Создание модели сети 110 кВ в программном комплексе RASTR

Массовое развитие на предприятии  происходит в 1990-е годы. За счет капитального ремонта и реконструкций великоустюгские  энергетики обновляли по 5 % (250-300 км) распределительных сетей в год. В эти годы происходит строительство подстанций: Вострое, Полдарса, Дымково, Усть-Алексеево, Приводино. Только за 20 последних лет в ВУЭС было построено пять ПС-110 кВ, и несколько ПС-35 кВ. в 1990-е годы в массовом порядке на подстанциях внедряется телемеханизация.

На сегодняшний день ВУЭС обслуживают  сетевое хозяйство четырех крупных  административных районов на востоке  Вологодской области: Великоустюгского, Кичменгско-городецкого, Никольского и Нюксенского. 6300 км линий электропередачи всех классов напряжения, 34 трансформаторные ПС 35-110 кВ, около полутора тысяч трансформаторных ПС 6-10/0,4 кВ. В производственном отделении работают более 370 человек [1].

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

                 Рис.1.1 – Великоустюгские электрические  сети.

Но в ПО ВУЭС и проблемные места: большее число питающих линии электропередачи в ВУЭС сверхнормативной длинны, кроме того, по ним передается избыточная реактивная энергия из «Архэнерго» в «Костромаэнерго», этот неконтролируемый переток вызывает большие потери энергии.

Целью данной работы является изучение возможности оптимизации издержек в Великоустюгских электрических сетях, и главным образом оптимизации потерь электрической энергии.

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

1. ОСОБЕННОСТИ РАБОТЫ СЕТЕВОГО ПРЕДПРИЯТИЯ В УСЛОВИЯХ ПОСТОЯННОГО ИЗМЕНЕНИЯ ПОТОКОВ

Восточные районы области  до февраля 2010 не располагали собственной  генерацией. Электроэнергия передавалась из сетей:

- ФСК (подстанции «Сокол - 220/110 кВ» и «Заовражье - 220/110 кВ»);

- «Архэнерго» (подстанции  «Вельск - 220/110 кВ» и «Заячерецкая -110 кВ»);

- «Костромаэнерго» (подстанции  «Павино - 110 кВ»).

Перечисленные подстанции связаны  воздушными линиями напряжением 110 кВ сверхнормативной длины и в  нормальном режиме работают параллельно.  Эти особенности обуславливают:

- значительный транзит  электроэнергии;

- встречные потоки активной  и реактивной энергии;

- большие потери электроэнергии  при передаче;

- зависимость потоков  от изменения режима напряжения  и потребления в смежных РСК;

- значительную зависимость  уровня напряжения от аварийных  ситуаций в смежных системах.

Объемы приема электроэнергии в производственное отделение ВУЭС от разных источников по годам изменялись; в связи с пуском ПС «Звезда -500/110» в «Костромаэнерго» стал значимым прием с ПС «Павино-110 кВ»; в связи с пуском Красавинской ГТ ТЭЦ стал отрицательным прием с ПС «Павино- 110 кВ» [2]

В рабочее время суток  поток активной энергии из «Архэнерго»  ограничен, а поток реактивной возрастает (см рис. 1.2). Вследствие дефицита мощности в «Архэнерго» электроэнергия поступает по очень длинным связям (из Сокола – 484,1 км ЛЭП - 110 кВ) и слабым по сечению проводов (ЛЭП-110 кВ Павино-Никольск), длиной 295,9 км. Ненормально, когда потоки энергии в течение суток меняют направление по длине ЛЭП-110 кВ более 295 км, достигая приемом с ПС «Павино» шин ПС «Заовражье» и обратно из Заовражья достигая шин ПС «Павино».

Управлять этими потоками в рамках области невозможно, так  как до 2010 года не было собственной  генерации, а источники энергии  находятся далеко, в том числе  за границами области.

Кроме того, по длинным ЛЭП - 110 кВ «Вологдаэнерго» передается избыточная реактивная энергия из «Архэнерго» в «Костромаэнерго», управлять которой в рамках области также невозможно.

Другими словами можно  сказать, что система электроснабжения восточных районов области и  режим ее работы очень далека от оптимальной.

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

Рис. 1.2. –Среднесуточный  график приема активной и реактивной энергии с ПС «Заовражье».

