Анализ влияния управляемых шунтирующих реакторов на потери в северных электрических сетях ПАО «МРСК Сибири» — «Омскэнерго»



В настоящее время наблюдается рост потребления электроэнергии, и, согласно энергетической стратегии России на период до 2035 года, принятой Министерством энергетики Российской Федерации в 2014 году, прогнозируется дальнейший рост потребления электроэнергии в 2013–2035 годах в среднем на 1,7 % в год.

В связи с этим, важной задачей энергетики стало снижение потерь в распределительных сетях, в том числе в воздушных линиях электропередачи.

Из-за массовости распределительных сетей потери в них составляют большую долю суммарных потерь в энергосистемах, поэтому, даже небольшое снижение потерь дает ощутимый экономический эффект: уменьшение потерь по сетям ФСК ЕЭС на 1 % только за счет компенсации реактивной мощности высвободит для потребителей 1600 МВт, на 2 % — 3200 МВт и т. д. [1]

Эффективный способ уменьшения потерь электроэнергии — регулирование перетоков реактивной мощности. Одним из источников реактивной мощности являются воздушные линии электропередачи (рис. 1). Избыточная реактивная мощность в сети уменьшает пропускную способность линии и увеличивает потери электроэнергии. В случае когда линия электропередачи мало загружена или не загружена совсем (на холостом ходу) из-за генерируемой ею реактивной мощности может возникнуть ситуация при которой уровень напряжения в конце линии будет превышать значение уровня напряжения в начале (рис. 2). Согласно [2] «положительные и отрицательные отклонения напряжения в точке передачи электрической энергии не должны превышать 10 % номинального или согласованного значения напряжения в течение 100 % времени интервала в одну неделю». Отклонение напряжения в большую сторону от номинального уменьшает ресурс электрооборудования.

Управление перетоками реактивной мощности — эффективный метод регулирования уровней напряжения в узлах сети, также позволяющий снизить уровень напряжения в конце высоковольтной ЛЭП. Установка потребителей реактивной мощности в узлах сети является одним из наиболее эффективных способов компенсации реактивной мощности.

Управляемые шунтирующие реакторы (УШР) — современные устройства, предназначенные для решения этой задачи, которые входят в перечень устройств FACTS (Flexiblealternativecurrenttransmissionsystems — гибкие системы передачи переменного тока).

Рис. 1. Схема замещения ЛЭП с УШР

Шунтирующий реактора (ШР) поглощает избыточную реактивную мощность (РМ) для нормализации уровней напряжения (рис. 1).

Управляемые подмагничиванием шунтирующие реакторы — это устройства автоматической компенсации реактивной мощности, позволяющие стабилизировать уровень напряжения, на 15–20 % [3] снизить потери при транспортировке и распределении электроэнергии потребителям и повысить надежность эксплуатации в протяженных линиях электропередачи и распределительных сетях.

Рис. 2. Напряжение в конце малозагруженной линии или линии на холостом ходу

В электрической сети с переменным графиком нагрузки вместо нерегулируемых или ступенчато регулируемых реакторов целесообразно применять управляемые шунтирующие реакторы.

Применение управляемых реакторов — эффективный и экономичный путь оптимизации режимов электрической сети, повышения качества электроэнергии, улучшения условий эксплуатации и продления срока службы электрооборудования. [4] Управляемые реакторы — наиболее перспективные средства поперечной компенсации в протяженных линиях высокого и сверхвысокого напряжения.

По оценкам зарубежных и отечественных экспертов, применение УШР может стать одним из приоритетных направлений технического перевооружения высоковольтной сети 110–500 кВ. Общий суммарный эффект по сети в целом — это уменьшение потерь электроэнергии на 3–4 % от её выработки. [3]

В Федеральной сетевой компании — МЭС Сибири за девять месяцев 2014 года снижение потерь электроэнергии в результате применения средств компенсации реактивной мощности составило 4 000 тыс. кВтч. [5]

В исследовании анализировались режимы работы Северных электрических сетей ОАО «МРСК Сибири» — «Омскэнерго» с помощью программного продукта Rastr. [6] В результате был определен ряд узлов с повышенной вероятностью возникновения рисков, снижающих надежность электроснабжения потребителей и устойчивой работы энергосистемы. В части реактивной мощности в северных районах Омской области был выявлен избыток реактивной мощности, обусловленный малыми нагрузками и большой протяженностью высоковольтных линий, что приводит к повышенным уровням напряжения на шинах подстанции (до 133 кВ).

