Рассмотрим два варианта схем электроснабжения нефттегазовых месторождений: от высоковольтной линии электропередач и автономного источника электроэнергии, электроприводом в котором является микротурбинная установка (таблица 1).

Таблица 1- Характеристики микротурбинного агрегата

При оценке экономической эффективности затраты на стоимость и эксплуатацию аварийного источника не учитываются, поскольку для обоих вариантов по основным требованиям создания электростанций собственных нужд они должны включать резервный источник электроэнергии.

При использовании сети централизованного электроснабжения необходима трансформаторная подстанцию 35/10кВ, подключенная двумя отпайками к линиям электропередач 35 кВ. Базисный показатель стоимости проведения одноцепной высоковольтной линии переменного тока на 2009 год, согласно укрупненным показателям стоимости сооружения (реконструкции) подстанций 35-150кВ и линий электропередачи 0,4;6-10;35-150кВ при железобетонных опорах и типе провода АС 120-240, составляет 3 тыс. руб/км [3].

Экономическую оценку осуществления энергоснабжения потребителей от автономного источника произведем с учетом заемных средств, необходимых для реализации проекта.

Допустим, что для покупки микротурбинной установки, необходимо взять кредит в банке на 7 лет с процентной ставкой по кредиту 12%. Пусть величина займа составляет 1 доллар, а погашение кредита осуществляется аннуитетными платежами [4, Да Роза А., 2010, с.605].

Поскольку на 800 кВт установленной мощности при коэффициенте использования 0,8 произведено 5606,4 МВт часов электроэнергии в год, то доля капитальных затрат составит 0,071 долларов за 1 кВт час, а удельные затраты на обслуживание  0,048 долларов за 1 кВт час

Таким образом, полная стоимость производства 1 кВт час электроэнергии – 0,119 долларов/(кВт час), или 119 долларов/(МВт час).

На сооружение одноцепной высоковольтной линии электропередач 35кВ (при затратах 100000$ на1 км) при протяженности линии в52 кмнеобходимо израсходовать 5,2 млн.долларов (без учета строительства трансформаторной подстанции и подключения к распределительным сетям), а на строительство собственного электротехнического комплекса с автономным источником электроэнергии с применением газотурбинной установки – 2,7916 млн. долларов.

Длина линий электропередач, при превышении которой центральное электроснабжение нецелесообразно при удельной стоимости строительства и реконструкции высоковольтных линий электропередач 35-150кВ с использованием сталеалюминевых проводов марки АС, стоимости присоединенной мощности по данным ОАО «Ленэнерго» равной , валютном курсе 1$ = 30руб, с учетом необходимого объема вложений денежных средств в строительство и эксплуатацию локального источника электроснабжения, а также заемных денежных средств в банке, затрат на контроль технического состояния электроустановки, сведены в таблицу:

Таблица 2 – Показатели стоимости строительства1 кмВЛ35-150кВ и эффективность строительства ЛЭП

Таким образом при использование автономного источника электроэнергии, электроприводом в котором является микротурбинная установка, мощностью 800кВт  целесообразно при удалении линий электропередач 35 кВ  от центров электрических нагрузок на13 кми более, а при удалении от линий электропередач 6-10кВ использовании стальных опор– на 14  км и более.

Расчет и анализ установившихся режимов ЛЭП СВН является важной задачей для любой крупной электроэнергетической системы (ЭС), имеющей обширную территорию. Как отмечается в [3], любой установившийся режим характеризуется параметрами, существенно зависящими от длины линии, номинального напряжения, передаваемой активной мощности, наличии промежуточных подстанций и др.
Идея поддержания напряжения в промежуточных точках электропередачи при помощи регулирования реактивной мощности в них известна уже давно [2]. Такое регулирование может быть обеспечено при помощи управляемой поперечной компенсации реактивной мощности. Такие устройства, помимо ограничения напряжения в допустимых пределах в точке подключения, позволяют расширить диапазон передаваемой по линии активной мощности, а также уменьшить потери активной мощности в электропередаче [3].
В качестве объекта исследования были выбраны электропередачи 500 кВ, длиной 300 – 1200 км, соединяющей две системы бесконечной мощности. Подключение компенсирующих устройств производится на подстанциях передающей и приемной системы по условию компенсации 100% реактивной мощности, стекающей или потребляемой линией (см. рис.1).