Параллельный режим работы сетей сказывается негативно  наличием больших встречных потоков. На рис. 1.3 приведен график встречных потоков электроэнергии по подстанции Дымково за 2010 год, а на рис. 1.4 перетоки в марте с ПС Заовражье на ПС Павино при пуске нового блока на ТЦ ОАО «Монди СЛПК» мощностью 87,7 МВт и повышению выдачи мощности Печорской ГРЭС в «Комиэнерго».

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

Рис. 1.3. –График встречных потоков  электроэнергии по подстанции «Дымково»  за 2010г.

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

Рис. 1.3. –График перетоков  с ПС «Заовражье» на ПС «Павино» при пуске нового блока на ТЦ ОАО «Монди СЛПК».

На приведенном графике (рис. 1.3) видно, что избыточная мощность из сетей МЭС Северо-Запада «протыкает» сети «Вологдаэнерго» длиной 300 км до «Костромаэнерго». При этом «Вологдаэнерго» имеет неоправданные издержки по оплате электроэнергии по тарифам МЭС Северо - Запада  и оплате транзитных потерь [2].

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

2. ОПРЕДЕЛЕНИЕ ПОТЕРЬ В ЛИНИЯХ ЭЛЕКТРОПЕРЕДАЧ УЧЕТНЫМ МЕТОДОМ И ОЦЕНКА ПОГРЕШНОСТИ

Расчет потерь энергии в линиях электропередачи производится по формуле:

                                            ,                                          (2.1)

где ΔW – потери энергии в ЛЭП;

        I_СР – средний ток,

        R₀ – удельное сопротивление,

         l - длинна ЛЭП,

        К_Ф – коэффициент графика нагрузки,

        Т_ПЕР – время периода.

Но в условиях постоянно  меняющихся направлений потоков энергии сложно определить I_СР и К_Ф. В этих условиях наиболее точно определять потери можно учетным способом: как разница между приемом энергии в сеть и потреблением подстанции по данным полученные из системы АИИС КУЭ. В таблице 2.1 представлены данные по рассчитанными учетным потерям.

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

                                                                                                                                      Таблица 2.1

Учетные потери в линиях 110кВ

Год	Месяц	ВУЭС			Год	Месяц	ВУЭС
		Учетные потери из Энфорса	Расчетные  в линиях 110 КВ из РАП	Учетные- Расчетные			Учетные потери из Энфорса	Расчетные  в линиях 110 КВ из РАП	Учетные- Расчетные
-	-	кВт час	кВт час	кВт час	-	-	кВт час	кВт час	кВт час
2010	1	2649478	3082000	-432522	2011	1	1337458	1132810	204648
2010	2	1547 897	1409000	138897	2011	2	941491	1065250	-123759
2010	3	1823326	1503000	320326	2011	3	1760897	1481340	279557
2010	4	758414	320000	438414	2011	4	1465854	1444080	21774
2010	5	714353	510000	204353	2011	5	1542562	1223910	318 652
2010	6	698513	354000	344513	2011	6	1551474	1380530	170944
2010	7	888435	940000	-51565	2011	7	947927	852300	95627
2010	8	663057	403000	260057	2011	8	751593	699150	52443
2010	9	853929	571000	282929	2011	9	-	-	-
2010	10	1051200	858000	193200	2011	10	-	-	-
2010	11	1098496	1182460	-83964	2011	11	-	-	-
2010	12	2055836	2411240	-355404	2011	12	-	-	-
2010	Σ	14802934	13543700	1259234	2011	Σ	10299256	9279370	1019886

 

О погрешности вычисления потерь можно судить по разнице между  учетным потерями и рассчитанными.

 

 

 

 

 

 

 

 

3. АНАЛИЗ РЕЖИМОВ РАБОТЫ СЕТИ

Для определения передачи оптимальных потоков по ЛЭП-110 кВ производственного отделения «Великоустюгские электрические сети» (ПО ВУЭС) по критерию минимизации потерь я пользовался программным комплексом RastrWin, предназначенным для решения задач по расчету, анализу и оптимизации режимов электрических сетей и систем [3].

