Особенности режимов распределительных электроэнергетических сетей Ирака

В результате военных действий энергетическая система и распределительные сети Республики Ирак существенно пострадали, а оставшиеся в работе сети значительно перегружены. Так, например, спрос электроэнергии в Ираке на 2018 г. составлял 18000 МВт, в то время как энергосистема вырабатывает 15500 МВт. Перегрузка распределительных сетей приводит к множеству негативных явлений, таких так отклонение напряжения в узлах нагрузок, увеличение потерь мощности и электроэнергии; снижение срока службы электрооборудования распределительной сети [1-6].

Фрагмент распределительной сети напряжением 33 кВ с подстанциями 33/11 кВ представлен на рис. 1.

Распределительные сети Ирака включают в себя более 200 подстанций напряжением 132/33 кВ общей мощностью 27000 МВА и сети напряжением 33 кВ с большим количеством подстанций напряжением 33/11 кВ. Протяженность сетей напряжением 33 кВ составляет порядка 12000 км, а суммарная протяженность линий напряжением 11 кВ – 52000 км [7, 8].

Как следует из данных рис. 1, теплоэлектростанции являются источником электроэнергии для распределительных сетей 33 кВ, к которым подключены двухтрансформаторные подстанции напряжением 33/11 кВ. Они образуют узлы нагрузок, питающие города и промышленные объекты. Представленный фрагмент характерен для всей системы электроснабжения Ирака.

Для расчетов нормального режима работы распределительных сетей на основании рис. 1 составлена схема замещения.

Рис 1. Фрагмент распределительной сети напряжением 33/11 кВ системы электроснабжения Ирака

Fig. 1. Fragment of a 33/11 kV distribution network in Iraq

Расчет элементов схемы замещения произведен на основании следующих выражений [9, 10]: воздушная линия электропередач (ЛЭП):

R = R о • L / n ; X = X 0 • L / n ; B = n • B 0 • L , где L - длина линии, км; R и Х0 - удельные активное и реактивное сопротивления ЛЭП, соответственно, Ом/км; Bo - удельная проводимость ЛЭП, См/км; n — число цепей ЛЭП;

трансформатор:

R = A P K • U В_н ; X = u K • U 2_Н ; G = n -A P ^_; B = n Q

Т n • s2 ’ Т 1оо • n • sH’ T и2H ’ X и2H , Н                  Н          ВН            ВН где APK - активные потери мощности короткого замыкания, кВт; APX - активные потери мощности холостого хода, кВт; AQX - реактивные потери мощности холостого хода, квар; UBH - номинальное напряжение первичной обмотки, кВ; SH - номинальная мощность, кВА; ик - напряжение короткого замыкания, %; n – число параллельно работающих трансформаторов.

На рис. 2 представлена однолинейная схема замещения распределительной сети Ирака 33/11 кВ.

Расчет режимов распределительной сети произведен с помощью программного комплекса RastrWin3, который позволяет проводить не только расчет, но и анализ режимов работы сетей различных уровней напряжения и конфигураций. Пользовательский интерфейс RastrWin3

Рис. 2. Однолинейная схема замещения распределительной сети напряжением 33/11 кВ

Fig. 2. The single line equivalent circuit of а 33/11 kV distribution network представляет из себя табличный процессор, поддерживающий возможность ввода, группового или одиночного редактирования данных, сортировку, а также графические средства анализа результатов расчета [11].

Исходными данными для расчетов режимов в программном комплексе RastrWin3 являются: топология схемы (направленный граф); параметры ветвей и трансформаторов схемы замещения; мощности в узлах нагрузок; номинальное напряжение источника энергии; коэффициенты трансформации. За базисный узел принимается нулевой узел на шинах генераторного напряжения.

Результаты расчета нормального и послеаварийного режима работы представлены в табл. 1. Аварийным режим работы – отключение одного из трансформаторов и включение секционного выключателя на шинах 11 кВ.

Как следует из данных табл. 1, в узлах 3-10 происходит значительное снижение напряжения, до 40 % от номинального, что подтверждает перегруженность распределительных сетей. Потери мощности в ветвях электроэнергетической системы достигают 20 % от потребляемой электроэнергии. Это также связано со значительной перегрузкой электроэнергетической системы. Расчеты показали, что необходимо принятие дополнительных технических решений по снижению потерь мощности в распределительных сетях путем повышения пропускной способности или использования распределенной генерации.

На рис. 3 представлена классификация технических мероприятий, повышающих уровень напряжения в узлах нагрузок и снижающих потери мощности [12-18].

