Для сценария перетока активной мощности в сечении "Казахстан - Сибирь - 2" на Урал:
- в исходном режиме летнего максимума 2025 года при температуре наружного воздуха плюс 30оC (потребление энергосистемы составляет 1255 МВт, суммарные потери в сети составляют 64,5 МВт) уровни напряжения во всех узлах сети не превышают наибольших рабочих значений. Уровень напряжения на СШ 110 кВ ПС 110 кВ Тара составляет 121,15 кВ. Включение УШР 25 Мвар приводит к снижению потребления ЭС на 3 МВт до уровня 1252 МВт. При этом уровень потерь составляет 64,4 МВт, что составляет 5,2 процента от общего потребления (рост на 0,1 процента). С учетом изложенного в режимах летнего максимума рекомендуется отключение УШР ПС 110 кВ Тара с контролем уровня напряжений СШ 110 кВ ПС Тара и близлежащих сетей с целью снижения потерь активной мощности и электрической энергии;
- в исходном режиме летнего минимума отчетного периода при температуре наружного воздуха плюс 19оC (потребление энергосистемы составляет 798 МВт, суммарные потери в сети составляют 70,31 МВт) уровни напряжения во всех узлах сети не превышают наибольших рабочих значений. Уровень напряжения на СШ 110 кВ ПС 110 кВ Тара составляет 122,7 кВ. Включение УШР 25 Мвар приводит к снижению потребления ЭС на 2 МВт до уровня 796 МВт. При этом уровень потерь составляет 70,2 МВт, что составляет 8,82 процента от общего потребления (рост на 0,02 процента). С учетом изложенного в режимах летнего минимума рекомендуется отключение УШР ПС 110 кВ Тара с контролем уровня напряжений СШ 110 кВ ПС Тара и близлежащих сетей с целью снижения потерь активной мощности и электрической энергии;
- в режимах зимних максимальных и минимальных нагрузок рекомендуется отключение УШР 25 Мвар с контролем фактических уровней напряжения в сети.
Для сценария перетока активной мощности в сечении "Казахстан - Сибирь - 2" в Сибирь:
- в исходном режиме зимнего минимума 2025 года при температуре наружного воздуха минус 36оC (потребление энергосистемы составляет 1504 МВт, суммарные потери в сети составляют 88,62 МВт) уровни напряжения во всех узлах сети не превышают наибольших рабочих значений. Уровень напряжения на СШ 110 кВ ПС 110 кВ Тара составляет 120,8 кВ. Включение УШР 25 Мвар приводит к снижению потребления ЭС на 3 МВт до уровня 1500,7 МВт. При этом уровень потерь составляет 88,44 МВт, что составляет 5,9 процента от общего потребления (доля потерь не изменяется). С учетом изложенного в режимах зимнего минимума отключение УШР ПС 110 кВ Тара для снижения потерь активной мощности и электрической энергии неэффективно;
- в исходном режиме летнего минимума отчетного периода при температуре наружного воздуха плюс 19оC (потребление энергосистемы составляет 798 МВт, суммарные потери в сети составляют 76,2 МВт) уровни напряжения во всех узлах сети не превышают наибольших рабочих значений. Уровень напряжения на СШ 110 кВ ПС 110 кВ Тара составляет 122,7 кВ. Включение УШР 25 Мвар приводит к снижению потребления ЭС на 2 МВт до уровня 795,7 МВт. При этом уровень потерь составляет 76 МВт, что составляет 9,6 процента от общего потребления (доля потерь не изменяется). С учетом изложенного отключение УШР ПС 110 кВ Тара для снижения потерь активной мощности и электрической энергии неэффективно;
- в режимах зимних и летних максимальных нагрузок отключение УШР ПС 110 кВ Тара для снижения потерь активной мощности и электрической энергии неэффективно.
Проведенный анализ показал, что мероприятия по включению СВ-110, БСК 10 кВ и УШР 110 кВ качественно не влияют на уровень и структуру потерь активной мощности в сети 110 кВ и выше в энергосистеме Омской области (максимальный полученный эффект достигает 0,1 процента, что ниже методической погрешности и не может быть признано эффективным результатом). При этом предложенные мероприятия показали свою эффективность в решении задачи поддержания уровней напряжения в узлах сети.
С учетом изложенного для решения задачи снижения потерь активной мощности и электрической энергии в энергосистеме Омской области рекомендуется:
- реализация проекта "Цифровой РЭС" в сети 35 кВ и ниже, позволяющего оперативно и автоматизировано определять очаги наибольших потерь в распределительных сетях;
- мероприятия по перекатке трансформаторного оборудования. Согласно КПР Омской области возможно перекатка более мощных, но недогруженных трансформаторов с одних ЦП 110 кВ на иные ЦП со значительно загруженными трансформаторами меньшей мощности;
- мероприятия по оптимизации загрузки недогруженного трансформаторного оборудования;
- регулирование напряжения устройствами РПН трансформаторов в сети 110 кВ и выше для поднятия общего уровня напряжения в сетях 110 кВ и выше и пропорционального снижения потерь;