Методическое пособие 816

ФГБОУ ВО «Воронежский государственный технический университет»

В.Н. Крысанов

АППАРАТНО-ПРОГРАММНОЕ УПРАВЛЕНИЕ РЕЖИМАМИ УЗЛОВ НАГРУЗКИ РЕГИОНАЛЬНЫХ СЕТЕЙ ЭЛЕКТРОСНАБЖЕНИЯ С ПОМОЩЬЮ СТАТИЧЕСКИХ УСТРОЙСТВ

Воронеж 2017

1

УДК 62-83-52(075), 621.314 2 38 Аппаратно-программное управление режимами узлов

нагрузки региональных сетей электроснабжения с помощью статических устройств: монография / В.Н. Крысанов. − Воронеж: ФГБОУ ВО «Воронежский государственный технический университет», 2017. 244 с.

ISBN 978-5-7731-0521-3

Данная монография освещает вопросы аппаратнопрограммного управления режимами узлов нагрузки региональных сетей электроснабжения с помощью статических устройств в свете концепции Smart Grid.

В ней приводится описание распределенных региональных сетей электроснабжения и их АСУЭ; принципов АСУ узлов нагрузки; методов оптимизации управления режимами распределительных сетей.

Материалы монографии существенно дополняют программы учебных курсов для таких дисциплин как: «Общая энергетика», «Преобразовательная техника в современных технологиях», «Электропривод», «Электроснабжение» и предназначены для научных работников, инженеров, преподавателей, аспирантов, магистрантов и студентов очной и заочной форм обучения по направлению «Электроэнергетика и электротехника».

Табл. 17. Ил.92. Библиогр.: 137 назв.

Рецензенты: кафедра электроэнергетики МИКТ, заведующий кафедрой к.т.н., профессор А.Н. Анненков; д-р техн. наук, проф. В.М. Питолин.

ISBN 978-5-7731-0521-3

© Крысанов В.Н., 2017 © Оформление. ФГБОУВО

«Воронежский государственный технический университет»,2017

2

ВВЕДЕНИЕ

На современном этапе развития нашей страны одной из важнейших задач ее успешного развития является максимально возможная экономия и рациональное использование всех видов ресурсов. В связи с чем, отечественной электроэнергетики предстоит

вближайшее время решать многие задачи, в т.ч.:

-оптимизация стоимости электроэнергии;

-значительное повышение эффективности функционирования сетевого хозяйства в электроэнергетике, существенное снижение потерь в сетях;

-повышение качества и надежности функционирования отрасли на основе передовых аппаратных и программных технических средств.

Считается, что для решения этих задач необходимо максимально полно использовать методологию концепции Smart Grid (создание «интеллектуальной сети» активно – адаптивных систем управления передачей и распределением электроэнергии).

К основным функциям «интеллектуальной сети» в области энергетики, можно отнести: гибкость, доступность, надёжность, экономичность.

В соответствии с Руководящими указаниями Министерства Энергетики РФ, концепции Smart Grid присущи следующие признаки [5]:

•насыщенность сети активными элементами, позволяющими изменять топологические параметры сети;

•большое количество датчиков, измеряющих текущие режимные параметры для оценки состояния сети в различных режимах работы энергосистемы;

•система сбора и обработки данных (программно-аппаратные комплексы), а также средства управления активными элементами сети и электроустановками потребителей;

•наличие необходимых исполнительных органов и механизмов, позволяющих в режиме реального времени изменять топологические параметры сети, а также взаимодействовать со смежными энергетическими объектами;

•средства автоматической оценки текущей ситуации и построения прогнозов работы сети;

3

• высокое быстродействие управляющей системы и информационного обмена.

