Оптимизации режима работы системообразующей сети

Размещено на http://www.allbest.ru/

1. Обзор и анализ известных способов и устройств используемых для оптимизации режима работы системообразующей сети

оптимизация системообразующий фазосдвигающий

Одним из основных вопросов, которые постоянно решаются в энергосистемах является оптимизация режима работы. Осуществить ее можно при помощи регулирования напряжения и перераспределения потоков мощности.

Для оптимизации потокораспределения могут быть использованы следующие способы и средства регулирования: генераторы электрических станций, компенсирующие устройства, устройства РПН и ПБВ силовых трансформаторов, трансформаторные устройства продольного, продольно-поперечного или поперечного регулирования напряжения, размыкание сети, линии и вставки постоянного тока, линии с управляемыми параметрами, гибкие системы электропередачи переменного тока.

1.1 Генераторы электрических станций

Управление реактивной нагрузкой генераторов электростанций с помощью их систем возбуждения позволяет поддерживать заданные уровни напряжения в системообразующей сети и в контрольных точках, осуществлять снижение потерь активной мощности за счет оптимизации перетоков активной и реактивной мощности, обеспечивать заданные запасы статической устойчивости [1].

Рассмотрим оптимальное распределение заданной активной мощности между электростанциями энергосистемы методом относительных приростов [2].

Активная мощность распределяется для каждого часа суток отдельно следующим образом. Определяются величины активных мощностей генераторов, при которых заданная суммарная мощность станции в течение рассматриваемого часа будет вырабатываться с минимальными суммарными затратами. Нагрузку между агрегатами распределяют так, чтобы суммарные затраты были минимальными при условии покрытия заданной нагрузки. В качестве затрат принимается расход топлива на электростанциях.

Суть данного метода: отыскания экстремума функции Лагранжа (1.1). Эта функция представляет собой сумму оптимизируемой целевой функции и уравнений связи W, введенных с неопределенными множителями Лагранжа л.

Метод относительных приростов достаточно легко осуществим, но для его реализации необходимо, чтобы характеристики относительных приростов агрегатов были неубывающими во всем диапазоне нагрузок, а в действительности это не всегда так.

Оптимизация распределения реактивных мощностей между генераторами станций производится совместно с оптимизацией коэффициентов трансформации силовых трансформаторов и с учетом наличия других источников реактивной мощности в сети.

1.2 Компенсирующие устройства

Все компенсирующие устройства в зависимости от назначения можно разделить на две группы: поперечной и продольной компенсации. Синхронные компенсаторы (СК), батареи конденсаторов (БК), шунтирующие реакторы (ШР), статические тиристорные компенсаторы (СТК) - устройства поперечной компенсации, которые предназначены для выработки или потребления реактивной мощности. БК и токоограничивающие реакторы (ТОР) - устройства продольной компенсации, которые служат для изменения реактивного сопротивления сети [3].

СК - синхронная явно-полюсная вращающаяся машина, работающая в режиме холостого хода. СК устанавливают на крупных подстанциях специально для генерирования и потребления реактивной мощности. Стабилизирует напряжение в точке подключения и регулирует его в небольших пределах: [4].

Достоинства СК: возможности выдачи и потребления реактивной мощности, плавного и автоматического регулирования, положительный регулирующем эффекте [3].

Недостатки: наличие вращающихся частей, которые потребляют достаточно много активной мощности, большие удельные капитальные затраты [3].

В настоящее время наблюдается тенденция замены СК на статические тиристорные компенсаторы.

Основу СТК составляют накопительные элементы (емкости, индуктивности), реакторно-тиристорные и конденсаторно-тиристорные блоки. Сущность управления реактивной мощностью заключается во встречно-параллельном включении тиристоров в цепь реактора либо в цепь БК. При полностью открытых тиристорах ток в цепи реактора или БК максимальный. Изменением угла управления тиристорами ток в цепях реактора и БК можно уменьшить до нуля.

Достоинства СТК [3]:

а) возможность работы, как в режиме выдачи, так и в режиме потребления реактивной мощности;

б) возможность осуществить как ступенчатое, так и безинерционное плавное регулирование реактивной мощности во всем диапазоне от мощности, генерируемой конденсаторами, до мощности, потребляемой индуктивностью;

в) за счет тиристорного блока обладают исключительным быстродействием и небольшими потерями активной мощности, составляющими 0,2-1%;

г) многофункциональность, которая проявляется кроме регулирования реактивной мощности в повышении устойчивости генераторов, снижении перенапряжений, снижении несимметрии токов и напряжений и другое.

Фазовое регулирование тока реактора приводит к появлению высших гармоник тока, которые частично проникают в линию. Поэтому часто СТК дополняются пассивными LC-фильтрами высших гармоник.

Шунтирующие реакторы могут только потреблять из сети реактивную индуктивную мощность. Они представляют собой катушку с малым активным сопротивлением.

БК поперечной компенсации устанавливаются в узлах нагрузки и служат для выдачи реактивной мощности. Для подключения к сети БК их фазы соединяют по схеме звезды или треугольника [3].

Достоинствам БК [3]: меньшие потери активной мощности, составляющие примерно 0,5%, по сравнению с СК, а также возможность набрать из отдельных конденсаторов любую мощность. Но они не могут работать в режиме потребления реактивной мощности, а выдаваемая реактивная мощность зависит от напряжения. В связи с тем, что в Белорусской энергосистеме избыток реактивной мощности, влияние БК поперечной компенсации рассматривать не будем. В данной схеме уже установлены ШР, которые обеспечивают полное потребление излишков реактивной мощности в нормальном режиме.

БК продольной компенсации применяются для уменьшения индуктивного сопротивления сети. Из-за снижения результирующих реактивных сопротивлений уменьшаются потери реактивной мощности, при этом повышаются уровни напряжений за точками включения конденсаторов, уменьшается волновая длина и волновое сопротивление линии [3].

ТОР приводит к возрастанию потерь реактивной мощности и снижению уровней напряжений, снижают чувствительность защит. УПК снижают неоднородность сети, при этом естественное распределение мощностей приближается к экономическому [3].

1.3 Силовые трансформаторы

Регулирование напряжения трансформаторами и автотрансформаторами [3, 4] осуществляется посредством изменения коэффициентов трансформации. Для этого на всех трансформаторах выполняются специальные ответвления, которые соответствуют различному числу витков обмоток и, следовательно, различным коэффициентам трансформации. Различают трансформаторы с переключением ответвлений без возбуждения (с ПБВ) и с регулированием под нагрузкой (РПН). Трансформаторы с РПН относятся к более гибким средствам регулирования напряжения, переход с одного ответвления на другое осуществляется без разрыва тока нагрузки, но они чаще выходят из строя из-за частых переключений и стоимость выше, чем стоимость у трансформаторов с ПБВ. Большие диапазоны позволяют регулировать напряжение в широких пределах, а малые ступени устранить недостаток, связанный с дискретностью регулирования. Устройство ПБВ проще и дешевле, но с его помощью возможно осуществлять только посезонное регулирование напряжения, так как переключение связано с перерывом энергоснабжения потребителей. Если в устройстве ПБВ в течении нескольких лет не переключать, то сопротивление контактов может увеличиться.