Таблица 1. Результаты расчета нормального и послеаварийного режимов в распределительных сетях

Table 1. A results of the normal calculation and post-accident conditions in distribution networks

Параметры узлов
№ узла		Нормальный				Послеаварийный					Pр, МВт		Qр, Мвар
		U, кВ		δU, %		U, кВ			δU, %
2		10,20		7,30		8,34			24,16		–		–
2’		10,28		6,35		–			–		–		–
3		9,52		13,41		7,49			31,93		1,17		0,53
4		9,31		15,39		7,19			31,65		1,43		0,59
5		8,77		20,32		6,38			42,04		1,68		0,89
6		9,36		14,94		7,26			34,00		1,92		0,93
7		9,22		16,23		6,91			37,14		1,59		0,62
8		9,29		15,55		7,03			36,04		1,32		0,72
9		9,37		14,79		7,15			35,00		1,72		0,76
10		9,39		14,63		7,18			34,76		1,84		0,86
Параметры ветвей
№ ветви	Нормальный							Послеаварийный
	ijначала , МВА		I, А		ΔP, кВт		δU, %	ijначала , МВА		I, А		ΔP, кВт		δU, %
0-1	21,4+14,3		426		832		6,27	23,2+21,4		553		1401		9,19
1-2	6,7+4,6		142		57		4,74	14,6+12,8		373		400		14,07
1-2’	7+4,4		147		61		4,85	–		–		–		–
2-3	1,2+0,6		78		60		6,11	1,3+0,7		99		96		7,77
2-4	1,5+0,7		96		99		8,08	1,6+0,8		123		163		10,49
2-5	1,9+1,2		125		199		13,01	2+1,4		170		366		17,88
2-6	2+1,1		132		125		7,63	2,1+1,2		168		205		9,84
2’-7	1,7+0,8		107		134		9,69	1,8+0,9		141		234		12,98
2’-8	1,4+0,9		93		103		9,01	1,5+1		122		176		11,90
2’-9	1,8+0,9		116		121		8,25	1,9+1		151		205		10,84
2’-10	2+1		125		127		8,09	2+1,2		162		214		10,60

Примечание: 2’ – номер узла, который в аварийном режиме при срабатывании секционного выключателя совмещается с узлом 2.

TECHNICAL MEASURES

Рис. 3. Технические мероприятия, повышающие уровень напряжения в узлах нагрузки и снижение потерь мощности в распределительных сетях

Fig. 3. Technical measures that increase the voltage in the load nodes and reduce power losses in the distribution networks

Применение батарей статических конденсаторов позволяет снизить перетоки реактивной мощности в сети, что приводит к уменьшению потерь активной энергии в сетях 11-33 кВ, а это в свою очередь дает возможность снизить загрузку ЛЭП и трансформаторов. Продольная компенсация используется для уменьшения реактивного сопротивления линии. Компенсация проводится последовательным включением в рассечку ЛЭП батареи конденсаторов. При такой компенсации батареи конденсаторов подключаются на шины 11 кВ параллельно нагрузке, что приводит к уменьшению потерь мощности и электроэнергии. Но уменьшение передаваемой реактивной мощности снижает потери энергии незначительно, так как активная передаваемая мощность не уменьшается.

Регулирование напряжения трансформатора при использовании устройства регулирования под нагрузкой (РПН) применяется для повышения напряжения с высокой стороны трансформатора, что увеличивает напряжение в узлах нагрузки, но не снижает значение передаваемых мощностей. Поэтому использование РПН снижает уровень потерь напряжения, но не приводит к разгрузке ЛЭП.

Статический тиристорный компенсатор представляет собой устройство для плавного регулирования реактивной мощности и удержания ее значения в заданных пределах. Его принцип работы основан на параллельном включении в сеть фильтрокомпенсирующих цепей, выполняющих функцию фильтров высших гармоник. Данное техническое решение оправданно при значительном преобладании нелинейных потребителей, но не влияет на значение передаваемой мощности.

С учетом климатических особенностей Ирака (протяженность распределительных сетей, удаленные труднодоступные районы с неразвитой инфраструктурой, высокая стоимость строительства дополнительных ЛЭП) наиболее целесообразным техническим решением по снижению загруженности распределительных сетей 33/11 кВ является применение распределенной генерации. Дополнительными факторами целесообразности использования распределенной генерации служит невысокая стоимость дизельного топлива и достаточно высокий уровень солнечного излучения. Зарубежный и российский опыт свидетельствует, что в качестве распределенной генерации нашли широкое применение фотодизельные электроэнергетические – 612 – системы [19, 20]. Пример использования таких систем показал, что они способны решать следующие задачи: снижать капитальные затраты на строительство новых ЛЭП и уменьшать финансовые риски, вводить дополнительные мощности взамен выбывающих, снижать затраты на потери мощности и электроэнергии в элементах распределительных сетей [21, 22].