Отметим, что системы передачи и распределения электроэнергии можно условно разделить на системообразующие и распределительные электрические сети. К системообразующим относят электрические сети (на напряжения 330, 500, 750 и 1150 кВ), которые объединяют электрические станции и крупные узлы нагрузки. Они предназначены для передачи больших потоков мощности и выполняют функции формирования энергосистемы как единого объекта. Назначение распределительных сетей — передача электроэнергии от подстанций системообразующей сети к центрам питания сетей городов, промышленных предприятий и сельской местности. К первой ступени распределительных сетей относятся сети напряжением 220, 110 и 35 кВ, а ко второй — сети 20,10 и 6 кВ.

Отметим, что основные теоретические и практические вопросы использования программноаппаратного обеспечения систем управления режимами электроэнергетических систем на базе концепции Smart Grid и технологии FACTS были подробно освещены в /моно2/ для системообразующих и распределительных электрических сетей первой ступени.

Поэтому, в данной монографии будут рассмотрены основные аппаратные и программные средства реализации данной концепции на основе многофункциональных статических устройств регулирования напряжения и реактивной для распределительных электрических сетей второй ступени.

4

Глава 1. РАСПРЕДЕЛИТЕЛЬНЫЕ СЕТИ ЭЛЕКТРОСНАБЖЕНИЯ

Принятая в 2012 году ОАО «ФСК ЕЭС» Концепция интеллектуальной электроэнергетической системы (ЭЭС) России с активно-адаптивной сетью (ИЭС ААС) предусматривает существенное развитие и интеллектуализацию распределительного электросетевого комплекса, как очень важной составляющей ЭЭС в целом. К сожалению, вопросам интеллектуализации распределительных электрических сетей среднего напряжения (6-35 кВ), уделяется сейчас недостаточное внимания.

И это при том, что электросетевой комплекс (распределительные, региональные сети электроснабжения) являются основой экономического развития и благополучия нашей страны. Развитие крупных городов, мощных (по фактору энергопотребления) промышленных предприятий, увеличение плотности электрических нагрузок ставят перед электросетевыми компаниями новую задачу надежного и эффективного транспортирования и распределения электроэнергии.

Сети энергоснабжения этих объектов составляют львиную долю всех распределительных сетей (за исключением 0,4 кВ) и являются наиболее приближенными к непосредственным потребителям. Отсутствие системного характера и единой концепции построения региональных сетей ведет к неупорядоченному их развитию, увеличению потерь мощности и трудностям эксплуатации и управления, нарастающим с каждым годом. Кроме того, проблема ограничения токов короткого замыкания (ТКЗ) приобретает все большее значение из-за больших размеров и разветвленности сетей. Это вызывает снижение эксплуатационной надежности всех элементов электрической системы и требуют дорогостоящих мероприятий по их ограничению.

На сегодняшнее время большинство действующих региональных систем электроснабжения являются иерархичными и не способны к быстрому реагированию на внешние возмущения. Современные тенденции и новые технические решения в области многофункциональных цифровых систем, введение стандарта МЭК 61850, развитие коммуникационной инфраструктуры ЭЭС дают возможность задуматься над созданием «динамичных», способных адаптироваться к режимам и возмущениям систем. Однако

5

реализовать адаптивную сеть, способную оптимизировать потери мощности и загрузку источников питания в условиях сложившейся за много лет существующей сетевой инфраструктуры очень сложно.

Для решения данной задачи необходимо понимание структуры и всех факторов, влияющих на распределенные региональные сети электроснабжения, как на составную часть ЭЭС в целом.

ЭЭС, в наиболее обобщённом смысле, представляет собой единство совместно работающих электростанций, электрических сетей и приёмников электрической энергии, сосредоточенных в определённых географических границах и в рамках единого диспетчерского управления. По размерам (число объектов, географическая протяжённость) принято классифицировать [1] ЭЭС на: региональные (крупные города, области), системы страны (совокупность региональных структур - единая электроэнергетическая система - ЕЭС), объединение нескольких стран.

