Описание особенностей ЭЭC Архангельской области и ее математической модели в системе matlab

Общая характеристика ЭЭC Архангельской области

Централизованное электроснабжение потребителей области осуществляется от трех ТЭЦ ГУ ОАО «ТГК 2» суммарной установленной мощностью 1048, 5 МВт (Архангельская ТЭЦ, ТЭЦ1, и ТЭЦ2 г. Северодвинска), а также от ТЭЦ блок – станций, принадлежащих предприятиям целлюлозно-бумажной и гидролизной промышленности суммарной мощностью 631 МВт. Блок – станции обеспечивают в основном собственных потребителей с выдачей свободной мощности в электрические сети филиала ОАО «МРСК Северо – Запада» «Архэнерго». Часть электрической энергии Архангельская область получает с оптового рынка энергии и мощности из ЕНЭС России. Централизованным электроснабжением охвачено 70 % территории, на которой проживает 95 % населения [13].

Системообразующая сеть Архангельской области представлена воздушными линиями напряжением 220 – 110 кВ и имеет протяженность 4812, 8 км. С востока энергосистема граничит с энергосистемой республики Коми, с юга граничит с Вологодской энергосистемой.

ЭЭС Архангельской области представлена двумя крупными энергорайонами: избыточный по генерации Архангельский энергоузел и дефицитный Котласский энергоузел. Особенности Архангельского энергоузла: в нем сосредоточена практически вся генерация, но из-за имеющихся сетевых ограничений по сечению Плесецк – Няндома часть мощности является невыпускаемой. Особенности Котласского энергоузла: полное потребление узла покрывается только с учетом внешних перетоков: из ОЭС Центра и энергосистемы Коми. Энергосистема Архангельской области не имеет непосредственной электрической связи с ОЭС Северо — Запада, а связана с энергосистемой Вологодской области (ОЭС Центра, центр питания расположен около города Вологды) и с энергосистемой Республики Коми.

Также одной из главных проблем энергосистемы области ­ – большая доля потерь активной мощности в сети, которая составляет 9%. В то время как в центральной части России эти потери составляют 3, 5%.

В этих условиях разработка и развитие новых форм и средств комплексного управления режимами ЭЭС с использованием их обобщенных характеристик дает возможность решать проблему организации экономичных режимов ЭЭС, при которых суммарные потери активной мощности (энергии) в сети минимизированы. Одной из таких оптимизационных задач является уменьшение суммарных потерь

активной мощности при изменении (регулировании или компенсации) реактивных мощностей в узлах сети.