На трехобмоточных трансформаторах устройство РПН выполняют на обмотке ВН, а на обмотке СН - устройство с ПБВ. При этом осуществляется согласованное изменение напряжения на выводах СН и НН.

На автотрансформаторах с РПН в нейтрали и на на выводе СН не обеспечивается согласованное регулирование напряжения одновременно на шинах СН и НН, тогда, при необходимости, в цепи НН могут быть установлены вольтодобавочные трансформаторы (ВДТ). Если РПН на выводе ВН - происходит согласованное изменение напряжений на сторонах СН и НН. ВДТ в виде отдельного агрегата устанавливают совместно с автотрансформаторами в тех случаях, когда автотрансформаторы не оборудованы устройствами РПН. Причем такой подход целесообразен при больших мощностях автотрансформаторов. ВДТ может устанавливаться в нейтрали автотрансформатора или на стороне СН.

Устройство, установленное в сочетании с автотрансформатором, называется ВДТ, а в сочетании с линией - линейным регулятором (ЛР).

Если на подстанции для потребителя требуется регулировать напряжение по отличному от всех остальных потребителей принципу, то только для одной линии может быть установлен ЛР.

1.4 Дополнительные трансформаторные устройства продольного, продольно-поперечного или поперечного регулирования напряжения

а) ВДТ. В зависимости от напряжения подаваемого на питающую обмотку на регулировочной обмотке будет создаваться продольная, поперечная или продольно-поперечная ЭДС. При подключении питающей обмотки к фазе, соответствующей фазе автотрансформатора (например А), и нейтрали автотрансформатора будет создаваться продольная ЭДС, вектор которой совпадает с вектором напряжения данной фазы автотрансформатора. Если на фазу А питающей обмотки подать вектор напряжения , то в регулировочной обмотке возникает поперечная ЭДС. При подаче на фазу А питающей обмотки ВДТ вектор напряжения - создается продольно-поперечная ЭДС.

Достоинство: возможность получить добавочную ЭДС, сдвинутую по фазе относительно основного напряжения. Но установка ВДТ требует дополнительных капитальных эксплуатационных расходов.

б) ЛР - это ВДТ, вставляемый в рассечку линии, соответственно принцип действия и схемы включения ЛР аналогичны ВДТ.

Оптимизационные расчеты при наличии трансформаторных связей могут быть выполнены либо исходя из предварительного экономического потокораспределения, либо путем прямого определения оптимизирующих ЭДС с помощью удельных уравнительных мощностей.

Эффект от введения в контур только продольной ЭДС будет наблюдаться до тех пор, пока сеть одного из номинальных напряжений не разгрузится по реактивной мощности до нуля. Применение продольно-поперечной ЭДС позволяет оказывать влияние на потоки как активных, так и реактивных мощностей и перераспределять их так, что бы каждый из потоков соответствовал мощности при ее экономическом распределении.

в) Трансформаторные фазорегулирующие устройства, по сути, выполняют те же функции, что и ВДТ для поперечного регулирования напряжения. Отличие: больший диапазон регулирования угла фазового сдвига между приложенной и выходной системами напряжения и возможности поддерживать за счет специальной схемы соединения обмоток или регулировать в некоторых пределах модуль выходного напряжения. Основная функция: изменение распределения потоков мощности в неоднородной электрической сети для уменьшения потерь активной мощности, увеличения суммарной пропускной способности пучка связей за счет предотвращения перегрузки одних и неполной загрузки других [5].

Кросс-трансформатор (КТ) - нерегулируемый однобаковый трехфазный трансформатор по схеме «сосна» (трехфазный фазосдвигающий трансформатор).

Особенности схемы и конструкции КТ от известных регулируемых фазосдвигающих трансформаторов (ФСТ) следующие [6].

На каждом стержне трехфазного магнитопровода КТ расположены три обмотки: опорная обмотка ОО и две кросс-обмотки КО1 и КО2 (рисунок 1.1). Все три обмотки являются высоковольтными. Кросс-обмотки включаются в рассечку линии и потому работают в режиме трансформатора тока. Обмотки расположены не соосно, а поочередно на каждом из стержней магнитопровода КТ: опорная обмотка с высоковольтным вводом в середину обмотки расположена между двумя кроссовыми обмотками. Этим достигается понижение рабочего напряжения между торцами обмоток и увеличения собственного сопротивления КТ.

Рисунок 1.1 - Кросс-трансформатор

Изменение угла на кросс-трансформаторных подстанциях производится ступенями 4, 6 и 8 электрических градусов. Для этого используются вакуумные или линейные выключатели.

Отсутствие РПН, рациональная электрическая и конструктивная схемы, а также малый угол сдвига позволили на порядок снизить расход активных материалов и цену КТ относительно ФСТ. КТ очищает многослойные участки сети от неадекватных транспортных потоков, существенно повышает гибкость развитых сетей 110-750 кВ, предельно увеличивает пропускные способности критических сечений [7].

Фазорегулятор, представленный на рисунке 1.2, содержит трехстержневую магнитную систему 1, входные зажимы 3-5, присоединенные к ответвлениям первой трехфазной обмотки, 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 [8].

Рисунок 1.2 -Принципиальная схема трансформаторного фазорегулятора

Достоинства данного фазорегулятора: позволяет регулировать угол сдвига фаз и величину напряжения в широком диапазоне, в его переключающем устройстве нет подвижных частей и следовательно отсутствует проблема изоляции их от земли в отличии от линейных регулировочных автотрансформаторов.

Недостатки:

1) большое количество полупроводниковых коммутаторов, которые необходимо выбирать по величине тока короткого замыкания;

2) устройство получается довольно дорогостоящим из-за того, что для регулирования необходима специальная система управления полупроводниковыми коммутаторами;

3) из-за малого сопротивления последовательной обмотки требуется ограничение токов короткого замыкания с помощью других элементов сети.

Для поперечного регулирования может быть использовано устройство [9], принципиальная схема которого представлена на рисунке 1.3.

Рисунок 1.3 - Двухтрансформаторная схема устройства поперечного регулирования

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.

Фазорегулятор для плавного регулирования фазы напряжения под нагрузкой (рисунок 1.4) 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 [10].

Рисунок 1.4 - Принципиальная схема фазорегулятора

Достоинство: возможность плавного и независимого регулирования фазы и модуля напряжения под нагрузкой.

Недостатки: высокая стоимость, относительная сложность изготовления, необходимость компенсации высших гармонических составляющих.

1.5 Размыкание сети

Сеть низкого напряжения, обладающая невысокой пропускной способностью, в подавляющем большинстве случаев должна работать разомкнуто, не создавая трудностей по обмену мощностями по ВЛ высокого напряжения [11].

Размыкание сети производят с помощью коммутационных аппаратов, прежде всего выключателей, а также выключателей нагрузки, разъединителей, отделителей, реклоузеров и др. Не требует капитальных затрат, легко осуществимо, но может нарушить устойчивость и надежность электроснабжения отдельных потребителей.

