Снижение потерь электроэнергии с применением компенсирующих устройств

Передача по сети реактивной мощности вызывает большие удельные потери, чем передача активной мощности, так как реактивные сопротивления сетей высокого напряжения превышают активные, что приводит к большему снижению напряжения. Для уменьшения перетоков реактивной мощности по электрическим сетям компенсирующие устройства (КУ) устанавливаются в непосредственной близости от мест ее потребления или генерации. В линиях электропередачи высокого и сверхвысокого напряжений передача активных мощностей ниже натуральной сопровождается генерацией реактивной мощности, компенсация которой осуществляется шунтирующими реакторами или другими КУ, работающими в режиме потребления реактивной мощности.
В узлах нагрузки реактивная мощность носит, как правило, индуктивный характер. В качестве КУ здесь могут использоваться конденсаторные и фильтрокомпенсирующие установки, статические тиристорные и синхронные компенсаторы. Область применения нерегулируемых конденсаторных батарей (НКБ) ограничивается компенсацией постоянных базовых частей графика узла нагрузки по реактивной мощности. В режиме ночных провалов или минимальных нагрузок в энергосистемах образуется избыток реактивной мощности, который усугубляется наличием НКБ и приводит к недопустимому повышению напряжения в узлах электрической сети. Для снижения повышенных напряжений приходится переводить в режим потребления реактивной мощности генераторы станций, имеющие эксплуатационные ограничения по минимальному возбуждению.
С влиянием реактивной мощности на режим напряжения связано понятие баланса реактивной мощности, который на практике означает не только равенство генерируемой и потребляемой мощностей, но и нахождение напряжения в узлах электрической сети в допустимых пределах. По мере развития энергосистем и создания мощных энергообъединений понятие баланса реактивной Мощности все в меньшей степени характеризует режим напряжений и для сложных электрических сетей утрачивает свое значение. Поэтому более правильным является требование обеспечения допустимого уровня напряжений во всех узлах электрической сети и всех режимах ее работы. Отметим, что вопросы выбора мощности и мест размещения КУ и оптимизационных расчетов потерь электроэнергии в сложных системах достаточно подробно освещены в опубликованных материалах. Поэтому в данном параграфе на конкретном примере рассматривается частная задача, связанная с применением нерегулируемых и регулируемых КУ в существующих питающих электрических сетях энергосистем. При этом акцент делается на выявление необходимости перевода эксплуатируемых нерегулируемых КУ в регулируемые для снижения потерь электроэнергии при соблюдении условия нормализации уровней напряжения. Методическая часть отрабатывается на электрической сети энергосистемы без учета сети промышленных потребителей. Распространение методики на все сети следует осуществлять в соответствии с рекомендациями.
Предлагаемая методика основана на применении математического аппарата и программных средств для оптимизации установившихся режимов электрической сети, разработанных ВНИИЭ. С помощью этих программных средств определяется загрузка КУ в исходном и оптимальном режимах, напряжения на узловых подстанциях и токи в линиях энергосистемы. При этом по суточному графику нагрузки энергосистемы можно определить режимы работы КУ по реактивной мощности в течение суток, что дает возможность оцепить необходимость регулирования КУ и рассчитать снижение потерь электроэнергии за счет введения регулирования. Изменение мощности КУ во всем диапазоне позволяет оценить регулировочный эффект КУ и целесообразность его привлечения к управлению режимами энергосистемы. При этом весьма важно проверить работу КУ в режимах минимальных нагрузок энергосистемы, когда во многих случаях возникает необходимость их работы в режиме потребления реактивной мощности для обеспечения допустимости режима. При проведении расчетов используются следующие программные средства:
программа Б-6-600 расчета установившегося режима электрической сети энергосистемы;
программа Б-2-600 расчета оптимального режима электрической сети энергосистемы;
программа Б-6УТ-600 исследования «утяжеления» режима вдоль заданной траектории изменения режимных параметров;                                                             

программа АНСЕТ-600 анализа результатов расчета.
Для каждого из четырех исходных режимов   были выполнены следующие расчеты:
расчет исходного установившегося режима (условное название Режима УР-0);
оптимизация исходного режима при существующих ограничениях по реактивной мощности КУ (условное название режима ОПТ.УР-1);
оптимизация исходного режима с возможностью потребления КУ реактивной мощности, когда Qi]mn = Qimax (условное название режима ОПТ.УР-2);
оптимизация исходного режима со снятием ограничений по пределам изменения реактивной мощности на подстанциях с БСК, когда Qlmm = -1 000 Мвар, Qlmax = 1 000 Мвар (условное название режима ОПТ.УР-3).
При проведении исследований были сделаны следующие допущения:

1. коэффициенты трансформации трансформаторов фиксированы и соответствуют их рабочим ответвлениям во время контрольного замера, что позволяет оценить влияние только регулируемых КУ на оптимизацию режимов. В общем случае используемые программы имеют возможность оптимизации и по коэффициентам трансформации;
2. возможные места установки регулируемых КУ заранее предопределены существующими подстанциями с нерегулируемыми БСК, что ограничивает область применения предлагаемой методики задачей модернизации существующей электрической сети.