Для электропередач 500 кВ были найдены различные технические ограничения для установившихся режимов работы электропередач СВН для всего диапазона рассматриваемых длин. К ним относится предел по передаваемой активной мощности по предельной плотности тока, исходя из максимального типового сечения провода для данного класса напряжения – 3 х АС 500х64. Предел по апериодической статической устойчивости (АСУ) с учетом коэффициента запаса 20%. Минимальная мощность по условию не превышения длительно допустимого уровня напряжения в промежуточных точках электропередачи (P_min). Для линии 500 кВ это напряжение соответствует наибольшему рабочему напряжению и составляет U_нб.раб = 525 кВ. При его превышении необходимо применение дополнительных мер по ограничению напряжения, таких как установка шунтирующих реакторов. 
Целевой функцией является минимум из функций суммы дисконтированных затрат на установку устройств компенсации реактивной мощности, издержек на обслуживание и ремонт данных устройств и суммарных издержек на возмещение потерь активной мощности во всей электропередаче при различных допустимых напряжениях. Такой выбор целевой функции объясняется тем, что потери мощности в электропередаче, а также суммарная установленная мощность устройств КРМ различна при различных напряжениях по концам электропередачи. Поэтому, результирующая функция будет функцией минимума из функций суммарной стоимости при различных допустимых напряжениях. Максимальным напряжением будет длительно допустимое равное наибольшему рабочему U_нб.раб=1.05U_ном . В реальной электропередаче минимальное напряжение будет зависеть от диапазонов регулирования РПН узловых подстанций. Поскольку мы не задавались нагрузкой ПС, ограничим минимум напряжения на уровне номинального U_ном.
Т. о, результирующая целевая функция имеет следующий вид (1.1).

 (1.1)
 (1.2)

 (1.3)

 (1.4)
 (1.5)
 (1.6)
 (1.7)

 (1.8)

 (1.9)

В формулах (1.2) – (1.9):  – потери активной мощности в ЛЭП при соответствующем напряжении по концам электропередачи.  – суммарные потери активной мощности во всех обмотках автотрансформаторов, вызванные установками КРМ, при соответствующем напряжении по концам электропередачи. – суммарные потери активной мощности во всех устройствах КРМ.  – удельные потери активной мощности в УШР, зависящие от мощности устройства;  – время наибольших потерь в УШР.  – суммарные эксплуатационные издержки на обслуживание и ремонт всех УКРМ. Потери и издержки в других УКРМ рассчитываются аналогичным образом.  – цена за 1 кВт на возмещение потерь активной мощности для сетевых организаций принята равной 2.079 руб/кВтч на март 2016 года. – стоимость за 1 Мвар реактивной мощности соответствующего компенсационного устройства. В реальности, устройства КРМ имеют дискретную шкалу мощностей, однако, для функциональных зависимостей целесообразней использовать средние значения.

График целевой функции имеет две характерные точки. В точке Pопт2 значение реактивной мощности на передающем конце электропередачи проходит через 0 и меняет свой знак на отрицательный, приобретая индуктивный характер. На передающем конце линии начинает наблюдаться сток реактивной мощности с линии. В точке Pопт1 значение реактивной мощности на приемном конце электропередачи проходит через 0 и меняет свой знак на положительный, также приобретая индуктивный характер 
Графики целевых функций для линий длиной 600-1200 км ограничены предельной мощностью по условию апериодической статической устойчивости с учетом коэффициента запаса 20% (P_{предзап20%}). Нетрудно заметить, что стоимость режимов, отклонившихся от режимов P_опт2 и P_опт1, растет значительно быстрей с ростом длины, чем стоимость режимов, лежащих между ними, и тем быстрей, чем сильней отклонение от оптимального режима. Как видно из рис. 1.2, разность между P_опт2 и P_опт1 сокращается с ростом длины линии. На рис.1.3 представлена зависимость режимов P_опт1и P_опт2 от длины линии, а также основных режимных ограничений.

Рис. 1.3 График оптимальных режимов и технических ограничений для различных длин.