1.6 Линии и вставки постоянного тока (ВПТ)

Основные преимущества электропередачи постоянного тока (ППТ) [3]:

а) увеличение передаваемой мощности по линии постоянного тока не сопровождается одновременным ростом угла сдвига между напряжениями по концам линии, как это бывает в ЛЭП переменного тока;

б) передаваемая мощность не зависит от частоты и угла сдвига между напряжениями по концам линии;

в) нет необходимости в применении средств поперечной компенсации; для кабельных линий снимаются ограничения по длине линии за счет отсутствия индуктивного падения напряжения в линии и зарядных токов;

г) относительно простая конфигурация опор и конструкция проводов;

д) возможность поддерживать заданные значения передаваемой мощности независимо от колебания частоты и напряжения в обеих сетях.

е) потери на корону по мере повышения напряжения на переменном токе возрастают быстрее, чем на постоянном.

Недостатки ППТ [3]:

а) на обоих концах линии устанавливаются вместо высоковольтных выключателей преобразователи-выпрямители и инверторы, которые усложняют и удорожают концевые подстанции;

б) инвертор потребляет реактивную мощность, требуемую потребителям;

в) ППТ не может работать автономно от потребителя;

г) пульсация тока и напряжения ППТ нарушают нормальную работу близлежащих линий телефонной связи;

д) использование сложных схем преобразования, установка фильтров и громоздких сглаживающих реакторов, для улучшения формы кривых тока и напряжения преобразовательных установок;

е) затруднительны отборы мощности от ППТ.

1.7 Линии с управляемыми параметрами

Линии с управляемыми параметрами - это двухцепные линии со сближенными фазными проводами, на которых используются специальные устройства для изменения сдвига фаз напряжения между сближенными фазами. Это позволяет управлять реактивным сопротивлением и реактивной проводимостью линии.

Способы и средства обеспечения сдвига векторов фаз на ВЛ [12]:

1) специальные фазорегулирующие устройства;

2) трансформаторы:

- подбор групп соединений;

- применение шестифазных трансформаторов;

- включение обмоток фаз трансформаторов между разными фазами ВЛ;

3) генераторы:

- шестифазные;

- асинхронизированные синхронные;

4) схемы коммутации проводов расщепленных фаз:

- жесткая (фиксированная);

- гибкая (адаптационная).

1.8 Гибкие системы электропередачи переменного тока

Гибкие системы электропередачи переменного тока [13] - линии электропередачи переменного тока, снабженные специальными устройствами FACTS (Flexible a.c. transmission systems).

Устройства FACTS обладают возможностью векторного регулирования в энергосистемах, когда по заданным законам регулируется не только значении, но и фазный угол напряжения в заданном узле энергосистемы. Это обеспечивается преобразователь напряжения (ПН) - основой устройств FACTS.

Параллельно включаемый ПН называется СТАТКОМ (или СТАТКОН) и является аналогом синхронного компенсатора, последовательно включаемый - устройство УПК, а устройство, состоящее из СТАТКОМ и УПК, - объединенным регулятором потока мощности.

Преимущества перед аналогами:

а) СТАТКОМ выгодно отличается от СК большим быстродействием, более высоким КПД, отсутствием вращающихся масс;

б) по сравнению с СТК СТАТКОМ обеспечивает обмен реактивной мощностью между фазами сети;

в) при изменении напряжения сети СТАТКОМ автоматически и мгновенно изменяет реактивную мощность. Он обладает большим быстродействием, чем СТК;

г) два СТАТКОМ, объединенные общим звеном постоянного тока и включаемые в рассечку линии электропередачи, связывающие две электрические системы, представляет собой ВПТ нового типа. В отличии от традиционной ВПТ, в ней отсутствуют дополнительные источники реактивной мощности, не критична к мощности связываемых электрических систем;

д) активные фильтры представляют собой основанные на базе ПН фильтрокомпенсирующие устройства в отличии от традиционных способны компенсировать практически все гармоники, возникающие в электрических сетях, и обеспечивать тем самым высокое качество электрической энергии.

2. Расчет и анализ режима электрической сети энергосистемы «Б»

Исходными данными для расчетов являются предоставленные РУП «ОДУ» режимные файлы для расчета по программе RastrWIN (режимы минимальных и максимальных нагрузок в летние сутки 18.08.2008 г.), база анцапф трансформаторов и схема сети Белорусской энергосистемы, а также таблица с загрузкой основных электростанций Республики Беларусь (РБ) на все часы суток (таблица 2.1). В таблице указаны потребление, сальдо перетоков и выработка мощности объединенной энергосистемой (ОЭС). В исходных режимах напряжения во всех узлах лежат в допустимых пределах, а линии и трансформаторы не перегружены.

На основе заданных получены режимы на каждый из часов суток. Для этого распределяем заданную нагрузку (таблица 2.1) между ТЭС (с учетом количества работающих генераторов), таким образом, чтобы мощности не выходили за пределы допустимого диапазона нагрузки генераторов. Считаем, что эффективным распределением нагрузки между генераторами на ТЭС занимается персонал электростанций. Режимы для 0-7 ч и 23 ч получаем на основе режима минимальных нагрузок, для 8-22 ч - на основе режима максимальных нагрузок.

Для соответствия значений потребления мощности из заданных режимов в RastrWIN с аналогичными значениями из таблицы 2.1 производим следующие расчеты по нахождению балансирующей мощности. Для начала, из общей суммы мощностей малых электростанций вычитаются мощности ТЭЦ-15 и ТЭЦ-4 соответственно 30 и 14,1МВт в режиме минимальных нагрузок, 15 и 17,1МВт - режиме максимальных нагрузок, так как эти мощности уже учтены в нагрузках при эквивалентировании отдельных элементов сети. В итоге сбалансированная нагрузка получается равной 115 МВт (159-44,1=114,9) для режима минимальных нагрузок и 127 МВт (159-32,1=126,9) для режима максимальных нагрузок.

От заданного потребления и выработки мощности энергосистемой отнимаем полученную сбалансированную нагрузку и получаем результирующие потребление и выработку, которые будем использовать в дальнейших расчетах. В программе RastrWIN задаем потребление района Республики Беларусь (РБ), равное результирующему потреблению и рассчитываем все режимы. Точность расчета задаем равной 0,5 МВт, погрешность расчета потерь мощности при этом может достигать величины 0,05 МВТ. Сравниваем полученные сальдо из таблицы программы RastrWIN с заданными в таблице 2.1. Сальдо совпадают, значит, расчеты верны.

Программа RastrWIN позволяет произвести автоматическую оптимизацию режима по напряжению и реактивной мощности. С этой целью необходимо предварительно задать диапазон регулирования (выставить номер трансформаторов с РПН в базе анцапф из таблицы, выставить пределы по напряжению, для ШР выбрать регулирование по напряжению или по потреблению реактивной мощности). Затем отмечаем все линии Беларуси и запускаем оптимизацию по отмеченным линиям. Проверяем полученные результаты оптимизации режима: напряжения лежат в допустимых пределах, линии не перегружены. Результаты проведенной оптимизации представлены в таблице 2.2. На рисунках 2.1-2.4 показаны коэффициенты трансформации в исходном режиме и после проведенной оптимизации.