Для решения этой проблемы были смоделированы режимы работы сети с двумя вариантами установки управляемых шунтирующих реакторов:

1. Установка УШР на напряжение 110 кВ на ПС Тара Q=20 Мвар и ПС Большеречье Q=10 Мвар;
2. Установка УШР на напряжение 10 кВ на ПС Тара Q=10 Мвар, ПС Большеречье Q=5 Мвар, ПС Новоягодная Q=5 Мвар.

Расчет проводился по результатам летних контрольных замеров в Rastr для утяжеленного режима (один трансформатор отключен). Результаты расчетов приведены в таблицах 1–6.

Таблица1

Характеристики базовых узлов до установки УШР

Название ПС	Напряжение U, кВ		Активная мощность P, МВт		Реактивная мощность Q, Мвар		tgφ
	День	Ночь	День	Ночь	День	Ночь	День	Ночь
Саргатка	120,17	128,25	32,5	17,2	-12,6	-30,5	0,38	1,77
Ульяновская	117,21	124,22	13,1	9,1	-5,6	-11,1	0,42	1,21
Тара	118,7	131,13	14,3	9	-4,2	-11,7	0,29	1,3
Большеречье	118,46	129,47	18,6	9,1	-5,2	-15,3	0,27	1,68
Моховой привал	118,6	128,85	5,4	3,8	-4,7	-7,1	0,87	1,86
Усть-Ишим	117,74	133,59	1,9	1,6	0,7	0,5	0,37	0,31
Тевриз	118,1	133,62	4,9	2,8	-0,4	-3,1	0,08	1,1
Знаменка	119,21	132,71	8,4	5,2	-5,9	-11	0,7	2,1
Колосовка	119,8	129,65	12,6	7,1	-3,6	-10,7	0,28	1,5
Б. Уки	119,27	132,96	1	0,9	0,4	0,2	0,4	0,22
Муромцево	118,05	129,99	5,5	3,3	-2,6	-5,1	0,47	1,5
Новоягодная	119,03	133,09	0,1	0,1	1	1	1	1

Таблица 2

Характеристики базовых узлов после установки УШР на напряжение 110 кВ

Название ПС	Напряжение U, кВ		Активная мощность P, МВт		Реактивная мощность Q, Мвар		tgφ
	День	Ночь	День	Ночь	День	Ночь	День	Ночь
Саргатка	118,55	123,91	31,9	15,8	-0,3	-8,3	0,009	0,5
Ульяновская	114,67	123,91	18,9	9,5	4,1	-4,5	0,21	0,47
Тара	113,22	122,48	14	8,6	5,2	2,9	0,37	0,33
Большеречье	114,67	122,81	18,9	9,7	4,1	3,2	0,21	0,32
Моховой привал	115,7	123,73	5,9	4,4	-1,3	-0,5	0,22	0,11
Усть-Ишим	111,75	124,4	1,9	1,6	0,7	0,5	0,37	0,31
Тевриз	112,18	124,51	4,9	2,8	-0,1	-2,5	0,02	0,89
Знаменка	113,55	123,86	8,4	5,2	-4,9	-9,4	0,58	1,8
Колосовка	116,07	123,65	12,2	6,6	2,5	-0,5	0,2	0,07
Б. Уки	113,56	124,05	1	0,9	0,4	0,2	0,4	0,22
Муромцево	113,7	122,68	5,8	3,6	-0,4	-2	0,06	0,5
Новоягодная	113,3	124,16	0,1	0,1	1	1	1	1