1.1. Общая характеристика распределительных электрических сетей России

Сельские электрические сети

Общая протяженность электрических сетей напряжением 0,4–110 кВ сельских территорий России составляет около 2,3 млн км, в том числе линии напряжением [2]:

0,4 кВ – 880 тыс. км 6–10 кВ – 1150 тыс. км 35 кВ – 160 тыс. км 110 кВ – 110 тыс. км

В сетях установлено 513 тыс. трансформаторных подстанций 6–35/0,4 кВ общей мощностью около 90 млн кВА.

Городские электрические сети

Общая протяженность городских электрических сетей напряжением 0,4–10 кВ составляет 0,9 млн км, в том числе:

кабельные линии 0,4 кВ – 55 тыс. км воздушные линии 0,4 кВ – 385 тыс. км кабельные линии 10 кВ – 160 тыс. км воздушные линии 10 кВ – 90 тыс. км

6

воздушные линии наружного освещения – 190 тыс. км воздушные линии наружного освещения – 20 тыс. км В сетях установлено около 290 тыс. трансформаторных

подстанций 6–10 кВ мощностью 100–630 кВА.

Техническое состояние распределительных электрических сетей, средств и систем управления ими

Оборудование электрических сетей

Около 30–35 % воздушных линий и трансформаторных подстанций отработали свой нормативный срок. К 2010 году эта величина достигнет 40 %, если темпы реконструкции и технического перевооружения электрических сетей останутся прежними.

Средняя продолжительность отключений потребителей составляет 70–100 ч в год. В промышленно развитых странах статистически определено как «хорошее» состояние электроснабжения, когда для сети среднего напряжения в течение года общая продолжительность перерывов находится в пределах 15– 60 мин в год. В сетях низкого напряжения эти цифры несколько выше.

Среднее число повреждений, вызывающих отключение высоковольтных линий напряжением до 35 кВ, составляет 170–350 на 100 км линии в год, из них неустойчивых, переходящих в однофазные, – 72 %.

Релейная защита и автоматика

Из находящихся в эксплуатации в настоящее время в распределительных сетях России около 1200 тыс. устройств релейной защиты и автоматики (РЗА) различных типов основную долю составляют электромеханические устройства, микроэлектронные или устройства с частичным использованием микроэлектроники.

При нормативном сроке службы устройств РЗА, равном 12 лет, около 50 % всех комплектов релейной защиты отработали свой нормативный срок службы.

Отставание уровня выпускаемой отечественной техники РЗА по сравнению с техникой РЗА ведущих зарубежных фирм производителей составляет 15–20 лет.

7

Как и прежде, свыше 40 % случаев неправильной работы устройств РЗА происходит из-за неудовлетворительного состояния устройств и ошибок персонала служб РЗА при их техническом обслуживании.

Основное препятствие широкой автоматизации электросетевых объектов – неготовность к этому первичного электротехнического оборудования.

Система сбора и передачи информации, информационно-

вычислительные комплексы

Более 95 % устройств телемеханики и комплектов датчиков находятся в работе более 10–20 лет. Средства и системы связи в основном являются аналоговыми, морально и физически устарели, не соответствуют необходимым требованиям по точности, достоверности, надежности и быстродействию.

В подавляющем большинстве диспетчерских пунктов районных электрических сетей (РЭС) и предприятий электрических сетей (ПЭС) технической основой автоматизированных систем управления являются персональные компьютеры, не соответствующие требованиям непрерывного технологического контроля и управления. Срок службы персональных компьютеров, работающих в непрерывном режиме, не превышает 5 лет, а срок их морального старения еще короче. Для автоматизированной системы диспетчерского управления (АСДУ) электрических сетей необходимо применение специальных компьютеров, надежно работающих в непрерывном режиме в комплекте со средствами управления технологическими процессами.

Требует повсеместного лицензирования применяемое в электрических сетях системное программное обеспечение Microsoft, ORACLE и др.

