Разработка усовершенствованной методики выбора параметров и мест размещения систем накопления электроэнергии в распределительных электрических сетях

Целесообразность применения систем накопления электроэнергии (СНЭ) значительно увеличилась с ростом уровня использования систем распределенной генерации (СРГ) на базе нетрадиционных и возобновляемых источников энергии (НВИЭ), выдаваемая мощность которых трудно прогнозируема и может значительно изменяться в течение суток [1–3].

Однако в настоящее время недостаточно изучен вопрос о самостоятельном применении СНЭ в качестве дополнительного «активного» элемента распределительных электрических сетей [4].

Под активностью распределительной электрической сети понимается применение интеллектуальных методов управления распределенными источниками энергии или нагрузкой и использование автоматизированных многофункциональных устройств, выполняющих изменение конфигурации и/или параметров сети посредством генерации требуемых управляющих воздействий в каждой конкретной ситуации [5–8].

Дополнительно стоит отметить, что СНЭ рассматривается как многофункциональное устройст- во, включающее в свой состав следующее компоненты [4, 9]: полупроводниковый преобразователь, который может работать в режиме выпрямления (при заряде аккумуляторной батареи (АБ)) или в режиме инвертирования, преобразуя постоянное напряжение от АБ в переменное напряжение 50 Гц; накопительную систему, которая может быть реализована на базе долговременных (электрохимических) накопительных систем – аккумуляторов и/или кратковременных (электромагнитных) накопительных систем – батарей ионисторов; автоматизированную систему управления, функционал которой зависит от решаемых задач.

Выбор СНЭ главным образом основан на определении двух параметров: мощности и емкости накопителя [10].

Перечень функциональных возможностей СНЭ позволяет полностью решить значительное количество известных проблем, существующих в настоящий момент в распределительных сетях. Наибольший интерес представляют следующие функции СНЭ [11, 12]:

• •    управление перетоком мощности: изменение направления перетока мощности, уменьшение

потерь электроэнергии, сглаживание пикового потребления;

• •    регулирование напряжения: стабилизация уровней напряжений в конце сильно загруженного фидера, поддержание заданного коэффициента мощности, ликвидация ограничений на режимы работы СРГ, устранение необходимости выполнения операций устройствами регулирования напряжения трансформаторов, обеспечение заданных пределов по некоторым показателям качества электроэнергии.

Анализ российских научно-технических журналов, посвященных вопросам обзора функциональных возможностей и практического применения СНЭ, показал отсутствие методик обоснованного выбора параметров и мест установки СНЭ в распределительных сетях [10, 13–16]. Так, например, в работе [16] авторами предложена методика выбора параметров накопителя энергии для оптимизации системы электроснабжения предприятия по экономическим параметрам. Однако авторами не учитываются фактическая загрузка сетевого электрооборудования и потери энергии в СНЭ. Кроме этого, отсутствует обоснование принятого показателя эффективности – экономии электрической энергии. Очевидно, что разница тарифов на электроэнергию для потребителей в течение суток не покроет капитальные вложения на установку дорогостоящей СНЭ. Вопрос выбора места установки СНЭ при этом не рассматривается.

В зарубежных научных изданиях представлено большое количество работ, посвященных задаче выбора оптимальных параметров и мест размещения СНЭ в распределительных сетях с СРГ на базе НВИЭ. В большинстве случаев данная задача сводится к задаче нелинейного математического программирования и решается с применением ме-таэвристических методов оптимизации.

Аргументами целевой функции в указанных работах, как правило, являются максимизация использования энергии от НВИЭ, минимизация капитальных вложений на установку СНЭ, максимизация надежности электроснабжения и минимизация потерь электроэнергии [17–21]. В некоторых работах решается задача многокритериальной оптимизации путем рассмотрения двух и более целевых функций одновременно [22, 23].