Таблица 2.2 - Результаты оптимизации

Часы суток	Потери в сети, МВт	Уменьшение потерь, %
	До оптимизации	После оптимизации
0	80,62	76,95	4,55
1	69,90	66,89	4,31
2	66,12	63,74	3,60
3	64,31	61,94	3,69
4	62,57	60,22	3,76
5	62,57	60,22	3,76
6	67,39	64,61	4,13
7	87,05	83,20	4,42
8	110,16	107,54	2,38
9	119,98	117,12	2,41
10	121,86	118,73	2,38
11	119,52	116,59	2,45
12	118,29	115,57	2,30
13	119,52	116,59	2,45
14	120,81	118,05	2,28
15	117,98	115,18	2,37
16	115,00	112,35	2,30
17	109,42	106,91	2,29
18	109,42	106,91	2,29
19	99,01	96,43	2,61
20	99,01	96,43	2,61
21	104,23	101,50	2,62
22	115,83	112,94	2,50
23	103,42	97,63	5,60

В сети подключены два ШР непосредственно к концу ВЛ 750 кВ для компенсации ее емкостной мощности, по одному к шинам высшего напряжения подстанции Мирадино-330 и Барановичи-330.

Рисунок 2.1 - Графики изменения коэффициента трансформации в течении суток на трансформаторах ПС Белорусская 750



Рисунок 2.2 - Графики изменения коэффициента трансформации в течении суток на трансформаторах ПС Гродно 330

Рисунок 2.3 - Графики изменения коэффициента трансформации в течении суток на трансформаторах ПС Барановичи 330



Рисунок 2.4 - Графики изменения коэффициента трансформации в течении суток на трансформаторах ПС Мирадино 330

В результате проведенной оптимизации потери в сети снизились в среднем на 3,09 %, напряжение в узлах при этом находятся в допустимых пределах, линии не перегружены.

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

Для оптимизации распределения активных мощностей между генераторами электрических станций необходимо знать состав оборудования на каждый час рассматриваемых суток, минимальную загрузку ТЭС по теплу, допустимую загрузку каждого из генераторов и тому подобное. В связи с отсутствием этих данных считаем, что оптимизация распределения активных мощностей между генераторами электрических станций уже произведена. Оптимизация распределения реактивных мощностей между существующими источниками, как и оптимизация коэффициентов трансформации силовых трансформаторов, были произведены в предыдущем пункте. Соответственно далее этими способами оптимизировать потокораспределние не будем. Установку дополнительных устройств генерации или потребления реактивной мощности рассматривать не будем по причинам указанным в разделе 1.

Гибкие линии электропередачи переменного тока, вставки постоянного тока и линии с управляемыми параметрами - достаточно дорогие устройства, в большинстве случаев эффективной заменой им являются трансформаторные устройства продольно-поперечного регулирования.

Исходя из выше изложенного, далее будут рассмотрены следующие способы оптимизации режима: размыкание сети, УПК и трансфорные устройства поперечного регулирования (продольное регулирование существенно влияет на модуль напряжения, поэтому его применение ограничено и далее рассматриваться не будет).

3.1 Размыкание сети

К наиболее простым способам и, чаще всего, не требующим капитальных затрат относится частичное размыкание замкнутой сети.

Известна следующая методика выбора мест размыкания сети [3]:

а) определяются экономическое потокораспределение замкнутой сети, содержащей только активные сопротивления;

б) находится точка потокораздела;

в) размыкается сеть в точке потокораздела со стороны меньшей подтекающей к этой точке мощности;

г) рассчитываются потери мощности в разомкнутой сети и сравниваются с потерями в замкнутой сети при естественном потокораспределении.

Если потери мощности уменьшились после размыкания, то данное мероприятие можно считать эффективным. Размыкание производится по режимам наибольших нагрузок. При этом конфигурация графиков нагрузок узлов должна быть приблизительно одинаковой, иначе точка разрыва будет менять свое местоположение.

Так как выше изложенная методика вычисления мест размыкания для заданной сети не выполнима (режим при наличии только активных сопротивлений не сходится), то определять места размыкания сети 110 кВ будем следующим способом. Отключаем по очереди все линии 110 кВ. Выбираем линию, отключение которой привело к наибольшему снижению потерь. Оставляем выбранную линию в отключенном состоянии и повторяем проделанное ранее, исключив из рассмотрения линии непосредственно соединенные с отключенной. Итерации производим до тех пор, пока изменение потерь будет больше 0,05 МВт (погрешность расчета программы RastrWIN). Отключение части линий может привести к снижению надежности электроснабжения отдельных узлов нагрузки и снижению устойчивой работы отдельных частей системы. Считаем, что отключение любой линии напряжением 110 кВ не приведет к нарушению надежности и устойчивости системы (в связи с отсутствием таких данных о них).

Отключение линий производим в двух наиболее характерных режимах, в режиме минимальных и максимальных нагрузок. В таблице 3.1 представлены линии, отключение которых приводит к снижению потерь в энергосистеме РБ (первая итерация).

Таблица 3.1 - Снижение потерь в энергосистеме РБ при отключении линий на первой итерации

Ветвь	Название ветви	Потери в сети после отключ. ветви, МВт	Снижение потерь в сети после отключения ветви, МВт
1	2	3	4
Режим максимальных нагрузок
124-140	КС-Крупки - Лошница	117,50	1,43
511-520	Районная2СШ - Лепель	118,21	0,52
641-666	Брест-2 - Каменец2СШ	118,35	0,38
665-666	Шерешево - Каменец2СШ	118,47	0,26
173-172	ЖодТЭЦ-25 - Борисов	118,47	0,26
110-191	Восточн2СШ - Смол.тяг.	118,48	0,25
616-665	Пружаны - Шерешево	118,56	0,17
654-616	Малечь - Пружаны	118,59	0,15
192-173	Плисса - ЖодТЭЦ-25	118,65	0,08
109-192	Восточн1СШ -Плисса	118,65	0,08
619-609	Застружье - Пинск	118,66	0,07
316-339	Шклов - Мог.Севе330	118,66	0,07
414-408	ТЭЦ-7 - Жлобин110	118,68	0,05
316-517	Шклов - Орша330	118,68	0,05
105-131	Мин-Сев1СШ - СторожТ2	118,68	0,05
139-523	БобрТяг - Толочин	118,68	0,05
Режим минимальных нагрузок
511-520	Районная2СШ - Лепель	60,05	0,16
124-140	КС-Крупки - Лошница	60,08	0,13
641-666	Брест-2 - Каменец2СШ	60,12	0,09
665-666	Шерешево - Каменец2СШ	60,15	0,06
316-339	Шклов - Мог.Севе330	60,13	0,08
1	2	3	4
316-517	Шклов - Орша330	60,15	0,06
414-436	ТЭЦ-7 - Калинковичи	60,12	0,09
436-424	Калинковичи - Житковичи	60,09	0,12
173-172	ЖодТЭЦ-25 - Борисов	60,14	0,07

Выбранные для отключения линии (таблица 3.1) в максимальном режиме 110-191, 616-665, 654-616, 192-173, 109-192, 619-609, 414-408, 105-131 и 139-523 приводят к незначительному изменению потерь в режиме минимальных нагрузок, в пределах погрешности расчета программы RastrWIN. Все места размыкания, выбранные в режиме минимальных нагрузок, приводят к снижению потерь в максимальном режиме, отключение линии 414-436 или 436-424 приводит к уменьшению потерь на 0,04 МВт. Остальные места размыкания сети из таблицы 3.1 совпадают в двух режимах.