При длине линии свыше 870 км предел передаваемой активной мощности по апериодической статической устойчивости P_{предзап20%} становится меньше чем мощность P_опт2. Для линий свыше L_{опт1пред} = 1095 км предел по АСУ становится меньше мощности P_опт1, что вынуждает работать в заведомо не выгодных режимах из соображений минимума издержек. 
Основное влияние на значение целевой функции, оказывает стоимость капитальных вложений в УКРМ. Однако срок действия этих устройств составляет 15-20 лет. Поэтому, интерес представляет целевая функция, суммарные издержки в которой приведены не к одному году, а к некоторому более длительному сроку. Выбор схем развития электрических сетей выполняется, как правило, на следующие перспективные уровни (расчетные сроки): единая национальная электрическая сеть – 10 лет; основная сеть ОЭС – 10 лет [5]. Линии СВН являются системообразующими. Следовательно, в качестве расчетного периода целесообразно принять срок Тр=10 лет. Примем в качестве нормы дисконта ставку рефинансирования Центрального Банка РФ на 2016 год Ен.п.=11%. С учетом всего вышесказанного, целевая функция (1.10) и функция суммарных затрат (1.11), приведенные к Тр, примут следующий вид:

 (1.10)
 (1.11)

Для целевой функции, приведенной к 10 годам эксплуатации, стоимость потерь оказывают значительно большее влияние, чем для функции, приведенной к одному году (см.рис.1.4). В качестве примера показаны графики целевых функций, приведенных к одному и дести годам эксплуатации для линии 300 км, выполненной проводами АС 3х500/64 приведены ниже.

Рис. 1.4 Графики целевой функции, приведенные к одному и 10 годам эксплуатации.

Влияние средств поперечной компенсации в промежуточных точках электропередачи.
С ростом длины линии растет отклонение напряжения в средних точках электропередачи от напряжения ее по концам. При передаче мощности свыше натуральной, напряжение в промежуточных точках линии ниже напряжения по ее концам, что приводит к росту активных потерь в проводах электропередачи и большему росту дефицита реактивной мощности в линии. При передаче мощности меньше натуральной, протекание избыточной реактивной мощности по линии приводит к повышению напряжения в ее промежуточных точках. Большая реактивная мощность, протекающая по линии, также приводит к увеличению потерь активной мощности. Это влияние, как уже отмечалось, растет с увеличением длины электропередачи. 
Возможным способом снижения потерь и суммарной установленной мощности УКРМ является использование управляемой поперечной компенсации. Она позволяет плавно изменять свое значение и поддерживать постоянное значение напряжения в точке подключения. Ее положительное влияние сказывается тем больше, чем равномерней распределение УКРМ вдоль электропередачи. Виды данных устройств и алгоритм их выбора были рассмотрены в [1]. Ниже приведены результаты поиска длин и режимов работы электропередачи, при которых целесообразно подключение дополнительных устройств КРМ в линию электропередачи. Появление такого устройства, выбранного из условия поддержания напряжения в точке подключения, равного напряжению по концам, с одной стороны, приведет к снижению потерь и суммарной установленной мощности устройств КРМ на всей электропередаче. С другой стороны, оно должно подключаться через выключатель 500 кВ и работать при соответствующем напряжении, что делает его значительно дороже устройств для более низких классов напряжения. Поскольку данные устройства имеют стандартизированную шкалу номинальных мощностей, разбиение их на множество устройств меньшей мощности невозможно. Также, установка такого устройства не на территории ПС, требует специальных мер по его эксплуатации. Проанализируем установку одного УКРМ в центре электропередачи. 
Кривые равной экономичности найдены из равенства целевых функций для линий с дополнительным устройством и без него, приведенных к различным расчетным сроками и подробно изложены в [1]. Также в [1] было оценено влияние установки такого устройства на предел по АСУ с учетом коэффициента запаса. Ниже на графиках (рис.1.5, 1.6) изображены кривые равной экономичности и расширение пределов работы по апериодической статической устойчивости для двухцепных и одноцепных линий электропередачи различной длины выполненной проводами марки АС 3х500/64.