Данные о суточной активности первичных источников энергии, об использовании установленной мощности генераторных установок и данные о нагрузках в сети в указанных статьях задаются случайным образом. На основании этих данных, также случайном образом, генерируются множества сценариев размещения и параметров СНЭ. Корректность сформированных множеств емкости и мощности для каждой отдельной системы накопления определяется наличием граничных условий. Например, ограничением по глубине или мощности заряда/разряда накопителя. При этом анализ фактических суточных графиков нагрузок не производится.

Выбор оптимального места установки и параметров СНЭ с целью сглаживания пиков нагрузки и регулирования напряжения на основании анализа суточных графиков нагрузок, измеренных распределительной сетевой компанией, рассматривается в [23]. Место установки СНЭ в данной статье определяется минимизацией отклонения напряжения от номинального значения, минимизацией пикового значения мощности нагрузки и минимизацией затрат на СНЭ в год. Однако емкость накопительной системы определяется через коэффициенты пересчета мощности заряда/разряда в электроэнергию. Валидация результатов расчетов емкости фактическому потреблению электроэнергии при этом отсутствует.

Наиболее обоснованным представляется выбор мощности и емкости СНЭ на основе расчета фактических суточных графиков нагрузок.

Учитывая широкий перечень функциональных возможностей СНЭ, при выборе параметров и места размещения СНЭ необходимо учитывать и одновременно рассматривать набор из нескольких несоизмеримых, противоречивых целевых функций. Чтобы избежать решения задачи многокритериальной оптимизации, предлагается разделить данную задачу в соответствии с целями применения накопителей – для сглаживания пиков нагрузки и для регулирования напряжения в сети.

В качестве критериев оптимальности выбора параметров и мест размещения СНЭ может выступать значительное число факторов (аргументов целевой функции): схема сети, длина линий, сечения проводников, мощности трансформаторов, характеристики графиков нагрузки, режимные параметры сети и пр. Как было показано в [4], такие критерии оптимальности, как схема сети, длина линий, сечения проводников и мощности трансформаторов, пригодны при выполнении экономического обоснования установки СНЭ.

В рамках данной работы рассматриваются варианты выбора оптимальных параметров и места размещения СНЭ по критерию увеличения доступной мощности технологического присоединения и по критерию поддержания заданного напряжения в наиболее «проблемном» узле сети при применении СНЭ с целью сглаживания пиков нагрузки и регулирования напряжения соответственно.

Целью статьи является разработка усовершенствованной методики выбора параметров и мест размещения систем накопления электроэнергии в распределительных электрических сетях для сглаживания пиков нагрузки и регулирования напряжения на основе анализа суточных графиков нагрузок, учитывающей следующие критерии оптимальности: увеличение доступной мощности технологического присоединения и поддержание заданного напряжения в наиболее «проблемном»

узле сети. Для этого следует провести математич е ское описание методики выбора параметров и мест размещения СНЭ для сглаживания пиков нагрузки и регулирования напряжения, учитывающей кр и терии оптимальности. Обоснованность принятых критериев оптимальности необходимо подтве р дить практическими расчетами на математической модели участка электрической сети .

Теоретическая часть

В процессе разработки методики были ра с смотрены вопросы расчета параметров и выбора наиболее целесообразного места установки СНЭ для сглаживания пиков нагрузки и регулирования напряжения.

Сглаживание пиков нагрузки

За счет выравниван ия суточного графика электрических нагрузок в «пассивных» распред елительных сетях возможно, во - первых, снизить капитальные вложения на строительство новых и модернизацию существующих электросетевых объектов, загрузка которых превышает номинал ьное значение, во- вторых, увеличить количество электроэнергии АМ Т _П , которая может быть пер е дана нагрузке в течение суток. Последний эффект принято называть «высвобождение мощности те х нологического присоединения». Максимальное увеличение данного значения примем в кач естве критерия выбора места установки СНЭ.