В связи с отсутствием необходимых данных для полного анализа найденных мест размыкания, в дальнейшем рассматриваем отключение линий выбранных в режиме максимальных нагрузок.

В таблицу 3.2 занесены линии в порядке их отключения, приводящем к наибольшему снижению потерь в сети из всех проверенных вариантов. Для каждой из отключенных линий указаны потери до ее отключения и после. Потери в сети после отключения линии являются также потерями до отключения последующей линии из таблицы 3.2. Линии отключали до тех пор, пока потери снижались в пределах погрешности программы RastrWIN.

Таблица 3.2 - Отключенные линии

Номер линии	Название линии	Потери в сети, МВт	Снижение потерь в сети после отключ. линии, МВт
		До отключ. линии	После отключ. линии
Режим максимальных нагрузок
1	2	3	4	5
124-140	КС-Крупки - Лошница	118,73	117,30	1,43
511-520	Районная2СШ - Лепель	117,30	116,78	0,52
641-666	Брест-2 - Каменец2СШ	116,78	116,4	0,38
610-613	Брест-1 - Кобрин-Зап	116,4	116,24	0,16
619-609	Застружье - Пинск	116,24	116,14	0,10
512-526	Мясокомбинат - Шумилино	116,14	116,02	0,12
139-523	БобрТяг - Толочин	116,02	115,92	0,10
502-519	ГРЭС-20 - Сенно	115,92	115,77	0,15
192-173	Плисса - ЖодТЭЦ-25	115,77	115,68	0,09
110-191	Восточн2СШ - Смол.тяг.	115,68	115,53	0,15
105-131	Мин-Сев1СШ - СторожТ2	115,53	115,47	0,06
1	2	3	4	5
109-137	Восточн1СШ - ГородищеТ1	115,47	115,10	0,37
414-408	ТЭЦ-7 - Жлобин110	115,10	115,05	0,05
	3,68
Режим минимальных нагрузок
511-520	Районная2СШ - Лепель	60,21	60,05	0,16
124-140	КС-Крупки - Лошница	60,05	59,89	0,16
436-424	Калинковичи - Житковичи	59,89	59,77	0,12
641-666	Брест-2 - Каменец2СШ	59,77	59,68	0,09
316-339	Шклов - Мог.Севе330	59,68	59,60	0,08
Суммарное снижение потерь, МВт	0,61

Для последовательного отключения было выбрано 13 линий в режиме максимальных нагрузок и 5 в минимальном режиме, это привело к суммарному снижению потерь в сети 3,68 и 0,61 МВт соответственно. Линии 511-520, 124-140 и 641-666 отключаются в обоих режимах, 436-424 и 316-339 - только в режиме минимальных нагрузок. При переносе мест размыкания из 436-424 и 316-339 соответственно в 414-408 и 139-523 (отключенные в максимальном режиме линии) потери в минимальном режиме изменяются в пределах погрешности. Наиболее важно добиться снижения потерь в максимальном режиме, поэтому остановимся отключенных в максимальном режиме линиях.

3.2 Продольная компенсация

Снижения неоднородности сети можно добиться, выполняя емкостную продольную компенсацию в ветвях контура, которые имеют более высокое значение отношения X/R, либо индуктивную компенсацию в ветвях с меньшим отношением X/R (рисунок 3.1) [14].



где - активное и индуктивное сопротивления на участке 1-2-3;

- активное и индуктивное сопротивления на участке 1-4-3.

Рисунок 3.1 - Способы настройки сети на однородную при применении: а - продольно-емкостной компенсации; б - реакторов

Для создания однородной сети, используя неравенство (3.1), необходимо включить в линию 1-2 установку продольной компенсации с емкостным сопротивлением такой величины, чтобы выполнялось равенство (3.2):

)

Отсюда следует, что емкостное сопротивление:

)

Либо в ветвь 4-3 (ветвь с меньшим соотношением ) включить индуктивное сопротивление такой величины, чтобы:

)

Отсюда находим индуктивное сопротивление:

)

Указанный способ [3] сложно осуществить при наличии в контурах ветвей с разным номинальным напряжением и большим количеством самих ветвей в этих контурах. Поэтому находить места установки УПК будем следующим образом.

Определим тип компенсации для линий разных номинальных напряжений. Для этого рассмотрим попарно все номинальные напряжения в исследуемой сети. Линия, работающая в формате 750 кВ в энергосистеме Беларуси только одна, поэтому контуры 750/330 кВ рассматривать не будем. В контурах 330/220 кВ и 330/110 кВ соотношение X/R у линий напряжением 330 кВ больше чем у линий 220, 110 кВ, поэтому все линейные участки напряжением 330 кВ поочередно проверяем на возможность установки в них БК, на линиях 220, 110 кВ - реакторов. В контурах 220/110 кВ соотношение X/R у линий напряжением 220 кВ больше чем у линий 110 кВ, поэтому линии 220 кВ дополнительно необходимо проверить на возможность установки БК.

При установке БК уменьшаем реактивное сопротивление линии, пока это приводит к снижению потерь в сети, но не переходим за предел равный 50% от исходного сопротивления. Иначе увеличение степени компенсации может привести к значительному увеличению токов короткого замыкания, усложнению защиты линии [15].

При установке реакторов увеличиваем реактивное сопротивление линии до тех пор, пока снижаются потери в сети.

Поочередно для всех линий, с учетом номинального напряжения и выбранных для каждого номинального напряжения устройств изменяем, сопротивления и находим снижение потерь в сети.

Результаты проведенных расчетов по программе RastrWIN сведены в таблицу 3.3. Изменение сопротивления при емкостной компенсации указано в таблице отрицательными числами, а при индуктивной компенсации - положительными, приведенные сопротивления соответствуют минимальным потерям в сети.

Таблица 3.3 - Результаты расчета с применением продольной емкостной и индуктивной компенсации

