Стартовая >> Архив >> Выбор мероприятий по снижению потерь электроэнергии

Определение эффективности режимных мероприятий - Выбор мероприятий по снижению потерь электроэнергии

Оглавление
Выбор мероприятий по снижению потерь электроэнергии
Введение
Структура потерь электроэнергии и виды расчетов
Достоверность расчетных значений
Классификация методов расчета нагрузочных потерь
Организация работ по снижению потерь
Краткие сведения о вероятностных методах
Расчет нагрузочных потерь в транзитных сетях
Расчет нагрузочных потерь в замкнутых сетях 110 кВ и выше
Расчет потерь в радиальных сетях 35-150 кВ
Анализ структуры потерь электроэнергии
Классификация мероприятий и показатели их эффективности
Определение эффективности режимных мероприятий
Компенсация реактивной мощности
Определение эффективности технических мероприятий
Планирование потерь электроэнергии
Основные положения методики выбора мощности КУ в узлах сложной сети
Структура погрешностей расчета потерь электроэнергии по числу часов наибольших потерь
Регрессионные зависимости эквивалентных сопротивлений линий 6-20 кВ
НХПЭ
Список литературы

К режимным мероприятиям относят следующие:

  1. оптимизацию законов регулирования напряжения в центрах питания разомкнутых электросетей 35 150 кВ;
  2. оптимизацию установившихся режимов замкнутых электросетей по реактивной мощности и коэффициентам трансформации;
  3. перевод генераторов в режим синхронного компенсатора;
  4. оптимизацию мест размыкания контуров электросетей 150 кВ и выше с различными номинальными напряжениями элементов контура;
  5. оптимизацию мест размыкания электросетей 6- 35 кВ с двусторонним питанием;
  6. отключение части трансформаторов в режимах малых нагрузок;
  7. выравнивание графика нагрузки сети;
  8. выравнивание нагрузок фаз в электросетях 380 В.

Оптимизация законов регулирования напряжения в центрах питания разомкнутых электрических сетей.

В разомкнутом режиме эксплуатируются практически все сети 6- 20 и 35 кВ и большая часть сетей 110 кВ. Центрами питания этих сетей являются соответственно подстанции 500-35/6-20, 500-110/35 и 500-220/110 кВ. Одна из схем разомкнутой сети 35 кВ приведена на рис. 3.2.
Основной задачей регулирования напряжения в ЦП является обеспечение допустимых отклонений напряжения у ЭП, присоединенных к сетям 6—20 кВ и ниже. При этом, как правило, удается одновременно снизить потери электроэнергии в сетях. Возможности такого снижения увеличиваются при наличии в ЦП всех сетей 6 20 кВ трансформаторов с РПН. В этом случае допустимые отклонения напряжения у ЭП обеспечиваются этими трансформаторами, а регулирование напряжения в сетях 35 и 110 кВ осуществляют исходя из минимума потерь электроэнергии в них.
Схема радиальной сети 35 кВ
Рис. 3.2. Схема радиальной сети 35 кВ
Регулирование напряжения в ЦП сети 6-20 кВ производят таким образом, чтобы напряжение было наиболее высоким в период больших нагрузок и наиболее низким в период малых нагрузок. Такое регулирование называют встречным. При изменении нагрузки от Р1 до Р2 отклонение напряжения в ЦП изменяется до линейному закону от V' до V" (рис. 3.3).

Рис. 3.3. Требуемый закон регулирования напряжения на шинах 6-10 кВ подстанций 35 -220/6-10 кВ
Если в некоторых ЦП сетей 6 10 кВ находятся трансформаторы с ПБВ, то функции обеспечения в этих ЦП законов регулирования, подобных изображенному на рис. 3.3, возлагаются на трансформатор с РПН в ЦП сети более высокого напряжения. При этом обеспечить необходимые законы во всех ЦП сетей 6 -10 кВ, как правило, не удается в силу различных требований к регулированию напряжения в ЦП с РПН. В этом случае приходится выбирать компромиссный закон, обеспечивающий наименьший ущерб от потребления некондиционной электроэнергии.
Расчет законов регулирования напряжения трансформаторов с РПН и рабочих ответвлений трансформаторов с ПБВ может быть произведен на основании данных измерения отклонений напряжения на шинах НН всех ЦП в режимах наибольших и наименьших нагрузок с одновременной регистрацией соответствующих им ответвлений трансформаторов. Для указанных измерений должны использоваться вольтметры класса точности не ниже 1,0 либо специальные приборы, непосредственно измеряющие отклонения напряжения.
Расчеты начинают с оптимизации напряжений в ЦП сетей 6-10 кВ, затем в ЦП сетей 35 кВ и. наконец, в ЦП сетей 110 кВ.
Если в ЦП сети 6—20 кВ находится трансформатор с РПН, то закон регулирования напряжения выбирают так, чтобы отклонения V' и V" соответствовали требуемым значениям VT и VТ", определяемым по результатам расчета режимов напряжения сетей 6-20 кВ и ниже. При этом основным фактором обеспечения нормированных отклонений напряжения у ЭП является обеспечение в ЦП требуемого диапазона регулирования

Сами численные значения VT и V'T, как правило, могут быть изменены на одно и то же значение путем перестановки ответвлений на РТ.
Если известны потери напряжения в сети 6 20 кВ до ближайшего ∆U'q и наиболее удаленного ∆U'y РТ, то необходимый диапазон регулирования напряжения в ЦП может быть определен по формуле