Понятие «сглаживания пиков нагрузки» физически заключается в увеличении и поддержании на номинальном уровне суточной загрузки сетево- го электрооборудования. В период времени, когда трансформатор на ТП недогружен, есть возможность зарядить накопитель электроэнергией, подключенный на шинах 0,4 кВ ТП, с увеличением коэффициента загрузки трансформатора до единицы. Одновременно с этим в период времени пиковой нагрузки разряд СНЭ позволяет передать дополнительное количество электроэнергии в нагрузку.

Рассмотрим решение данной задачи на примере графика суточного потребления активной мощности, соответствующего максимальной нагрузке зимнего дня контрольного замера, заданного в относительных единицах, представленного на рис. 1.

Отметим, что все расчеты производятся в относительных единицах.

Количество электроэнергии, необходимой для покрытия пиковой части суточного графика нагрузки, обозначим как Е_пика; емкость накопительного элемента СНЭ обозначим как Е_СНЭ; коэффициент энергетической эффективности СНЭ, учитывающий потери в преобразовательной технике и накопительном элементе, обозначим как ^_СНЭ и примем равным 0,85; через Р_СНЭ обозначим мощность разряда СНЭ, соответствующую мощности инвертора; через Р_ном обозначим номинальную мощность трансформатора на трансформаторной подстанции (ТП), значению которой на рис. 1 соответствует линия 4; через Р_нг обозначим мощность нагрузки ТП, изменению которой на рис. 1 соответствуют линии 1–3; коэффициент загрузки

Время, ч

1----Кзагр=0,45 2----Кзагр=0,98 3.......Кзагр=1 4----Граница изменения состояния СНЭ

Рис. 1. Суточный график нагрузки трансформаторной подстанции в относительных единицах трансформатора ТП, равный отношению среднесуточного изменения нагрузки {Рнг.}—— к номинальной мощности трансформатора ТП Рном, обозначим как Кзагр = Е^-НгУРном; доступную мощность технологического присоединения без перегрузки в течение суток трансформатора ТП обозначим как Ртех.прис.

Дополнительно для графика нагрузки, представленного на рис. 1, можно выделить два ин-

Корректность выбора требуемой энергоемко-

сти определяется как

Д^ ТП = Е снэ - Е пика > 0.                (5)

Выполнение условия (5) подтверждает, что емкости СНЭ будет достаточно, чтобы покрыть пико- ( _п^Гзагр⁼⁰ ,9 ⁸^ вую нагрузку мощностью тах^Р^.     } __

.        fDГзагр=0,98 _ D 1

и продолжительностью t_m ax Е [Р нг        > Р ном }.

Далее требуется определить мощность СНЭ

тервала времени, соответствующих режимам заряда и разряда СНЭ. Режим заряда, определяющий емкость накопительного элемента в составе СНЭ, продолжается на интервале времени t min Е [Р -Г зар ^; < Р ном }- Режим разряда, определяющий ток разряда накопительного элемента и мощность преобразователя в составе СНЭ, продолжается на интервале t_max Е [РнУ 'гр ¹ > Р_ном}.

Кроме этого, приращение времени (переход от точки t0 к точке t1) с шагом в 1 ч обозначим ДР.

Как видно из исследуемого суточного графика нагрузок, коэффициент загрузки трансформатора для данной ТП в нормальном режиме составляет 0,45 (линия 1 на рис. 1).

Допуская, что прирост нагрузок со временем происходит равномерно, на первом этапе требует-

ся определить доступную мощность технологического присоединения при Кзагр = 0,45, которая

рассчитывается:

^ тех.прис   ^Рюм

—

^ Гзагр нг.

■ }

Таким образом было определено значение нагрузки, которую можно подключить к данной ТП без замены трансформатора до установки СНЭ.

Далее требуется определить емкости Е пика и

Е СНЭ . Очевидно, что при Х_загр = 1 количество электроэнергии, которую можно накопить (область заряда на рис. 1) и которую требуется отдать (область разряда на рис. 1), будут одинаковыми. Однако, учитывая энергетическую эффективность СНЭ, принятую равной 0,85, должно выполняться условие Е_пика< Е СНЭ . Было установлено, что дан

ное условие всегда выполняется при Хзагр = 0,98.