Номер ветви	Номинальное Напряж., кВ	Сопротивление линии, Ом (%)	Снижение потерь, МВт
		Исходное	Расчетное	Изменение
1	2	3	4	5	6
101-503	330	45,27	40,71	-4,56 (-10,07)	0,11
103-171	330	11,31	7,23	-4,08 (-36,07)	0,09
703-704 (2)	220	29,80	46,47	16,67 (55,94)	0,08
601-704 (2)	220	53,02	77,88	24,76 (46,70)	0,15
702-703	220	18,06	58,73	40,67 (225,19)	0,07
601-605	220	51,3	30,83	-20,46 (-39,88)	0,64
601-606	220	33,22	20,50	-12,72 (-38,29)	0,09
601-667	220	4,80	2,97	-1,83 (-38,13)	0,06
641-666	110	14,70	593,00	578,30 (3934,01)	0,40
659-611	110	1,30	13,07	11,77 (905,38)	0,06
1	2	3	4	5	6
665-666	110	19,70	129,11	109,41 (555,38)	0,38
658-659	110	7,30	18,60	11,30 (154,79)	0,06
610-613	110	13,64	77,78	64,14 (470,23)	0,06
512-526	110	26,60	77,79	51,19 (192,44)	0,11
511-520	110	40,28	368,12	327,84 (813,90)	0,59
526-513	110	14,40	37,32	22,92 (159,17)	0,10
414-408	110	19,12	50,45	31,33 (163,86)	0,05
414-436	110	28,96	105,77	76,81 (265,23)	0,05
654-616	110	8,20	151,04	142,84 (1741,95)	0,17
616-665	110	9,70	98,78	89,08 (918,35)	0,39
653-654	110	8,10	122,93	114,83 (1417,65)	0,17
413-414	110	24,60	187,33	162,73 (661,50)	0,05
660-613	110	14,10	22,32	8,22 (58,30)	0,05
1	2	3	4	5	6
513-515	110	4,72	11,57	6,85 (145,13)	0,09
657-658	110	20,00	30,79	10,79 (53,95)	0,06
625-626	110	7,80	118,21	110,41 (1415,51)	0,05
129-136	110	2,57	8,23	5,66 (220,23)	0,10
316-517	110	23,10	57,81	34,71(150,26)	0,11
316-339	110	13,40	140,60	127,20 (949,25)	0,05
114-129	110	0,38	11,22	10,84 (2852,63)	0,08
136-110	110	9,43	12,48	3,05 (32,34)	0,09
619-646	110	9,90	32,79	22,89 (231,21)	0,10
619-609	110	14,70	80,24	65,54 (445,85)	0,10
646-647	110	5,60	26,65	21,05 (375,89)	0,10
122-123	110	2,50	385,54	383,04 (15321,60)	1,47
122-140	110	5,64	213,89	208,25 (3692,38)	1,50
450-413	110	7,85	18,56	10,71 (136,43)	0,13
1	2	3	4	5	6
124-502	110	4,31	19,99	15,68 (363,81)	1,04
124-140	110	16,52	92,80	76,28 (461,74)	1,45
647-602	110	2,30	22,61	20,31 (883,04)	0,10
602-660	110	23,40	30,88	7,48 (31,97)	0,05
602-657	110	14,20	23,44	9,24 (65,07)	0,06
602-653	110	17,60	41,17	23,57 (133,92)	0,16
170-173	110	25,50	78,90	53,40 (209,41)	0,07
125-126	110	1,66	36,61	34,95 (2105,42)	0,05
173-172	110	1,08	15,17	14,09 (1303,70)	0,97
117-131	110	3,44	17,19	13,75 (399,71)	0,26
191-173	110	10,11	48,24	38,13 (377,15)	0,29
105-125	110	2,99	9,78	6,79 (227,09)	0,07
105-131	110	2,50	38,37	35,87 (1434,80)	0,15
105-137	110	9,60	28,05	18,45 (192,19)	0,26
1	2	3	4	5	6
192-173	110	4,98	77,00	72,02 (1446,19)	0,28
128-151	110	1,70	32,47	30,77 (1810,00)	0,11
502-519	110	18,64	29,53	10,89 (58,42)	0,05
502-520	110	24,80	74,92	50,12 (202,10)	0,56
127-128	110	1,66	10,58	8,92 (537,35)	0,11
110-116	110	8,73	17,73	9,00 (103,09)	0,05
110-191	110	5,17	96,66	91,49 (1769,63)	0,25
106-127	110	3,00	11,38	8,38 (279,33)	0,11
262-256	110	33,82	72,40	38,58 (114,07)	0,05
109-117	110	7,10	14,92	7,82 (110,14)	0,15
109-137	110	3,58	20,26	16,68 (465,92)	0,26
109-192	110	7,93	88,72	80,79 (1018,79)	0,27

При установке БК на линии напряжением 330 кВ потери снижаются на 0,09 и 0,11 МВт, на линиях 220 кВ - в интервале от 0,6 до 0,64 МВт, при установке реакторов на линии напряжением 220, 110 кВ - от 0,05 до 1,50 МВт.

3.3 Установка идеального поперечного трансформатора

Укрупненный алгоритм выбора мест размещения и параметров ВДТ в сложнозамкнутой сети, содержащей несколько контуров [14]:

а) определяются естественное и экономичное распределение мощностей при номинальных коэффициентах трансформации трансформаторов связи (рисунок 3.2);

б) по формуле (3.6) находятся требуемые принудительные уравнительные мощности в независимых контурах:

)

где - мощности соответственно при экономичном и естественном распределении;

в) определяются по формуле (3.7) параметры ВДТ для каждого независимого контура, при этом установка ВДТ предусматривается в цепях трансформаторов связи:



где - сопротивление контура;

г) ВДТ вводится поочередно в каждый контур и определяется экономическая эффективность от его установки. Установка ВДТ экономически целесообразна, если выполняется условие (3.8):

где - экономический эффект от снижения потерь энергии в сети, определяемый с учетом потерь энергии в ВДТ;

- нормативный коэффициент эффективности капитальных затрат;

- отчисления на амортизацию и текущий ремонт ВДТ;

- капитальные затраты на ВДТ;

д) принимается к установке ВДТ, дающий наибольший экономический эффект;

е) расчеты по пунктам а-д с учетом установленных ВДТ повторяются до тех пор, пока соблюдается условие (3.8).

Рисунок 3.2 - Схема неоднородной сети

Так как в рассматриваемой сети большое количество контуров, то предложенный алгоритм для определения мест установки ВДТ сложно осуществим. Поэтому производить расчеты будем следующим образом. Поочередно на все участки замкнутых контуров сети напряжением 110-750 кВ ставим идеальный трансформатор. Для этого в таблицу «Ветви» программы RastrWIN вносим изменения: если идеальный трансформатор ставим на трансформаторную ветвь, то добавляем мнимый коэффициент трансформации, равный +j0,05, если на линейную ветвь - представляем ее в виде трансформатора с коэффициентом трансформации 1+j0,05. При расчетах учитываем только снижение потерь мощности для ветвей напряжением 330 кВ равное или большее чем 0,4 МВт, 220 кВ - 0,3 МВт, а для 110 кВ - 0,2 МВт (при меньшем снижении потерь устройство не окупится). Места возможной установки идеального поперечного трансформатора приведены в таблице 3.4.

Таблица 3.4 - Результаты установки идеального поперечного трансформатора

Ветвь	Номинальное напряжение, кВ	Снижение потерь, МВт	Поток мощности в данной ветви, МВ.А
Внутрисистемные линии
705-642	330	0,48	152,01
601-605	220	0,64	96,54
110-191	110	0,24	23,60
191-173	110	0,24	29,97
173-172	110	1,05	94,34
124-502	110	0,95	89,81
122-140	110	1,04	43,05
511-520	110	0,48	15,65
641-666	110	0,37	11,66
Межсистемные и прилегающие к ним линии
503-505	330	0,81	429,12
201-720	330	0,51	108,16
701-705	330	0,40	76,22
505-6844	330	0,30	165,05
720-26840	330	0,42	105,55
292-16840	330	0,25	106,72
516-19506	330	0,41	75,59
310-19504	330	0,18	205,51

Установка трансформаторных устройств поперечного регулирования оказалась эффективной для 9 линий напряжением 330 кВ, 7 - 110 кВ и одной 220 кВ. Из них 8 линий 330 кВ - межсистемные.