Графики функций образуют несколько зон:1- ограничена кривой предела по АСУ с учетом коэффициента запаса для линии с устройством УКРМ (P_{предзап20%УКРМ}) и без него (P_{предзап20%}) и ограничением по предельной плотности тока сверху (АС 500).
2- ограничена кривой предела по АСУ с учетом коэффициента запаса для линии с устройством УКРМ (P_{предзап20%УКРМ}) и без него (P_{предзап20%}), и значениями кривых P_опт2 (Опт2) и P_опт1 (Опт1) при различных длинах. Зона 2 входит в зону 1.
3- ограничена сверху кривой равной экономичности целевых функций для одноцепной/двухцепной ЛЭП в режимах малых нагрузок, приведенных к десяти годам эксплуатации (P_{эк.2.1(2)ц.10}) и кривой минимальной мощности по условию не превышения допустимых значений напряжения в промежуточных точках электропередачи снизу (P_min).
4- ограничена сверху кривой равной экономичности целевых функций для одноцепной/двухцепной ЛЭП в режимах малых нагрузок, приведенных к одному году эксплуатации (P_{эк.2.1(2)ц}) и кривой P_min снизу. Зона 4 входит в зону 3
5- ограничена сверху кривой равной экономичности целевых функций для одноцепной/двухцепной ЛЭП в режимах максимальных нагрузок, приведенных к десяти годам эксплуатации (P_{эк.1.1(2)ц.10}), кривой Pпредзап20% и ограничением АС 500 сверху.
6- ограничена сверху кривой равной экономичности целевых функций для одноцепной/двухцепной ЛЭП в режимах максимальных нагрузок, приведенных к одному году эксплуатации (P_{эк.1.1(2)ц}), кривой Pпредзап20% и АС 500 сверху. Зона 6 входит в зону 5.Из анализа графиков можно заключить следующее:1) В допустимом диапазоне режимов, при определенных длинах, существуют режимы, работа которых выгоднее при использовании дополнительного УКРМ, подключенного в центре линии, несмотря на большие капитальные вложения в такое устройство. Речь идет об устройстве УКРМ, не обусловленном техническими ограничениями, таким как, например, установка УШР в зоне под кривой P_min. Такими зонами являются зоны 3 и 5 для целевой функции, приведенной к десяти годам эксплуатации, и 4 и 6, приведенной к одному году. Площадь зон 3 и 5 больше чем зон 4 и 6, что обусловлено большим влиянием выгоды от снижения потерь активной мощности на целевые функции, приведённые к десяти годам эксплуатации. 
2) Использование дополнительного УКРМ в центре электропередачи позволяет расширить диапазоны возможных режимов, введя режимы в зоне 1 в допустимые пределы по АСУ. При чем, для длин более 870 км, в зоне 2, входящей в зону 1, возможно обеспечение работы в диапазоне между P_опт2 и P_опт1.С более подробным анализом полученых результатов и принятых допущений можно ознакомиться в [1]

Заключение

По результатам проведенного анализа можно заключить, что применение устройств поперечной компенсации в общем случае положительно влияет на технико-экономические показатели электропередач, работающих в режимах по передаваемой активной мощности, отклонившихся от оптимального диапазона, как в меньшую, так и в большую сторону. Это характерно для линий длиной 450 км и более и зависит от конкретных параметров электропередачи и расчетного срока при технико-экономическом сравнении вариантов. 
Дальнейшее развитие средств управляемой поперечной компенсации, позволит улучшить технико-экономические показатели системообразующих электропередач ЕЭС России, надёжность, гибкость и управляемость режимов их работы.

Анализ последних исследований и публикаций. Практически во всей литературе [3-6] говорится о том, что достаточно мощные СД (250 кВт и выше) выгодно использовать в качестве компенсирующего устройства, если на предприятии они уже установлены из технологических соображений. В частности в [4] на примере доказывается целесообразность использования СД для КРМ и рассчитана экономическая выгода, которую получает потребитель. Однако в [5] данные результаты были поставлены под сомнение и на том же примере показано, что СД не выгодно использовать в режиме генерации РМ.

Цель статьи. Определить действительно ли во всех случаях целесообразно использование СД для КРМ в сетях потребителя.

Основные материалы исследований. Используя исходные данные приведенные в [8], был произведен расчёт потерь активной и реактивной мощности в сети с СД, приведенной на рис. 1.

Рис. 1 – Схема электрической сети с СД, используемых для компенсации реактивной мощности

Расчётная активная и реактивная нагрузки потребителя составляют Р_р =560 кВт и Q_р =420 квар соответственно. Число часов максимума использования нагрузки составляет Т_м=3,5 ч/сут, а время максимальных потерь Т_м =1,53 ч/сут.

Номинальная активная мощность СД составляет Р_СДном=250 кВт. Номинальный коэффициент мощности ц=0,9 (опережающий ток).