Тогда емкость, необходимая для покрытия пика суточного графика нагрузки для узла сети,

определяется как

Епика = ХУ (рГ7 р^'8 - Рном) ДР,(2)

t < t_m ax < Р.

Емкость накопителя СНЭ для узла электрической сети можно определить по формуле

Еснэ = V' . (Рном - Р.' р ' ) ДР,(3)

t < t_m in < Р.

Емкость, которую СНЭ может отдать для исследуемого графика нагрузки:

ЕСНЭ = еснэРснэ.

как

Р снэ   тахих ■    ' } _ - Р ном .      (6)

I 1 J 1=0,23

Уравнения (1)–(6) позволяют выбрать требуемые параметры СНЭ с целью эффективного сглаживания пиковой части графика нагрузки как для «пассивной» распределительной сети, так и при наличии источников распределенной генерации.

Наиболее целесообразно размещение СНЭ в узле электрической сети, где доступная мощность технологического присоединения в результате установки СНЭ максимально увеличилась ^Е тех.прис у > ^Е тех.прис . , ^ 1, ^,П. При этом целевую функцию выбора места в сети, где установка СНЭ для сглаживания пиков нагрузки наиболее целесообразна, можно записать в виде

^Е тех.прис ^ ^тах,                               (7)

где ^Е_тех . _прис . = ^-СНЭ ; п - количество узлов рас- ^—тех.прис.

сматриваемого участка сети.

Регулирование напряжения

Известно, что увеличение потребления реактивной мощности приводит к снижению пропускной способности сети и снижению уровней напряжений в узлах сети. С другой стороны, трудно прогнозируемая и значительно изменяющаяся в течение суток мощность от распределенной генерации на базе нетрадиционных источников энергии может приводить к увеличению напряжений в сети [24]. Кроме этого, значительная неравномерность графика нагрузки и наличие резкопеременной нагрузки приводит к медленным изменениям и колебаниям напряжения соответственно.

Традиционно задача регулирования напряжения в распределительных сетях решалась через распределение в сети оптимальной реактивной мощности по критерию минимизации потерь активной мощности [25].

Однако задачу выбора параметров и места размещения СНЭ в распределительной сети предлагается решить путем максимизации вклада поддержания заданного напряжения в наиболее «проблемном» узле сети на результирующие уровни напряжений во всей сети.

Компенсация реактивной мощности в распределительной сети оказывает слабый регулировочный эффект по напряжению ввиду низкого значения отношения X/R для линий данного класса напряжений [26]. Действительно, отношение X/R

для линий высших классов напряжений может быть в 5–8 раз больше, чем у ЛЭП низших классов, а у трансформаторов это соотношение еще больше [27].

Таким образом, применение СНЭ, способных снижать переток активной мощности в часы максимума нагрузки или генерации, позволяет уменьшать отклонения напряжений в узлах сети от номинальных значений за счет оказания соответ- ствующих положительных и отрицательных регулировочных воздействий.

Коэффициент поддержания заданного напряжения для i -го узла сети определяется как [22]

к   _____ (^ i ^ min )^(^ max Л .У^|р.| _____

.    (^HOM — ^min)^(^max—^HOM)^Zy-i|Pj| где Ut - действующее значение напряжения в i-м узле; ином - номинальное напряжение данного узла; Umin и Umax - нижний и верхний пределы изменения напряжения в рассматриваемом узле соответственно; Р[ - суммарная мощность нагрузки в данном i-м узле; Pj - мощность, протекающая на данном участке сети.

На основании анализа уравнения (8) можно сделать вывод, что к п . определяет не только изменение напряжения относительно номинального значения в i -м узле, но и показывает вклад изменения напряжения в наиболее нагруженном узле в общее искажение питающего напряжения.

В случае, если к п _i принимает отрицательное значение, значит напряжение в данном узле не соответствует заданным предельным значениям.