4. Расчет потокораспределения с применением устройтв для оптимизации режима системообразующей сети энергосистемы «Б»

4.1 Расчет потокораспределения при установке в сети УПК

Из таблицы 3.3 видно, что из экономических соображений в связи с относительно малым снижением потерь в сети установка БК возможна только на ветви 601-605. Так же не на всех линейных участках стоит ставить УПК с выбранным процентом компенсации. Если большое изменение сопротивления приводит изменению потерь в пределах погрешности расчета программы RastrWIN, то его не учитываем. Построим зависимость снижения потерь в сети от изменения сопротивления линии для определения оптимальных сопротивлений УПК (рисунки 4.1-4.5).

Рисунок 4.1 - График зависимости снижения потерь от увеличения сопротивления линии 659-611



Рисунок 4.2 - График зависимости снижения потерь от увеличения сопротивления линии 316-339

Рисунок 4.3- График зависимости снижения потерь от увеличения сопротивления линии 654-616



Рисунок 4.4 - График зависимости снижения потерь от увеличения сопротивления линии 641-666

Рисунок 4.5 - График зависимости снижения потерь от увеличения сопротивления линии 109-137

При увеличении сопротивления на линии 659-611 потери в сети снижаются равномерно по всему участку графика (рисунок 4.1), поэтому на этом участке устанавливаем реактор с сопротивлением, равным 12 Ом. На линиях 316-339 и 654-616 (рисунки 4.2 и 4.3) потери резко снижаются при увеличении сопротивления на 51 Ом, следовательно, сопротивление реактора на данных линиях можно принять равным 51 Ом. Но снижение потерь, вызванное увеличением сопротивления, на участке 316-339 лежит в пределах точности расчета программы RastrWIN, поэтому возможность установки реактора на этой линии далее не рассматриваем. Аналогичным образом выбираем сопротивления равные 123 Ом и 13 Ом для линий 641-666 (рисунок 4.4) и 109-137 (рисунок 4.5) соответственно. Этот способ выбора сопротивления применяем для всех линий из таблицы 3.3, на которых можно установить реактор. Также проверяем, как влияет установка каждого из реакторов на потери в районе РБ и в соседних энергосистемах России и Литвы (снижение потерь указано отрицательным числом, возрастание - положительным). Результаты сведены в таблицу 4.1.

Таблица 4.1 - Результаты выбора параметров УПК

Ветвь	Номинальное напряжение, кВ	Сопротивление, Ом	Изменение потерь, МВт
		УПК	линии с УПК	РБ	Россия	Литва
1	2	3	4	5	6	7
703-704 (2)	220	12	41,80	-0,07	0,02	0,02
601-704 (2)	220	25	78,02	-0,15	0,01	0,04
702-703	220	18	36,06	-0,05	0,01	0,01
641-666	110	123	137,70	-0,34	0,01	0
659-611	110	12	13,30	-0,06	0,01	0
665-666	110	41	60,70	-0,29	0,01	0
658-659	110	12	19,30	-0,06	0,01	0
610-613	110	35	48,64	-0,05	0,01	0
512-526	110	29	55,60	-0,09	0,01	0
511-520	110	105	145,28	-0,52	0,02	-0,01
526-513	110	11	25,40	-0,07	0,01	0
414-408	110	17	36,12	-0,09	0,01	0,01
654-616	110	51	59,20	-0,14	0,01	0
616-665	110	55	64,70	-0,35	0,01	0
1	2	3	4	5	6	7
653-654	110	46	54,10	-0,19	0,01	0
660-613	110	9	23,10	-0,05	0,01	0
513-515	110	7	11,72	-0,09	0,01	-0,01
657-658	110	11	31,00	-0,06	0,01	0
129-136	110	6	8,57	-0,10	0,01	0,01
316-517	110	15	38,10	-0,08	0,01	0,01
114-129	110	11	11,38	-0,08	0,01	0,01
136-110	110	4	13,43	-0,09	+0,01	0,01
619-646	110	23	32,90	-0,10	0	0
619-609	110	21	35,70	-0,07	0,01	0
646-647	110	16	21,60	-0,09	0	0
122-123	110	92	94,50	-1,34	0,03	0,02
122-140	110	127	132,64	-1,48	0,03	0,03
450-413	110	11	18,85	-0,13	0,01	0,01
124-502	110	16	20,31	-1,04	0,03	0,02
124-140	110	57	73,52	-1,41	0,03	0,03
647-602	110	9	11,30	-0,07	0,01	0
602-660	110	8	31,40	-0,05	0,01	0
602-657	110	10	24,20	-0,06	0,01	0
602-653	110	16	33,60	-0,14	0,01	0
170-173	110	32	57,50	-0,06	0,01	0,01
173-172	110	15	16,08	-0,97	0,03	0,03
117-131	110	9	12,44	-0,14	0,01	0,01
191-173	110	22	32,11	-0,26	0,01	0,01
105-125	110	7	9,99	-0,07	0,01	0
105-131	110	18	20,50	-0,13	0,01	0,01
105-137	110	12	21,60	-0,23	0,01	0,01
1	2	3	4	5	6	7
192-173	110	27	31,98	-0,24	0,01	0,01
128-151	110	9	10,70	-0,08	0,01	0,01
502-519	110	12	30,64	-0,05	0,01	0,01
502-520	110	51	75,80	-0,56	0,03	-0,02
127-128	110	9	10,66	-0,11	0,01	0
110-116	110	9	17,73	-0,05	0,01	0,01
110-191	110	38	43,17	-0,22	0,01	0,01
106-127	110	5	8,00	-0,09	0,01	0
109-117	110	8	15,10	-0,15	0,01	0,01
109-137	110	9	12,58	-0,22	0,01	0,01
109-192	110	29	36,93	-0,23	0,01	0,01
601-605	220	20	31,30	-0,62	0,02	0

На ветви 601-605 потери уменьшаются равномерно при уменьшении реактивного сопротивления, поэтому принимаем степень емкостной компенсации на этой ветви равную 20 Ом, потери при этом снижаются на 0,62 МВт.

4.2 Расчет потокораспределения при установке в сети фазосдвигающего устройства

Выбираем для всех ветвей из таблицы 3.4 коэффициенты поперечного регулирования, которые приводят к наибольшему снижению потерь в максимальном режиме. Если при этом потери в соседних районах будут существенно возрастать, то в дальнейшем не рассматриваем возможность установки трансформаторов в таких ветвях. Ветви с выбранными поперечными коэффициентами трансформации, а также изменения потерь в РБ и соседних районах при этих коэффициентах заносим в таблицу 4.2.

Таблица 4.2 - Результаты расчета при определении поперечных коэффициентов трансформации соответствующих минимуму потерь в РБ

Ветвь	Номинальное напряжение, кВ	Поперечный коэффициент трансформации	Измен. потерь, МВт
			РБ	Россия	Литва
Внутрисистемные линии
705-642	330	0,06	-0,51	0,18	0,43
601-605	220	0,09	-0,84	0,03	0
110-191	110	0,03	-0,27	0,02	0,01
191-173	110	0,03	-0,27	0,02	0,01
173-172	110	0,05	-1,04	0,05	0,03
124-502	110	0,07	-1,04	0,04	0,03
122-140	110	0,10	-1,38	0,07	0,03
511-520	110	0,08	-0,58	0,03	-0,02
641-666	110	0,07	-0,40	0,01	0
Межсистемные и прилегающие к ним линии
503-505	330	0,07	-0,87	0,18	0,67
201-720	330	0,06	-0,54	-0,38	0,94
701-705	330	0,05	-0,40	0,16	0,36
505-6844	330	0,04	-0,31	-0,55	0,54
720-26840	330	0,06	-0,45	-0,38	0,92
292-16840	330	0,08	-0,32	-0,72	0,86
516-19506	330	0,07	-0,45	0,64	-0,07
310-19504	330	0,04	-0,18	-0,17	0

В тех ветвях, где установка трансформаторов поперечного регулирования приводит к значительному возрастанию потерь в соседних энергосистемах, ставить эти устройства не будем. Для остальных ветвей из таблицы 4.2 определяем поперечные коэффициенты трансформации во всех 24-х режимах, приводящие к наибольшему снижению потерь. Сравниваем полученное снижение потерь с изменением при выбранном в максимальном режиме коэффициенте и делаем выводы об установке устройства с РПН или с ПБВ.