Коэффициенты удельных потерь активной мощности в СД: D₁=l,74 кВт, D₂=2,18 кВт. Коэффициент загрузки СД по активной мощности β_СД =0,8.

По условию устойчивой работы СД, минимальную величину располагаемой реактивной мощности СД можно определить как [2]:

Q_ген=P_CД·β· cosφ

где – cosφ коэффициент реактивной мощности СД, соответствующий номинальному коэффициенту мощности cosφ = 0,9.

Следовательно, величина минимальной реактивной мощности генерируемой рассматриваемым СД составляет 96 квар. Также заметим, что если двигатель недогружен по активной мощности, то его можно дополнительно загрузить по реактивной. Величину максимальной РМ отдаваемой двигателем можно определить по номограммам [6].

Активные потери в СД, которые идут на выработку РМ, можно определить по следующей формуле [5]:

(2)

Необходимо отметить, что данная формула является приближённой,

потому что величина ДР зависит не только от генерируемой РМ СД Q_СД,

но и от загрузки двигателя по активной мощности, изменению напряжения подводимого к статору, остальных параметров СД [5].

Был произведен расчёт потерь в сети, приведенной на рис. 4 для четырёх режимов ее работы:

1)В сети потребителя отсутствуют устройства КРМ;

2) КРМ осуществляется только с помощью СД (генерация РМ СД 96 квар);

3) КРМ осуществляется с помощью СД и КБ (генерация РМ 96 квар и 320 квар соответственно);

4) КРМ осуществляется с помощью КБ (генерация РМ КБ 420 квар);

Результаты расчётов сведены в табл. 1. (индексы нагрузок и потерь от 1 до 5 соответствуют точке сети, приведенной на рисунке).

Таблица 1

Из табл. 1 видно, что суммарное потребление активной мощности в точке 5 больше при КРМ с помощью СД, чем при отсутствии такой компенсации. Таким образом, очевидно, что в данной схеме при данной величине нагрузки компенсировать реактивную составляющую мощности нецелесообразно. Как видно из таблицы 1, при более высоких cosφ  целесообразней КРМ осуществлять с помощью КБ. Расчёты показали, что в случае полной КРМ с помощью КБ потребление активной мощности в точке 5 уменьшается более чем на 3 кВт, в то время как при частичной КРМ с помощью СД суммарные потери активной мощности увеличиваются более чем на 1,5 кВт. Таким образом, использование СД в качестве компенсатора РМ не выгодно при данных значениях потребляемой мощности и параметрах сети. Далее были произведены расчёты активных потерь в случае увеличения реактивной нагрузки потребителя. Оказалось, что реактивная нагрузка потребителя, при которой в случае КРМ с помощью СД активные потери в точке 5 были бы такие же, как и в случае без КРМ соответствует величине реактивной нагрузки равной 700 квар, (cosφ =0,73). Таким образом, при снижении cosφ нагрузки эффективность использования СД для КРМ повышается. Об этом свидетельствуют результаты расчетов, приведенные в таблице 2.

Таблица 2

Полученные результаты расчетов (табл. 1 и 2) ставят под сомнение однозначность утверждения о целесообразности первоочередного использования СД в качестве средства КРМ.СД мощностью 250 кВт выполняются также на напряжение 6 (10) кВ. Предположим, что такой двигатель установлен в точке 1 электрической сети представленной на рис. 1. Остальные параметры СД такие же, как и в предыдущем случае. Результаты расчётов приведены в таблице 3.

Таблица 3

Как видно из таблицы 3, результаты расчётов аналогичны приведенным  таблице 1. Более того, суммарные активные потери увеличились с 1,5 кВт до 2,3 кВт, в случае КРМ с помощью СД. Тем самым порог коэффициента мощности нагрузки, при котором выгодно использовать СД в качестве КРМ, также снижается.

Таким образом, в результате анализа определены:

1. Использование СД в качестве КРМ целесообразно, когда снижение активных потерь от перетока РМ превышает возникающие дополнительные активные потери в СД при выработке РМ, что возможно только при низких коэффициентах мощности нагрузки.

2. Эффективность использования СД в качестве ИРМ повышается при снижении коэффициента мощности нагрузки.

3. Выгодней использовать СД в качестве КРМ на напряжении 0,4 кВ нежели на 10 кВ.