Таким образом, чем больше суммарное значение к п _ Х ” _—1 к п _i , где n - количество узлов рассматриваемого участка сети, тем ближе уровни напряжений во всей сети к своим номинальным значениям. Идеальное значение к п _ 1 соответствует равенству напряжений во всех узлах рассматриваемого участка сети номинальным значениям.

При выборе параметров и места размещения СНЭ с целью поддержания заданного напряжения в узле сети требуется в режиме максимальных нагрузок рассчитать значения к п . для всех узлов рассматриваемого участка сети. Наиболее эффективна установка СНЭ в узле сети j с наименьшим коэффициентом к п . <  к п . , i _ 1, ...,п. В результате установки СНЭ в данном узле суммарное значение к п будет максимально увеличено, что определяет максимальную эффективность от использования СНЭ в рамках данной задачи. Целевая функция для данного критерия выглядит следующим образом:

к п (Ю^^к п . ^ max. (9)

Мощность нагрузки (генерации) в -м узле сети, при которой напряжение в данном узле находится в допустимых пределах U_min< U j < U_max, обозначим как Р_нг . (Р_ген . ).

Мощность нагрузки в -м узле сети, при которой напряжение в данном узле меньше заданного минимального значения U j < U_min, обозначим как P_{HГ mаx} . Продолжительность наличия данной нагрузки составит t_max Е [U j < U_min}. Регулирующее воздействие от СНЭ в этом случае будем называть положительным.

Мощность генерации в -м узле сети, при которой напряжение в данном узле больше заданного максимального значения U j > U_max, обозначим как Р_ге н_тах . Продолжительность наличия данной генерации составит t_min Е [U j > U_max}. В данных условиях регулирующее воздействие от СНЭ будем называть отрицательным.

Дополнительно приращение времени (переход от точки t0 к точке t1) с шагом в 1 ч обозначим как ДГ, коэффициент энергетической эффективности СНЭ, учитывающий потери в преобразовательной технике и накопительном элементе, обозначим как рснэ-

Для случая положительного регулировочного воздействия требуемая емкость накопителя ^р СНЭ определяется продолжительностью максимума нагрузки в данном j -м узле:

^i-t ₁( ^PHrmax,i ^Р™.У^Т

^ снэ ^_

^ СНЭ

t 1 < ^ max < t₂.

Мощность положительного регулировочного воздействия от СНЭ Р СНЭ для данного j -го узла определяется, как

^Р Снэ ^{_ max}{^p нг mаxj }      ^{- Р} н . -          ⁽¹1)

1 — С 1 ,С 2

Аналогично для отрицательного регулировочного воздействия требуемая емкость накопителя определяется продолжительностью максимума генерации в j -м узле сети:

^РсЪ^_£ -— J^ax.. -^^^      (¹²)

t 1 < t min < t 2 -

Мощность отрицательного регулировочного воздействия от СНЭ для данного j -го узла определяется как

^Р Снэ ^_ max{^P геH mаxj L        ^Р н ^-        (¹³)

1 ^— Ь 1 ,Ь 2

Уравнения (8)–(13) позволяют выбрать параметры и наиболее целесообразное место размещения СНЭ с целью поддержания заданного напряжения в наиболее «проблемном» узле сети и улучшения уровней напряжений во всей сети.

Практическая часть

Для подтверждения обоснованности принятых критериев оптимальности по выбору параметров и мест размещения систем накопления электроэнергии в распределительных электрических сетях, в программном комплексе PSS SINCAL бы- ла разработана математическая модель участка электрической сети 10 кВ одной электросетевой компании города Москвы.

Известно, что отличительной особенностью распределительных сетей с кабельными линиями 6–10 кВ города Москва, является то, что данные сети имеют преимущественно магистральный принцип построения и выполняются по 2-лучевой и (или) петлевой схеме. Для исследования был выбран «луч» из 10 трансформаторных подстанций (ТП).

Расчетная схема исследуемого участка сети представлена на рис. 2.