В программном комплексе  создана модель электрических сетей  напряжением 110 кВ. Для исследования потоков энергии, уровней напряжения и потерь мощности мной были промоделированы следующие режимы при максимальной и минимальной нагрузке:

А) Текущий режим работы сетей ВУЭС;

Б) Отключения ПО ВУЭС от сетей «Архэнерго»;

В) Режим сетей ПО ВУЭС, с отключенной подстанцией «Заовражье», балансирующий узел – подстанция «Павино»;

Г) Режим сетей ПО ВУЭС, с отключенной подстанцией «Заовражье», балансирующий узел – подстанция «Тарнога»;

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

Рис. 3.1 – График приема, отдачи и потребления электроэнергии ВУЭС за 16.06.2010

3.1.  Моделирование  текущего режима ПО ВУЭС с максимальными нагрузками

Описание модели (энергия задана в МВт, Мвар):

- Подстанция «Заовражье»  включена, поток электроэнергии 12,1+j32,2;

-Балансирующий узел - подстанция  «Павино»;

-Поток электроэнергии  с подстанции «Тарнога» 12-j0,5;

-Изменение генерации на ГТ ТЭЦ «Красавино».

Результаты расчета приведены  в таблице 3.1., а на рис. 3.2 приведена зависимость изменения мощности генерации на изменение потерь мощности в ЛЭП-110 кВ ПО ВУЭС.

                                                                                                                        Таблица 3.1

Суммарные потери энергии  в ЛЭП 110 кВ ВУЭС при различной  генерации на ГТ ТЭЦ «Красавино»

Генерация ГТ ТЭЦ «Красавино», МВт	Суммарные потери активной мощности, МВА	Суммарные потери реактивной мощности, Мвар
34	6,59	8,15
36	6,53	8,09
38	6,66	8,22
40	6,91	8,52
42	6,96	8,6
44	7,18	8,82
46	7,38	9,04
48	7,63	9,35
50	7,89	9,66
52	8,15	10
54	8,47	10,38
56	8,81	10,79

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

          Рис. 3.2 – Зависимость потерь мощности от генерации на ГТ ТЭЦ «Красавино»

3.2.  Моделирование  отключения ПО ВУЭС от сетей «Архэнерго»

В связи с выводом 30-31 марта 2012 года в ремонт ЛЭП 220 кВ «Вологда-Харовск» РДУ МЭС «Северо-Запада» и РДУ Вологодской энергосистемы согласовали отключение сетей 110 кВ Филиала «Вологдаэнерго» от подстанций: «Вельск», «Заячерецкая» и «Заовражье». Этот режим позволил уточнить параметры модели и приблизить их к практике. На рис. 3.3. приведено изменение потоков энергии, зафиксированное системой АИИСКУЭ, а в таблице приведены напряжения на шинах подстанций, зафиксированные оперативно-информационным комплексом (ОИК) во время отключения.

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

Рис. 3.3 –График потоков энергии в ЛЭП 110 кВ ПО ВУЭС при отключении от сетей «Архэнерго»

В таблице 3.2 приведены напряжения на шинах подстанций, зафиксированные оперативно-информационным комплексом (ОИК) во время отключения , в таблице . 3.3 приведены результаты расчета.                                                                                                                       

                                                                                                                       

 

 

 

 

 

 

 

 

 

                                                                                                                          Таблица 3.2

Напряжения на шинах подстанций, зафиксированные оперативно-информационным комплексом (ОИК) во время отключения

Дата	Время	ПС «Великий Устюг» 1 с.ш., кВ	ПС «Великий Устюг» 2 с.ш., кВ	«Красавино» ВЛ 110 кВ на ПС «Великий Устюг» 1 с.ш., кВ	«Красавино» ВЛ 110 кВ на ПС «Великий Устюг» 2 с.ш., кВ
30.03.2012	7:26	111,24	110,82	110,88	112,20
30.03.2012	7:28	101,75	101,47	102,30	102,41
30.03.2012	7:30	98,86	98,59	98,23	99,22
30.03.2012	7:32	98,72	98,45	98,34	99,11
30.03.2012	8:08	94,74	94,46	94,71	95,70
30.03.2012	8:10	93,78	93,50	93,61	94,49
30.03.2012	8:12	93,50	93,09	92,84	93,94
30.03.2012	8:14	92,54	92,40	92,62	93,39
31.03.2012	12:58	114,81	114,40	114,84	116,05
31.03.2012	13:00	114,54	114,40	114,84	116,05
31.03.2012	13:02	114,40	114,13	114,84	115,83
31.03.2012	13:04	114,40	113,85	114,51	115,61