Таблица 3

Характеристики базовых узлов после установки УШР на напряжение 10 кВ

Название ПС	Напряжение U, кВ		Активная мощность P, МВт		Реактивная мощность Q, Мвар		tgφ
	День	Ночь	День	Ночь	День	Ночь	День	Ночь
Саргатка	119,07	123,59	32	15,7	-4,2	-5,8	0,13	0,37
Ульяновская	117,1	123,88	13,4	9,6	-3,2	-4,2	0,24	0,4
Тара	114,95	120,3	14,1	8,6	2,3	7,9	0,16	0,4
Большеречье	115,88	122,46	18,9	9,8	1,2	3,6	0,06	0,36
Моховой привал	116,62	123,46	5,7	4,5	-2,4	-0,2	0,42	0,04
Усть-Ишим	113,23	117,98	1,9	1,6	0,7	0,5	0,37	0,31
Тевриз	113,64	118,16	4,9	2,8	-0,1	2,8	0,02	0,89
Знаменка	114,95	120,21	8,4	5,2	-3,2	1,5	0,58	1,8
Колосовка	117,25	122,4	12,3	6,4	0,6	1,9	0,2	0,07
Б. Уки	114,97	120,37	1	0,9	0,4	0,2	0,4	0,22
Муромцево	115	121,93	5,7	3,8	-1	-0,1	0,06	0,5
Новоягодная	114,71	119,36	0,1	0,1	1	5	1	1

Таблица 4

Снижение потерь при установке УШР на напряжение 110 кВ

Установка реакторов 110 кВ	Годовые потери, тыс. кВт∙ч
	ВЛ	Тр-ры	Общие(мес.)	Общие(6 мес.)
До установки	864	93	957	5740
После установки	352	93	445	2668
Общее снижение потерь на				3072

Таблица 5

Снижение потерь при установке УШР на напряжение 10 кВ

Установка реакторов 10 кВ	Годовые потери, тыс. кВт∙ч
	ВЛ	Тр-ры	Общие(мес.)	Общие(6 мес.)
До установки	864	93	957	5740
После установки	316	218	534	3202
Общее снижение потерь на				2538

Таблица 6

Загрузка трансформаторов (утяжеленный режим)

Название ПС	Загрузка трансформаторов,%
	Нормальный режим	Реакторы 110 кВ	Реакторы 10 кВ
Тара	8	8	71
Большеречье	12	12	58
Усть-Ишим	19	19	19
Тевриз	19	19	87
Знаменка	19	19	19
Колосовка	11	11	11
Муромцево	20	20	20
Новоягодная	3	3	78

Как видно из приведенных результатов моделирования, установка реакторов позволит получить:

1. Уменьшение нагрузочных потерь;
2. Стабилизацию уровней напряжения;
3. Уменьшение величины tgφ.

Анализ двух рассмотренных вариантов показал, что после установки реакторов на напряжении 110 кВ заметно снижаются потери в сети и трансформаторах (табл. 4, табл. 5). При установке УШР на напряжении 10 кВ суммарные потери увеличиваются за счет величины потерь в трансформаторах.

Результаты моделирования показывают, что установка УШР позволяет уменьшить уровни напряжений в узлах сети, снизить потери электроэнергии, повысить пропускную способность линии электропередачи.

В результате установки УШР нормализуются уровни напряжения на ПС северных районов Омской области, уменьшатся потери электроэнергии, а также повысится пропускная способность линий.

Литература:

1. Задачи реализации проектов повышения надежности электроснабжения потребителей и повышения технико-экономической эффективности систем электроснабжения — распределительных электрических сетей [электронный ресурс] — Режим доступа: http://www.rao-ees.ru/

2. ГОСТ 32144–2013. Электрическая энергия. Совместимость технических средств электромагнитная. Нормы качества электрической энергии в системах электроснабжения общего назначения. — М.: Стандартинформ, 2014. — 16 с.

3. Брянцев А. М., Долгополов А. Г., Лурье А. И. Управляемые подмагничиванием электрические реакторы в электрических сетях ОАО «ФСК ЕЭС» // Электро. — 2006. — № 5. — С. 11–15.

4. Управляемые шунтирующие реакторы [электронный ресурс] — Режим доступа: http://forca.com.ua/

5. ФСК ЕЭС в 2014 году на 28 % повысит энергоэффективность электросетевого комплекса Сибири [электронный ресурс] — Режим доступа: http://www.fsk-ees.ru/

6. Применение управляемых шунтирующих реакторов для повышения энергоэффективности работы электрических сетей северных районов Омской области (тезисы). Энергосбережение, энергоэффективность, экономика: матер. междунар. науч.-техн. конф. / Фёдоров В. К., Грунин В. К., Рысев Д. В., Прусс С. Ю., Козлова Н. А. и др. — Омск: Изд-во ОмГТУ, 2010. — С. 46–51.