Трансформаторные подстанции № 1 –№ 10 заданы узлами с симметричной трехфазной нагрузкой. Коэффициент загрузки трансформатора на данных ТП принят в соответствии с данными максимальной нагрузки зимнего дня контрольного замера. Данные о активной и реактивной нагрузке ТП выделены синим цветом на рис. 2. Расчетные значения линейных напряжений в относительных единицах на шинах высшего напряжения ТП №1 –№10 представлены под порядковым номером ТП. Значения перетока активной и реактивной мощности через кабельные линии (КЛ) и токовая загрузка в процентах от длительно допустимого значения расположены рядом со стрелками, указывающими направление перетока.

Сглаживание пиков нагрузки

Суточные графики нагрузок ТП исследуемого участка сети, полученные в зимний день контрольного замера, представлены на рис. 3 и 4.

Результаты расчетов согласно методике выбора параметров и места установки СНЭ в именованных единицах сведены в табл. 1. При переходе к именованным единицам в качестве базисной выбрана номинальная мощность трансформатора при cos^ = 1. В случае необходимости легко выполнить пересчет на другую базисную мощность, однако результирующее отношение ктех.прис изменится незначительно.

В результате анализа результатов расчетов можно сделать вывод, что наименьший технический эффект получается в результате установки СНЭ на ТП с низким значением загрузки трансформатора. Например, трансформаторы на подстанциях 3 и 5, с минимальным значением коэффициента загрузки, имеют большой запас по мощности технологического присоединения, которая для К_загр = 1 составляет 279,1 и 344 кВт соответственно, и установка СНЭ требуемой мощности 134 и 108 кВт незначительно увеличит доступную мощность технологического присоединения.

Значительное увеличение мощности технологического присоединения можно получить при установке СНЭ на ТП с большим значением коэффициента загрузки. Так, например, установка СНЭ на подстанциях 1 и 8 увеличит доступную мощность в 26,32 и 6,08 раза соответственно.

На подстанции 6 при К_загр = 0,9 большое пиковое значение нагрузки не допускает технологическое присоединение дополнительной нагрузки. Однако за счет установки СНЭ мощностью 67 кВт, которая в часы минимума способна выдать 800,1 кВт ⋅ ч, позволяет взамен сетевого строительства получить дополнительную мощность в размере 10 % от мощности трансформатора и предотвратить работу трансформатора с перегрузкой в течение суток.

Следовательно, установка СНЭ на ТП № 6 по критерию максимального увеличения доступной мощности технологического присоединения наиболее целесообразна.

-502,7 kW

-165,2 kvar

-293,3 kW

-96,4 kvar

1 сек 10 кВ РП-1

1,00 ри

5241,9 kW

1647.9 kvar

5,24 MW 1,65 Mvar 74,47 %

4.71 MW

1,47 Mvar 67,29 %

4,38 MW

1,36 Mvar 90,20 %

ТП №1

0,99 ри

ТП №2 0,98 ри

ТП №6

0,97 pu

ТП №7

0,96 pu

-269,3 kW

-88 5kvar

A

ТП №3 0,98 ри

-424.9 kW

-139,7 kvar

-227,4 kW

-74.8 kvar

4,10 MW

1,27 Mvar

80,30 %

3.67 MW

1,13 Mvar 91,85%

ТП №4

0,98 ри

ТП №5 0,97 ри

ТП №8              ТП №9              ТП №10

0,95 pu                   0,95 pu                   0,94 pu

3,40 MW

1,06 Mvar

86,20 %

V

-538,7 kW

-177,0 kvar

2,85 MW 0,89 Mvar 92,89 %

V -371,1 kW -122,0 kvar

2,46 MW

0,77 Mvar

36,38 %

-788,5 kW

-259,2 kvar

1,66 MW

0,51 Mvar 24,64 %

-456,0 kW

-149,9 kvar

1,19 MW 0,39 Mvar

39,70 %

-1185,6 kW

-389,7 kvar

Рис. 2. Математическая

модель участка сети после расчета установившегося режима

18.апр                                        18.апр                                        19.апр