Существуют различные схемы подключения распределенной генерации. На рис. 4. представлены схемы подключения фотоэлектрических панелей (ФП) и дизельной электростанции (ДЭС) к системе электроснабжения [23, 24]: раздельная работа ДЭС и ФП с накопителем электроэнергии (НЭ), подключенных через батарейный инвертор (рис. 4а); подключение через сетевой инвертор ФП параллельно с локальной электрической сетью, образованной ДЭС (рис. 4б); раздельная и совместная работа ФП и ДЭС с использованием НЭ и гибридного инвертора (рис. 4в).

В качестве примера использования распределенной генерации рассмотрен узел 2. Дефицит активной мощности для данного узла составил 2000 кВт. Принимаем к установке дизель-электростанцию Marelli MJB 400-LB4 мощностью 1500 кВт и фото панели Yingli Solar Panda YL275C-30b суммарной мощностью 500 кВт [25]. В программе RastrWin3 произведен расчет режимов на основании схемы замещения (рис. 2) с учетом установленной распределенной генерации.

Результаты расчета нормального и послеаварийного режима работы с использованием распределенной генерации представлены в табл. 2.

Сравнительный анализ результатов расчета, представленных в табл. 1 и 2, показал, что применение распределенной генерации в узле 2 снизило потери напряжения в узлах нагрузки, следующих за вторым узлом, более чем на 10 %. При этом ток и потери мощности в распределительной сети напряжением 33 кВ уменьшились примерно на 40 %.

Выводы

• 1.    Расчет нормального и послеаварийного режимов работы распределительных сетей Ирака напряжением 33/11 кВ показал, что сети перегружены и в связи с этим потери на-

• Рис. 4. Схемы подключения фотодизельных электростанций

• 2.    Анализ технических мероприятий, повышающих уровень напряжения в узлах нагрузки и снижающих потери мощности в распределительных сетях, показал, что с учетом климатических особенностей Ирака и стоимости дизельного топлива наиболее рациональным вариантом снижения потерь мощности и напряжения является использование распределенной генерации, включающей в себя дизельные электростанции и фотоэлементы.

Fig. 4. Connection schemes of the photo-diesel powerhouses; PP –photovoltaic panels; DPS – diesel power station; PS – power storage; BI – battery inverter; ENI – electric network inverter

Таблица 2 Результаты расчета нормального и послеаварийного режимов в распределительных сетях с использованием распределенной генерации

Table 2. A results of the normal calculation and post-accident modes in the distribution networks with using distributed generation

Параметры узлов с использованием распределенной генерации № узла Нормальный Послеаварийный Pр, МВт Qр, Мвар U, кВ δU, % U, кВ δU, % 2 11,16 1,46 9,58 12,87 – – 2’ 11,26 2,35 – – – – 3 10,56 4,01 8,86 19,43 1,17 0,53 4 10,37 5,74 8,62 21,59 1,43 0,59 5 9,90 9,99 8,02 27,09 1,68 0,89 6 10,41 5,36 8,68 21,10 1,92 0,93 7 10,31 6,28 8,42 23,50 1,59 0,62 8 10,37 5,71 8,50 22,72 1,32 0,72 9 10,45 5,03 8,59 21,87 1,72 0,76 10 10,46 4,90 8,61 21,69 1,84 0,86 Параметры ветвей с использованием распределенной генерации № ветви Нормальный Послеаварийный ijначала, МВА I, А ΔP, кВт δU, % ijначала, МВА I, А ΔP, кВт δU, % 0-1 12,3-0,3 205 192 1,46 17,2+8,5 336 517 4,74 1-2 4,6+0,7 79 18 0,94 11,9+6,6 250 0,179 7,18 1-2’ 4,9+0,8 83 20 1,01 – – – – 2-3 1,2+0,6 70 49 5,50 1,2+0,6 84 70 6,56 2-4 1,5+0,7 86 80 7,24 1,5+0,8 103 115 8,72 2-5 1,8+1,1 111 156 11,48 1,9+1,2 137 236 14,22 2-6 2+1,1 118 101 6,85 2,1+1,1 142 145 8,23 2’-7 1,7+0,8 96 107 8,63 1,7+0,8 117 160 10,63 2’-8 1,4+0,8 84 82 8,06 1,4+0,9 102 122 9,85 2’-9 1,8+0,9 104 98 7,39 1,9+1 126 144 9,00 2’-10 1,9+1 112 102 7,25 2+1,1 136 150 8,82 пряжения и мощности в узлах и ветвях достигают предельных величин. Так, например, потери напряжения между узлами 2-5 составляют δU = 20,3 %, а потери мощности в ветви – ΔP = 199 кВт, что свидетельствует о перегрузке распределительных сетей и необходимости принятия соответствующих технических решений по изысканию резервных мощностей.