,082
428-411	0,348	0,335	0,082

В таблице 3.2 указано снижение потерь если К_ТВ изменять только на одном данном трансформаторе. При одновременном изменении К_ТВ во всех трансформаторах суммарное снижение потерь меньше, чем сумма снижений потерь по отдельным ветвям в данной таблице. Это связано с их взаимным влиянием.

В результате оптимизации продольных коэффициентов трансформации величина ДР_РБ достигла значения 142,925 МВт. Добились снижения потерь на 4,356 МВт при допустимых напряжениях во всех узлах.

Для выбора мест установки устройств продольно-поперечного регулирования по методике, представленной в [2] необходимо рассчитать экономичное потокораспределение. Однако при расчете режима сети, содержащей только активные сопротивления (R) либо активные и пересчитанные реактивные сопротивления (X) (персчет производится чтобы добиться одинакового отношения X/R во всех ветвях), режим не сходится. Так как применение данной методики не возможно, будем производить полный перебор ветвей.

Поочередно в рассматриваемые линейные ветви вводили продольный коэффициент трансформации К_ТВ=1 и производили расчет режима, полученные при этом потери в Белорусской энергосистеме принимали за исходные.

В той же ветви задавали поперечный коэффициент трансформации К_ТМ=0,03. Если потери ДР_РБ увеличились или не изменились, в ветвь подставляли К_ТМ=?0,03 и производили ту же проверку. Для трансформаторных ветвей действия выполняли аналогично, только величина К_ТВ была известна заранее.

Исследования проводили для первоначального и соптимизированного режимов зимнего максимума. Результаты представлены в таблице 3.3.

Таблица 3.3 - Выбор мест установки устройств управления потоками мощности для линий 330 кВ

Ветвь	Режим зимнего максимума	Режим зимнего максимума после оптимизации
	ДРРБ при К ТМ=-0,03	ДРРБ при К ТМ=+0,03	ДРРБ при К ТМ=-0,03	ДРРБ при К ТМ=+0,03
1	2	3	4	5
91-290	147,101	148,032	142,823	143,727
101-91	147,663	148,028	143,349	143,721
101-103	147,525	148,001	143,284	143,749
101-201	148,374	146,334	144,113	142,025
101-503	147,389	147,370	143,115	143,096
1	2	3	4	5
102-91	148,237	147,192	143,988	142,911
102-142	147,707	147,442	143,480	143,194
103-142	147,629	147,569	143,336	143,268
103-171	147,235	147,861	142,974	143,569
171-503	147,665	147,129	143,371	142,901
201-720	146,953	147,725	142,673	143,444
290-292	147,372	147,486	143,114	143,274
292-293	147,457	147,284	143,166	142,967
303-518	147,460	147,469	143,156	143,150
318-292	147,416	147,683	143,131	143,346
318-503	147,198	147,423	142,921	143,134
340-303	147,589	147,323	143,402	143,082
340-503	147,405	147,461	143,157	143,270
401-310	146,532	148,163	142,331	143,904
401-428	148,094	146,700	143,831	142,404
409-303	147,435	147,237	143,172	142,964
409-428	147,701	147,241	143,355	142,996
409-429	147,379	147,708	143,102	143,469
429-318	147,312	147,579	143,057	143,371
429-430	147,227	147,192	142,977	142,946
460-293	147,415	147,641	143,189	143,397
460-428	147,523	147,391	143,287	143,090
503-505	146,863	147,991	142,510	143,746
503-516	147,338	147,705	143,124	143,413
503-518	147,704	147,350	143,344	143,112
598-292	147,722	147,024	143,444	142,736
642-292	146,842	148,245	142,630	144,020
1	2	3	4	5
701-699	147,321	147,216	142,986	142,961
701-700	147,364	147,189	143,056	142,998
701-710	147,008	147,728	142,766	143,489
710-201	147,068	147,768	142,869	143,525

Результаты проверки линий 220 кВ и трансформаторных ветвей представлены в приложении А.

Выбрали ветви, установка устройств управления потоками мощности которых дает снижение потерь в Белорусской энергосистеме и рассчитали значения снижений потерь в первоначальном и соптимизированном режимах зимнего максимума. Результаты представлены в таблице 3.4.

Таблица 3.4 - Сравнение снижения потерь исходного и соптимизированного режимов зимнего максимума

Ветвь	дРРБ (режим зимнего максимума)	дРРБ (режим зимнего максимума после оптимизации)
1	2	3
Линии 330 кВ
91-290	0,106	0,102
101-201	0,873	0,900
201-720	0,254	0,252
401-310	0,675	0,594
401-428	0,507	0,521
503-505	0,344	0,415
642-292	0,365	0,295
701-710	0,199	0,159
Линии 220 кВ
1	2	3
104-241	0,252	0,163
153-104	0,335	0,261
153-314	0,126	0,147
241-643	0,189	0,148
261-312	0,411	0,385
261-601	0,173	0,135
312-314	0,163	0,165
418-312	0,350	0,374
418-435	0,238	0,195
601-606	0,227	0,179
704-601	0,296	0,269
Межсистемные линии
295-19519	0,775	0,772
310-19504	0,715	0,700
516-19506	0,216	0,140
201-16831	0,916	0,910
701-16836	1,491	1,427
292-16840	0,883	0,861
505-6844	0,354	0,277
720-26840	0,216	0,170
Трансформаторные ветви
91-112	0,274	0,236
101-105	0,396	0,165
290-262	0,218	0,222
428-411	0,734	0,710
428-452	0,758	0,693
598-608	0,259	0,153