^^^^^^е ТП №1: Factor [pu] ТП №2: Factor [pu] ТП №3: Factor [pu] ТП №4: Factor [pu] ТП №5: Factor [pu]

Рис. 3. Суточные графики нагрузок трансформаторных подстанций № 1 –№ 5 в относительных единицах

18.апр                                        18.апр                                        19.апр

^^^^^^е ТП №6: Factor [pu] ТП №7: Factor [pu] ТП №8: Factor [pu] ТП №9: Factor [pu]

ТП №10: Factor [pu]

Рис. 4. Суточные графики нагрузок трансформаторных подстанций № 6 – № 10 в относительных единицах

Таблица 1

Результаты расчетов параметров СНЭ для всех ТП

№ ТП	S ТР, кВА	K загр , о.е.	p . . . тех.прис , кВт	E пика , кВт ⋅ ч	E СНЭ , кВт ⋅ ч	∆ W ТП, кВт ⋅ ч	P СНЭ, кВт	k тех.прис , о.е.
1	630	0,84	3,8	755	938,7	183,7	100	26,32
2	630	0,49	258,3	818,8	995,4	176,6	114	0,44
3	630	0,45	279,1	1292,7	1354,5	61,8	134	0,48
4	630	0,71	79,4	1230,7	1341,9	111,2	130	1,64
5	630	0,38	344	1110,7	1203,3	92,6	108	0,31
6	630	0,90	0	595,8	800,1	204,3	67	–
7	630	0,62	122,2	1324,7	1392,3	67,6	173	1,42
8	1000	0,83	25	1401,3	1640	238,7	152	6,08
9	1000	0,48	376	2149,2	2280	130,8	275	0,73
10	1600	0,78	220,8	996,5	1568	571,5	133	0,60

Регулирование напряжения

Очевидно, что для радиальных сетей установка регулирующего устройства необходима на самой удаленной подстанции. Для иллюстрации работы методики внесем некоторые изменения в рассматриваемую схему, а именно: добавим одну питающую КЛ от ЦП до ТП № 10, в результате чего изменится потокораспределение в ветвях. Схема модели с учетом указанных выше изменений представлена на рис. 5.

Для выбора наиболее целесообразного места установки СНЭ для поддержания напряжения в заданных пределах на первом этапе необходимо задать предельные значения: и ном = 1 о. е., ^ min = 0,95 о.е., U_max = 1,05 о.е.

Расчетные коэффициенты для всех узлов исследуемой схемы приведены в табл. 2.

Как видно из результатов расчетов, у подстанций с наибольшей нагрузкой удельный коэффициент кп _; имеет наибольшее значение, что говорит о наибольшем влиянии напряжения в данном узле на уровни напряжений во всей сети.

Действительно, для ТП № 6 и № 10 с трансформатором 630 кВА и 1600 кВА, имеющих одинаковое расчетное напряжение 0,952, коэффициент поддержания заданного напряжения составляет 0,01 и 0,02 соответственно.

Наименьшее значение данного коэффициента в узле ТП № 8 с отрицательным знаком говорит о выходе напряжения в данном узле из заданных границ.

Таким образом, установка СНЭ на ТП № 8 по критерию поддержания заданного напряжения в наиболее «проблемном» узле сети наиболее целесообразна.

