INCREASING THE CAPACITIES OF 35 KV CLOSED LOOP POWER GRIDS

Для районных электрических сетей напряжением 35 кВ является актуальной задача обеспечения допустимых отклонений напряжения и повышения пропускной способности ЛЭП в «ремонтных режимах».

Районные сети напряжением 35 кВ по типу исполнения чаще всего являются кольцевыми или представляют магистраль с несколькими источниками питания и с ответвлениями в узлах. Недостатком данного типа исполнения сети является тот факт, что при развитии сети и подключении новых потребителей может возникнуть ситуация, когда пропускной способности ЛЭП становится недостаточно для обеспечения необходимого уровня напряжения у потребителей при отключении одного из головных участков сети в результате аварии или его ремонта. Данное ограничение в развитии сети негативно влияет на социально-экономическое развитие района. Таким образом, для районных сетей задача повышения пропускной способности кольцевых участков в ремонтных и послеаварийных режимах является одной из наиважнейших для обеспечения качества электроэнергии у потребителей. В данном случае под ремонтным режимом понимается режим, в котором в силу некоторых причин отключен один из головных участков, а питание всего участка обеспечивается только от одного источника.

В работе выполнено исследование параметры послеаварийных и ремонтных режимов работы участка сети 35 кВ филиала ПАО «Россети Сибирь» - «Хакасэнерго» (рисунок 1). Замкнутый участок сети питается с одной стороны от шин 35 кВ тяговой подстанции 220/35/27 «Югачи» (1ПС), с другой стороны - от шин 35 кВ тяговой подстанции 220/35/27 «Аскиз» (2ПС).

Рисунок 1 - Структурная схема участка сети

DOI:10.23670/IRJ.2022.124.81.1

Для проведения исследований параметров режимов и оценки эффективности предложенных мероприятий была разработана модель рассматриваемого участка сети в программном комплексе RastrWin [1]. Оценка достоверности работы модели была проведена путем сравнения результатов моделирования нормальных режимов с данными контрольных инструментальных замеров, выполненных на подстанциях, входящих в состав структурной схемы участка сети. Сравнение показало высокую достоверность разработанной модели.

В качестве одного из характерных ремонтных режимов было рассмотрено отключение линии Л-65'.

По результатам анализа были предложены меры, позволяющие обеспечить отклонение напряжения на шинах подключения потребителей (шины 10 кВ подстанций) В соответствии с требованиями ГОСТ на качество электроэнергии [2].

Моделирование ремонтного режима с отключением линии Л-65' показало, что снижения напряжения на шинах 10 кВ подстанций могут доходить до 50%. В этом случае диапазона регулирования РПН и ПБВ для обеспечения требуемого уровня напряжения становится недостаточно. Отключение части потребителей электроэнергии с целью повышения напряжения недопустимо.

Одним из очевидных решений задачи повышения пропускной способности ЛЭП является замена проводов линий на провода большего сечения, что снижает сопротивление ЛЭП, а, следовательно, и потери мощности и напряжения сети. В таблице 1 представлены результаты отклонения напряжений на шинах 10 кВ подстанций при отключении Л-65'. Сравнивались потери напряжения в линиях с существующим сечением проводов и при увеличении сечения на одну ступень. Моделирование показало, что увеличение сечения не позволит добиться требуемого уровня напряжения при отключении линии.

Более актуальным решением задачи может являться установка на шинах 10 кВ подстанций компенсирующих устройств (КУ), что позволит разгрузить линии от передачи реактивной мощности и тем самым повысить пропускную способность для передачи активной мощности [3], [4], [5], [6].

Для учета квадратичной зависимости между мощностью компенсирующей установки и напряжением на ее шинах в программном комплексе  RastrWin, КУ смоделированы в виде шунтирующих проводимостей.

При рассмотрении возможности компенсации реактивной мощности встает задача оптимального расположения компенсирующих устройств [7], [8], [9]. Одним из наиболее простых и эффективных методов решения подобной оптимизационной задачи является градиентный метод.

Для минимизации могут быть использованы следующие целевые функции.

Минимум суммарных потерь напряжения

(1)

Минимум отклонения напряжений

(2)

Минимум капитальных вложений

(3)

где   – удельная стоимость компенсирующих установок, (руб./кВАр);

 – мощность устанавливаемого компенсирующего устройства;

 – стоимость одного выключателя, строительно-монтажных работ и дополнительного оборудования, (руб.);

n - количество компенсирующих установок.

Функция (2) стремится к минимуму при отсутствии КУ, а, следовательно, задача по повышению пропускной способности и получению необходимых уровней напряжения не будет выполнена. Для рационального решения задачи, необходимо вести следующие ограничения.

· Отклонение напряжения от номинального на шинах 10 кВ подстанций должно быть менее 10%.

· Мощность компенсирующих устройств должна быть больше или равна нулю. Данное ограничение необходимо в первую очередь для критериев минимума отклонений напряжения и минимума суммарных потерь напряжения. При использовании данных критериев в некоторых точках энергосистемы могут получиться напряжения выше номинальных. Без учета данного ограничения в результате могут быть получены КУ, потребляющие реактивную мощность, что не целесообразно с экономической точки зрения.

· Ток в линиях должен быть меньше или равен длительно допустимому току по условиям нагрева.

Нами были использованы полученные в работе [10] зависимости величины приведенных затрат на применение КУ от их мощности.

В качестве начальных условий мощности компенсирующих устройств заданы равными нулю. Методом градиентного спуска с учетом приведенных выше  ограничений получены мощности и места установки компенсирующих устройств. Результаты расчетов представлены в таблице 2.

Наиболее оптимальные значения мощностей КУ и места их установки получены по критерию минимума капитальных вложений. Получены необходимые уровни напряжений на всех подстанциях.

По результатам моделирования были построены диаграммы отклонений напряжений для случая отключения линии Л-65' после установки компенсирующих устройств необходимой мощности (рисунок 2).

Как видно из рисунка 2, напряжения на шинах 10 кВ всех подстанций находятся в допустимых пределах. Но такой эффект был достигнут только при использовании КУ в совокупности с регулировкой РПН.

Рисунок 2 - Отклонения напряжений на шинах НН при совместном использовании КУ и РПН

DOI:10.23670/IRJ.2022.124.81.4

В программном комплексе RastrWin разработана модель участка замкнутой сети напряжением 35 кВ. Представлены результаты моделирования одного из ремонтных режимов данного участка сети.

Проведена оценка ремонтного режима в действующей сети в сравнении с вариантом увеличения сечения проводов и вариантом установки КУ.

Сравнение результатов моделирования показало, что увеличение сечения проводов не позволит обеспечить требуемое качество напряжения.

Оптимизация мощностей и мест установки КУ, была выполнена градиентным методом. Установка КУ позволит обеспечить отклонение напряжения на шинах 10 кВ подстанций в диапазоне 10%.