При определении пределов регулирования проверяем, на какую величину снижаются потери по сравнению с предыдущим коэффициентами. Если это изменение лежит в пределах погрешности расчета программы RastrWIN, принимаем наименьший из возможных поперечных коэффициентов трансформации.

Из графиков на рисунке 4.6 следует, что на линии 124-502 нужно установить устройство с РПН, диапазон регулирования которого 0,03-0,06. Максимальное значение поперечного коэффициента трансформации принимаем равным 0,06, а не 0,07, так как снижение его значения приводит к незначительному увеличению потерь (0,02 МВт), но при этом существенно снижается расчетная мощность устройства и вводимая поперечная ЭДС. Для остальных мест установки проводим аналогичные исследования и заносим в таблицу 4.3 выбранные типы регуляторов с необходимым диапазоном регулирования (максимальный коэффициент поперечного регулирования) и максимальный поток мощности по каждой из ветвей. За максимальный принимается наибольший из протекающих по данной ветви потоков во всех режимах при максимальном или нулевом поперечных коэффициентах трансформации.

Рисунок 4.6 - Графики зависимости снижения потерь в Белорусской энергосистеме от поперечного коэффициента трансформации установленного на ветви

Таблица 4.3 - Результаты выбора типа регуляторов

Ветвь	Тип регулятора	Максимальный поперечный коэффициент трансформации	Максимальный поток мощности по ветви, МВ.А
601-605	ПБВ	0,08	124,90
110-191	ПБВ	0,03	23,60
191-173	ПБВ	0,03	29,97
173-172	ПБВ	0,05	94,34
124-502	РПН	0,06	89,81
511-520	ПБВ	0,06	15,65
641-666	ПБВ	0,06	11,66
310-19504	ПБВ	0,04	244,77

5. Расчет потокораспределения с применением устройств для оптимизации режима системообразующей сети энергосистемы «Б»

Для размыкания сети выбирать устройства не будем, считаем, что они уже установлены в сети.

Заносим параметры ТОР, включаемых по схеме представленной на рисунке 5.1, и параметры БК в таблицу 5.1.

Рисунок 5.1 - Схема включения ТОР

Таблица 5.1 - Параметры УПК

Ветвь	Сопротивление УПК, Ом	Номинальное напряжение, кВ	Ток, А
1	2	3	4
703-704 (2)	12	220	170
601-704 (2)	25	220	204
702-703	18	220	100
641-666	123	110	60
659-611	12	110	115
665-666	41	110	82
658-659	12	110	120
610-613	35	110	40
512-526	29	110	68
511-520	105	110	87
1	2	3	4
526-513	11	110	102
414-408	17	110	84
654-616	51	110	56
616-665	55	110	90
653-654	46	110

Подобные документы

• Расчет рабочего режима электрической сети

  Особенности расчета параметров схемы замещения ЛЭП. Специфика выполнения расчета рабочего режима сети с учетом конденсаторной батареи. Определение параметров рабочего режима электрической сети итерационным методом (методом последовательных приближений).
  
  курсовая работа [890,7 K], добавлен 02.02.2011
  

• Проектирование электрической сети

  Определение потока мощности от электростанции. Выбор компенсирующих устройств. Структурные схемы подстанций. Выбор мощности трансформаторов подстанций. Расчет режима летних и зимних максимальных нагрузок сети. Оптимизация режимов работы сети.
  
  курсовая работа [972,3 K], добавлен 07.07.2013
  

• Проектирование районной электрической сети

  Оптимальная схема развития районной электрической сети. Выбор номинальных напряжений и оптимальной конструкции сети. Расчет сечений проводов, мощности компенсирующих устройств. Выбор оборудования подстанций. Расчет максимального режима энергосистемы.
  
  курсовая работа [202,3 K], добавлен 24.03.2012
  

• Расчет и оптимизация работы участка электроснабжения региональной энергосистемы при подключении нового присоединения

  Разработка математической модели сети, основанной на определении ее параметров. Анализ исходного рабочего режима сети, экономичного режима работы до и после подключения нового присоединения. Исследование переходных процессов в линии нового присоединения.
  
  курсовая работа [856,2 K], добавлен 23.06.2014
  

• Разработка схемы и расчет режима районной электрической сети

  Этапы разработки схемы и расчёт режима районной электрической сети. Особенности выбора номинальных напряжений линий электропередач и подстанций. Способы проверки выбранных сечений по условиям короны. Основное назначение трансформаторной станции.
  
  курсовая работа [858,8 K], добавлен 12.03.2013
  

• Развитие электрической сети энергорайона

  Особенности развития электрических сетей района энергосистемы. Анализ технико-экономического расчета первого и второго вариантов развития сети, их схемы. Характеристика и основные признаки статической устойчивости. Расчет послеаварийного режима сети.
  
  дипломная работа [3,2 M], добавлен 15.04.2012
  

• Проектирование районной электрической сети

  Расчет потокораспределения в электрической сети. Выбор сечений проводов линий электропередачи, трансформаторов и компенсирующих устройств на подстанциях. Расчет установившихся (максимального, минимального и послеаварийного) режимов работы электросети.
  
  курсовая работа [1,0 M], добавлен 16.10.2014
  

• Проект сети для электроснабжения четырёх потребителей

  Разработка сети для электроснабжения потребителей промышленного района. Составление баланса мощностей. Выбор конфигурации сети, схем подстанций потребителей, трансформаторов. Расчет потоков мощности режима наибольших нагрузок и послеаварийного режима.
  
  курсовая работа [1018,2 K], добавлен 06.12.2015
  

• Проектирование районной электрической сети

  Составление вариантов схемы электрической сети и выбор наиболее рациональных из них. Расчет потокораспределения, номинальных напряжений, мощности в сети. Подбор компенсирующих устройств, трансформаторов и сечений проводов воздушных линий электропередачи.
  
  курсовая работа [1,6 M], добавлен 24.11.2013
  

• Математическое моделирование в энергетике

  Формирование узловых и контурных уравнений установившихся режимов электрической сети. Расчет режима электрической сети по линейным узловым и контурным уравнениям при задании нагрузок в токах. Расчет режима электрической сети по узловым уравнениям.
  
  курсовая работа [123,4 K], добавлен 09.03.2012
  

• главная
• рубрики
• по алфавиту
• вернуться в начало страницы
• вернуться к началу текста
• вернуться к подобным работам