-502,7 kW

-165,2 kvar

-293,3 kW

-96,4 kvar

1 сек. 10 кВ РП-1 0,970 pu

5131,5 kW

1535,3 kvar

3,15 MW

0.86 Mvar 45,60 %

2,63 MW 0,69 Mvar 38,22 %

2,33 MW 0,60 Mvar 48,50 %

ТП №1 0,966 ри

ТП №2 0,961 ри

ТП №6 0,952 ри

ТП №7 0,950 ри

1,40 MW 0,32 Mvar 35,22 %

0,85 MW

0,15 Mvar 27,41 %

0,48 MW

0,04 Mvar

6,89 %

-269,3 kW

-88.5 kvar

A

ТП №3 0,960 ри

ТП №8 0,950 ри

-424,9 kW

-139,7 kvar

-227,4 kW

-74 8 kvar

2,06 MW 0,51 Mvar 40,61 %

1,63 MW 0,38 Mvar 40,97 %

ТП №4 0,959 ри

ТП №9 0,951 ри

ТП №5

0,955 pu

ТП №10 0,952 pu

0,31 MW

0,21 Mvar

5,28 %

0,76 MW 0,33 Mvar 26,27 %

-538,6 kW

-177,0 kvar

-371,1 kW

-122,0 kvar

-788,5 kW

-259,2 kvar

-456,0 kW

-149,9 kvar

-1185,6 kW

-389,7 kvar

1,95 MW 0,71 Mvar

29,55 %

Рис. 5. Математическая модель участка сети с дополнительной КЛ

Таблица 2

Результаты расчетов коэффициентов напряжений для всех ТП

№ ТП	U i , о.е.	р нг , кВт	k п , о.е.
1	0,966	502,7	0,053
2	0,961	293,3	0,022
3	0,960	269,3	0,019
4	0,959	424,9	0,027
5	0,955	227,4	0,008
6	0,952	538,7	0,010
7	0,950	371,1	0,001
8	0,950	788,5	–0,003
9	0,951	456	0,004
10	0,952	1185,6	0,020

Характеристика изменения напряжения на шинах 10 кВ ТП № 8 представлена на рис. 6.

Характеристика изменения мощности нагрузки на ТП № 8 представлена на рис. 7.

Мощность нагрузки, при которой напряжение соответствует предельному значению Umin = 0,95, составляет Рнг = 806 кВт.

Тогда, требуемая емкость накопителя составит:

ЕСНЭ = 1102,8 кВт • ч.

Итоговая емкость, которую СНЭ требуется выдать:

Е+нэ =    .' = 1297,4 кВт • ч.

U,OD

Мощность СНЭ равна

РС+НЭ = 926,5 - 806 = 120,5 кВт.

Таким образом, были определены место установки и требуемые параметры СНЭ для предотвращения выхода напряжения за нижнюю границу на рассматриваемом участке сети.

При наличии данных о графиках работы источников распределенной генерации аналогично могут быть определены параметры СНЭ для предотвращения превышения напряжения номинального значения.

ТП №8: Voltage [pu]

Рис. 6. Характеристика изменения напряжения на шинах 10 кВ подстанции № 8

18.апр                                         18.апр                                         19.апр

^^^^^^ ТП №8: Active Power [kW]

Рис. 7. Характеристика изменения мощности нагрузки на ТП № 8

Выводы

Разработана усовершенствованная методика выбора параметров и мест размещения систем накопления электроэнергии в распределительных электрических сетях с целью сглаживания пиков нагрузки и регулирования напряжения, учитывающая изменение суточных графиков нагрузок на шинах 0,4 кВ трансформаторных подстанций.

Выбор мощности, емкости и места установки СНЭ с целью сглаживания пиков нагрузки производится по критерию увеличения доступной мощности технологического присоединения.

Аналогичный выбор параметров и места установки СНЭ с целью регулирования напряжения производится по критерию поддержания заданного напряжения в наиболее «проблемном» узле сети.

Разработанная методика выбора параметров отличается от известных тем, что учитывается изменение фактических суточных графиков нагрузок. Кроме этого, выбор параметров и мест размещения СНЭ осуществляется с использованием критериев оптимальности, соответствующих целям применения накопителей.

Расчетами на математической модели для участка электрической сети 10 кВ города Москва была подтверждена обоснованность принятых критериев оптимальности.

Полученные результаты исследования имеют большую практическую значимость при выполнении работ по реконструкции и развитию распределительных электрических сетей в условиях цифровизации, с применением технических решений, направленных на увеличение технико-экономической эффективности работы сети.