ОПТИМИЗАЦИЯ МОЩНОСТИ И МЕСТ РАЗМЕЩЕНИЯ ИСТОЧНИКОВ РЕАКТИВНОЙ МОЩНОСТИ

Оптимизация мощности и мест размещения источников реактивной мощности.

При технико-экономической оценке вариантов развития электрической сети важным показателем являются потери электроэнергии. В каждом из сравниваемых вариантов сети определяются потери электроэнергии и мощности в оптимальном для данного варианта сети режиме.

Рисунок 1. Схема замещения проектируемой электрической сети

В данном варианте потери электроэнергии составили 13.37 МВт (рис. 2). Все расчеты выполнены с помощью программы «RastrWin3».

Рисунок 2. Потери электроэнергии в данном варианте электросети

Рассчитав возможные значения коэффициентов трансформации автотрансформаторов с РПН на подстанциях ПС-А и ПС-Г, выполняется коррекция данных в таблицах «Узлы», «Ветви», «Районы» для определения структуры потерь мощности. При вариации коэффициентов трансформации автотрансформаторов ПС-А и ПС-Г выбирается режим с минимальными потерями активной мощности.

На подстанциях ПС-А и ПС-Г установлены автотрансформаторы АТДЦТН-125000/220 с РПН на стороне СН ±6x2 %. Для автотрансформаторов с РПН на стороне СН коэффициент трансформации зависит от числа ступеней относительно среднего ответвления (±6) и ступеней регулирования РПН в относительных единицах (0,02). Значения  для автотрансформаторов ПС-А, ПС-Г приведены в табл. 1.

Таблица 1

Коэффициенты трансформации автотрансформаторов с РПН

Изменяя коэффициенты трансформации  на подстанциях 220/110 кВ, можно регулировать потоки мощности в неоднородном контуре, образованном ЛЭП 220 кВ, автотрансформаторами и ЛЭП 110 кВ. При этом будут меняться потери активной мощности. Выполнив серию расчётов при различных сочетаниях  подстанций 220/110 кВ (ветви 205 – 112, 206 – 114 схемы), можно найти режим, в котором потери активной мощности будут минимальными при соблюдении ограничений по напряжениям узлов и загрузке ветвей. Такой режим называется оптимальным.

Для фиксации потерь мощности в программном модуле «RastrWin», в каждом из рассматриваемых режимов указывается номер района и его название. В таблице «Район» в столбце «Dp» извлекаются суммарные потери активной мощности.

Допустимость режима претендента на оптимальность проверяется по уровням напряжения в узлах и соответствия расчётных токов предельно допустимыми (рис. 5). Если ввести этот режим в допустимую область невозможно, то необходимо перейти к рассмотрению допустимости следующего режима с несколько большими потерями мощности. Режим допустимый по напряжению узлов и токов ветвей с возможно меньшими потерями активной мощности и будет оптимальным (рис. 3).

Таблица 2

Потери активной мощности при регулировании коэффициентов трансформации подстанций 220/110 кВ.

Режим допустимый по напряжению узлов и токов ветвей с меньшими потерями активной мощности является оптимальным с коэффициентов трансформации подстанций 220/110 Кв   равным 0.589 (табл. 2).

Рисунок 3. Потери электроэнергии электросети после регулировании коэффициентов трансформации подстанций 220/110 кВ.

 При проектировании электрической сети при известном плане строительства электростанций формируется баланс реактивной мощности по сети в целом. В процессе формирования такого баланса решаются две задачи: техническая и экономическая. Решением технической задачи являются минимальные значения мощностей компенсирующих устройств (например, БСК), обеспечивающих допустимые уровни напряжений в узлах сети. При решении экономической задачи определяются дополнительные мощности БСК, снижающие потери мощности и электроэнергии в сети. На стадии проектирования электрической сети используется упрощённая методика определения мощностей и мест установки БСК в сети 110 кВ, обеспечивающая поддержание баланса реактивной мощности при нормативных уровнях напряжения и снижение потерь мощности и электроэнергии.

Для того, чтобы выбрать мощность БСК, необходимо:

1. Определить естественное значение коэффициента реактивной мощности  нагрузок всех подстанций 110 кВ (табл. 3).
2. Вычислить число часов максимальных потерь мощности в электрической сети.
3. Определить оптимальное значения  на шинах 10 кВ подстанций 110 кВ (табл. 4).
4. Выбрать мощность БСК, обеспечивающую оптимальное значение  на шинах подстанций 110 кВ (табл. 5).

Таблица 3

Параметры ЛЭП электросети

Таблица 4

Параметры подстанций на шинах 10 кВ

Число часов максимальный потерь зависит от коэффициента заполнения суммарной нагрузки сети и числа часов использования максимальной нагрузки сети равной .

Рисунок 4. Обобщённые расчётные кривые для определения оптимального коэффициента мощности

Где: L – удалённость ЦП подстанции 220 – 330 кВ от электростанции;

l – удалённость подстанции 110 кВ от ЦП.

Параметр кривых

где,  – допускаемая по нагреву передаваемая мощность, МВ·А;

  – расчётная нагрузка головного участка ВЛ 110 кВ, МВ·А.

Для подстанции 110 кВ, находящейся в точке потокораздела реактивных мощностей, оптимальное значение коэффициента реактивной мощности определяется отдельно для каждой питающей ВЛ (,), а затем находится его общее значение для нагрузки подстанции в целом.

Таблица 5

Ёмкостная проводимость БСК

Рисунок 5. Потери после установки БСК.

Заключение: Сопоставляя потери активной мощности в сети до и после ввода БСК можно сделать вывод, что установка БСК на ПС НН в качестве составной части компенсаторов реактивной мощности и регулировании коэффициентов трансформации подстанций 220/110 кВ, снижает потери активной мощности на 3.86 МВт, и говорит о целесообразности установки БСК. Также стоит заметить, что разделение регионов на районы уменьшает экономические издержки и во избежание потерь активной мощности необходимо устанавливать соответствующее оборудование с более точным подбором.

Список литературы:

1. Варварин В. К. Выбор и наладка электрооборудования, Справочное пособие, М., 2006.
2. Конюхова Е. А. Электроснабжение объектов: Учеб. пособие для студ. Учреждений сред. проф. образования. - М.: Издательство «Academia», 2013 г., 320 с.
3. Правила устройства электроустановок (ПУЭ), изд. 7, 2001 - 2004 гг.
4. Программный комплекс «RastrWin3»: Руководство пользователя / под ред. Неуймин В. Г., Машалов Е. В., Александров А. С., Багрянцев А. А. / Филиал OAO «НИИПТ» «Системы управления энергией» 2012 г.
5. Проектирование электрических сетей: методические указания к лабораторным занятиям по дисциплине «Проектирование электрических сетей» / под ред. Хлебников В.К. / Донской государственный технический университет – Ростов-на-Дону: 2014 г., ДГТУ, 120 с.
6. Файбисович Д.Л. Справочник по проектированию электрических сетей / Файбисович Д.Л. [и др.] / под ред. Файбисовича Д. Л. – Москва: 4-е издание, 2012 г., изд-во: «ЭНАС», 370 стр.