Результаты расчетов потерь активной и реактивной мощностей приведены в табл. 2. Как видно из таблицы, выбор БУ оказывает очень незначительное влияние на результаты расчетов.
Таблица 2

Примечание. УРО — исходный режим, УР-1, УР 2, УР 3 — оптимальные режимы.

В табл. 2  приведены значения требуемых реактивных мощностей БСК (КБ) в исходном и трех оптимальных режимах при суточном изменении графика нагрузки энергосистемы.
На основе рассмотрения первых двух оптимальных режимов можно судить о необходимости регулирования мощности БСК и расширения предела регулирования в сторону потребления реактивной мощности, а на основе расчета третьего оптимального режима — о целесообразном диапазоне регулирования. В результате расчетов также установлено, что оптимизация режимов улучшает качество напряжения на подстанциях.
Анализ загрузки БСК показывает, что:
для оптимизации режима работы электрических сетей исследуемой энергосистемы по реактивной мощности при существующих ограничениях БСК по установленной мощности требуется суточное плавное регулирование девяти из тринадцати конденсаторных батарей;
обеспечение на подстанции ПС19 равнозначного потребления реактивной мощности сокращает число регулируемых источников реактивной мощности до семи на подстанциях: ПС2, ПСЗ, ПС11, ПС19, ПС23, ПС24, ПС25;
дальнейшая оптимизация режима работы энергосистемы может быть достигнута за счет увеличения диапазонов регулирования КУ на ПС 19 в сторону потребления, на ПС24 в сторону генерации Мощности, а также увеличения мощности БСК на ПС17 и ПС18 без регулирования и на ПС12 и ПС11 с введением плавного регулирования.
Для определения очередности внедрения регулируемых КУ были проведены расчеты, позволившие проанализировать влияние каждого параметра.

Как показали расчеты, коэффициенты чувствительности потерь зависят от режимов работы сети, достигая наибольших значений для утреннего максимума и наименьших — для ночного минимума. Характерно, что для всех КУ во всех режимах работы коэффициенты чувствительности имеют положительное значение и, следовательно, увеличение реактивной мощности КУ приводит к снижению потерь электроэнергии.
Анализ результатов расчета коэффициентов чувствительности показывает, что из числа ранее определенных по условию оптимизации режимов работы регулируемых БСК приоритет по коэффициенту чувствительности потерь имеют следующие подстанции: ПС 11, ПС2 5, ПС19, ПС24, а по коэффициенту чувствительности напряжения подстанции ПС 11, ПС25, ПС24, ПС19. Очевидно, в такой последовательности рационально и осуществлять внедрение регулируемых КУ.
Кроме того, по результатам расчета оптимального режима ОПТ.УР-1, приведенным в табл., можно сказать, что максимальная мощность БСК, необходимая для поддержания оптимального режима энергосистемы, как правило, не превышает 40 Мвар.
Проведенный анализ эффективности регулирования БСК позволяет сформулировать основные этапы методики выбора мест установки регулируемых БСК, выполняемые в следующем порядке:
составляется эквивалентная схема замещения исследуемой электрической сети с обозначением узлов, ветвей, БСК, трансформаторов, линий электропередачи;
в результате обработки контрольных замеров выбираются исходные расчетные режимы характерного суточного графика с выделением максимальных и минимальных нагрузок и длительности расчетных режимов;
для каждого исходного режима выполняется расчет установившегося режима по программе Б-6-600; 136
в зависимости от целей расчета проводится оптимизация установившегося режима по программе Б-2-600:
а)   при существующих ограничениях по установленной мощности gСК, если целью расчета является определение мест установки регулируемых БСК, мощность которых не должна превышать мощности уже имеющихся в узлах БСК, без потребления реактивной мощности;
б)   с расширенными пределами в сторону потребления реактивной мощности, если при расчетах необходимо исследовать возможность применения регулируемых КУ с пределами регулирования;
в)   со снятием ограничений изменения реактивной мощности в узлах с БСК, если исследуется возможность применения регулируемых БСК мощностью больше мощности установленных БСК;
по результатам расчетов определяются подстанции, регулирование мощности БСК которых целесообразно, а также выявляется необходимость потребления реактивной мощности;
проводятся расчеты по программе Б-6УТ-600 для оценки влияния каждого БСК на изменение потерь активной мощности в сети и напряжения в узлах энергосистемы в диапазоне изменения реактивной мощности от минимального значения до максимального и рассчитываются коэффициенты чувствительности потерь и напряжения;
уточняется очередность внедрения регулируемых КУ по коэффициентам чувствительности потерь и при необходимости при решении конкретных задач регулирования напряжения с учетом коэффициентов чувствительности напряжений, которые в пределе необходимо оценивать как производные кривой изменения потерь или напряжения в зависимости от загрузки КУ

Отработка методики на конкретном примере электрической сети одной из энергосистем показала, что оптимизация режимов за счет Плавного регулирования БСК дает дополнительное (до 8%) снижение потерь активной и реактивной энергии в электрической сети. При этом плавное регулирование мощности для исследуемой энергосистемы требуется на четырех из тринадцати конденсаторных батарей, а на одной необходим режим потребления реактивной Мощности.
Практическая реализация перевода нерегулируемых конденсаторных батарей в регулируемые может быть осуществлена с по мощью дополнительных технических средств.