Проанализировав данные таблиц сделали вывод, что изменение потерь для линейных ветвей оптимизированного режима по сравнению с исходным во всех случаях лежит в пределах погрешности. Соответственно при оценке возможности установки устройств только в линейных ветвях оптимизацию режима по коэффициентам трансформации можно не выполнять. Для трансформаторных ветвей требуется предварительная оптимизация.

При установке устройств управления потоками мощности на линиях электропередач разных напряжений слишком малым считали снижением потерь на следующую величину:

110кВ - 0,15 МВт;

220кВ - 0,25 МВт;

330кВ - 0,35 МВт.

Ветви, где наибольшее снижение потерь оказалось меньшим, из дальнейшего рассмотрения исключили. При этом провели исследование всех межсистемных линий.

В конечном результате получили 17 линейных ветвей напряжением 220-750 кВ и 4 трансформаторные ветви, в которых установка устройств дает значительное снижение потерь в Белорусской энергосистеме. Выбранные ветви представлены в таблице 3.5.

Таблица 3.5 - Предполагаемые места установки устройств управления потоками мощности

Ветвь	дРРБ (режим зимнего максимума после оптимизации)
1	2
101-201	0,900
401-310	0,594
401-428	0,521
Линии 330 кВ
1	2
503-505	0,415
642-292	0,295
Линии 220 кВ
153-104	0,261
261-312	0,385
418-312	0,374
704-601	0,269
Межсистемные линии
295-19519	0,772
310-19504	0,700
516-19506	0,140
201-16831	0,910
701-16836	1,427
292-16840	0,861
505-6844	0,277
720-26840	0,170
Трансформаторные ветви
91-112	0,236
101-105	0,165
428-411	0,710
428-452	0,639

Далее произвели более подробные исследования по выбранным ветвям. Дополнительно исследовали 6 ветвей по условию управления перетоками мощности с сопредельными государствами. Результаты представлены соответственно в 4 и 5 разделах.

4. Расчет потокораспределения с применением устройств управления потоками мощности

Для выбранных участков произвели расчет потокораспределения с применением устройств управления потоками мощности и определили оптимальные значения поперечных коэффициентов трансформации для четырех основных режимов. Результаты расчетов для ветвей, установка устройств в которых дает максимальное снижение потерь, представлены в таблице 4.1.

Таблица 4.1 - Оптимизация поперечных коэффициентов трансформации для ветвей, установка устройств управления потоками мощности в которых дают максимальное суммарное снижение потерь в четырех рассмотренных режимах

Ветвь	К ТМ	дРРБ
		режим зимнего максимума	режим зимнего минимума	режим летнего максимума	режим летнего минимума
1	2	3	4	5	6
Линии 330 кВ
401-310	0,00	0	?	0	0
	0,02	0,520		0,316	0,128
	0,04	0,930		0,532	0,198
	0,06	1,292		0,679	0,195
	0,08	1,621		0,745
	0,10	1,842		0,805
	0,12	2,017		0,751
	0,15	2,135
	0,18	2,096
Межсистемные линии
1	2	3	4	5	6
310-19504	0,00	0	?	0	0
	0,02	0,456		0,28	0,13
	0,04	0,88		0,499	0,195
	0,06	1,246		0,648	0,192
	0,08	1,575		0,748
	0,10	1,797		0,752
	0,12	1,929		0,733
	0,15	2,085
	0,18	2,043
201-16831	0,00	0	0	0	0
	-0,02	0,693	0,01	0,38	0,433
	-0,04	1,202	-0,005	0,607	0,779
	-0,06	1,657		0,792	1,038
	-0,08	2,016		0,878	1,207
	-0,10	2,241		0,823	1,284
	-0,12	2,367			1,273
	-0,15	2,381
	-0,18	2,133
701-16836	0,00	0	0	0	0
	-0,02	1,052	0,584	0,783	0,542
	-0,04	1,873	1,116	1,483	1,014
	-0,06	2,786	1,603	2,1	1,417
	-0,08	3,495	2,041	2,638	1,757
	-0,10	4,208	2,427	3,109	2,025
	-0,12	4,811	2,762	3,496	2,221
	-0,15	5,623	3,171	3,959	2,385
	-0,18	6,135	3,465	4,238	2,419

Результаты расчета потокораспределения для 17 ветвей, выбранных в разделе 3, представлены в таблице Б.1 приложения Б.

По условию м...