Прикладное (технологическое) программное обеспечение (SCADA-DMS) во многих электрических сетях также явно устарело, не удовлетворяет современным требованиям как по функциям, так и по объемам обрабатываемой информации.

Система регулирования напряжения

Средства регулирования напряжения под нагрузкой в центрах питания распределительных сетей и средства переключения без возбуждения (с отключением трансформатора) на трансформаторных

8

подстанциях 6–10 кВ практически не используются или используются эпизодически по мере жалоб потребителей на низкие уровни напряжения в часы максимальных нагрузок.

Результат – в отдельных электрически удаленных точках электрических сетей 0,38 кВ в сельской местности уровни напряжения составляют 150–160 В вместо 220 В.

Система учета электроэнергии

На подавляющем большинстве центров питания распределительных сетей (около 80 %) и около 90 % у бытовых потребителей установлены морально и физически устаревшие, часто с просроченными сроками поверки и службы индукционные или электронные счетчики первых поколений, обеспечивающие возможность только ручного съема показаний.

Результат – рост коммерческих потерь электроэнергии в электрических сетях. При общих потерях электроэнергии в электрических сетях России около 107 млрд кВт•ч в год, на распределительные сети 110 кВ и ниже приходится 85 млрд кВт•ч, из них коммерческие потери по минимальным оценкам составляют 30 млрд кВт•ч в год.

Если в конце 80-х годов ХХ века относительные потери электроэнергии в электрических сетях энергосистем не превышали 13–15 % от отпуска электроэнергии в сеть, то в настоящее время для отдельных энергосистем они достигли уровня 20–25 %, для отдельных ПЭС – 30–40 %, а для некоторых РЭС уже превышают 50 %.

В развитых европейских странах относительные потери электроэнергии в электрических сетях находятся на уровне 4–10 %: в США – около 9 %, Японии – 5 %.

1.2. Структура распределительных региональных сетей электроснабжения

Отметим основные особенности функционирования рассмотренных систем, важных для дальнейшего изложения материала:

– непрерывность процесса производства и потребления электроэнергии, определяемая необходимостью обеспечить в

9

каждый момент времени соблюдение балансов выработки и потребления активной и реактивной мощности;

–режимная взаимозависимость параллельно работающих электростанций и линий электропередачи, т.е. изменением нагрузки электростанций и перетоков мощности между ними при изменении мощности или отключении одной из электростанций;

–необходимость в различных условиях рассматривать компоненты ЭЭС как сосредоточенные и как распределённые объекты;

Принято выделять в составе ЭЭС три подсистемы, различаемые по отношению к процессам, протекающим в отрасли:

–генерации (объединение электростанции разных типов, производящих электрическую и тепловую энергию);

–транспорта электрической энергии (подстанции, линии передачи электрической энергии, системы управления и аварийной защиты);

–потребления (включающей в себя всех потребителей электрической энергии – электропривода, осветительная, отопительная и прочая нагрузка).

Все энергосистемы, в той или иной степени, представляют собой класс распределённых объектов управления. По этой причине ЭЭС требуют наличия специализированной системы управления, учитывающего особенности процессов, протекающих в них. При этом, подобная СУ должна обеспечивать технико-экономическую оптимизацию энергосистемы. Это достигается с помощью согласования режимов объектов генерации и передачи электроэнергии – с одной стороны и потребителей – с другой.

Таким образом для любого уровня ЭЭС необходимо наличие оперативного диспетчерского управления, организующего баланс выработанной и потреблённой электроэнергии в режиме реального времени. Основным диспетчерским органом, отвечающим за управление как региональных, так и ЕЭС в России является системный оператор (СО) и его подразделения – региональные диспетчерские управления (РДУ).

Рассмотрим подробнее структуру ЭЭС по рассматриваемым в данной работе двум подсистемам (региональные сети электроснабжения реализуют как транспортную, так и распределительную функцию передачи электроэнергии) и их взаимосвязью с диспетчерским управлением, осуществляемым СО.

10