где dn определяют по табл. 3.2 в зависимости от величин kmin и ∆U' = ∆U'y - ΔUб.
Таблица 3.2. Диапазоны регулировании напряжения в ЦП сетей 6-20 кВ


Рис. 3-4. Законы изменения напряжения на шинах 10 кВ подстанций 1-3 сети, изображенной на рис. 3.2
Для снижения потерь электроэнергии в сети 35 кВ изменение диапазона регулирования напряжения в ЦП следует производить, увеличивая на Ad величину V', которая для условий примера станет равной
V = 2+4,6 = 6,6%.
Фактические законы изменения напряжений на шинах 10 кВ ПСЛ-ПСЗ и после увеличения диапазона регулирования приведены на рис. 3.4, а и б соответственно. Требуемый закон выделен жирной линией.
Коррекция закона регулирования в ЦГ1 сети 35 кВ приводит к максимально возможной согласованности углов наклона законов изменения напряжения на подстанциях с ПБВ с требуемыми. Дальнейшее приближение закона к требуемому осуществляется за счет выбора рабочих ответвлений трансформаторов с ПБВ.

В соответствии с изложенным выше в качестве оптимального распределения мощностей принимается естественное их распределение в однородной сети. Для его расчета исходную схему приводят к однородной, подбирая реактивные сопротивления ветвей таким образом, чтобы соблюдались два условия: отношения X/R для параллельных ветвей должны быть одинаковыми и потери реактивной мощности в преобразованной схеме равны потерям в исходной схеме. Размыкание сети производят в точках токораздела, полученных при расчете преобразовательной схемы.
Иногда точки раздела получаются различными для активной и реактивной мощности. В этом случае необходимо сравнить потери при размыкании в каждой из них и выбрать наилучшую. Как правило, это соседние точки сети. Если же между ними находится несколько промежуточных точек, то расчет необходимо провести для случаев размыкания в каждой точке.
Если элементы рассматриваемого контура нс входят в другие контуры (например, две части системы связаны линиями 500 и 220 кВ, работающими параллельно), то можно обойтись без приведения сети к однородной. Тогда проводят несколько расчетов при различных местах размыкания и выбирают вариант с минимальными потерями мощности.
Оптимальные точки размыкания могут быть различными для режимов наибольших и наименьших нагрузок. Если отсутствует возможность оперативного изменения точек размыкания в течение суток, то выбирают точку, обеспечивающую минимум потерь электроэнергии за сутки

где t1 и t2 определяют по суммарному графику нагрузки размыкаемой сети.
Если место размыкания установлено постоянным на более длительный период, включающий различные характерные сутки (например, рабочие и нерабочие дни одного сезонного периода), то должен быть обеспечен минимум величины

Изменение потокораспределения в неоднородной сети может быть произведено также с помощью трансформаторов с поперечным регулированием или включением в контур реактора [37].

Оптимизация мест размыкания линий 6—35 кВ с двусторонним питанием.

Данное мероприятие по физической сущности воздействия на потери аналогично рассмотренному выше. Различие состоит в том, что сети напряжением 6—35 кВ, как правило, работают разомкнуто, поэтому рассматривается вопрос не о размыкании контура, а о поиске наилучшего места размыкания.
Изменение места размыкания линии 6-35 кВ с двусторонним питанием приводит к перераспределению нагрузок между питающими подстанциями и изменению потерь во внешней сети. Для правильного выбора места размыкания необходимо знать зависимости потерь во внешней сети от нагрузки одной из подстанций. Нагрузка второй подстанции однозначно связана с нагрузкой первой, так как S1 + S2 = Данная зависимость может быть представлена в следующем виде:
(3.14)
Определение коэффициентов а, b и с для каждой пары подстанций внешней сети проводят диспетчерские службы с помощью программ расчета установившихся режимов. Персонал предприятий электрических сетей представляет информацию о максимально возможном по техническим условиям (нагрузке головных участков и режимам напряжения на конечных подстанциях) перераспределении нагрузок между смежными подстанциями А и Б относительно исходных нагрузок So.
Диспетчерская служба дополнительно к исходному режиму проводит расчеты еще для двух режимов: максимально возможного перемещения нагрузки на подстанцию А и аналогичного перемещения на подстанцию Б. Обозначим изменение потерь мощности в сети при увеличении нагрузки подстанции А на δS+ через δР+, а изменение потерь при уменьшении нагрузки на δS_ через δР_.
Тогда коэффициенты а и b для рассматриваемой пары подстанций определяют по формулам
(3.15)
Если изменение нагрузки в сторону увеличения и уменьшения принять одинаковым и равным то формулы (3.15) упрощаются:
(3.16)
Изменение потерь мощности δР при изменении нагрузки подстанции А на 8S определяют по формуле
(3.17)
Оптимальное место размыкания линии 6-35 кВ определяют, рассчитывая суммарное изменение двух составляющих потерь: в линии 6—35 кВ непосредственно по ее схеме и во внешней сети по (3.17).
В формулах (3.14) - (3.17) в качестве S0 и δS используют значения полной мощности. Предполагается, что коэффициенты мощности исходной нагрузки и переносимой ее части приблизительно одинаковы.
Пример 3.7. Электрическая сеть 10 кВ с максимальной нагрузкой 5 = 10 + j6 MB-А получает питание от двух подстанций: от подстанции А -Sа =6 +j4 MB-А и от подстанции Б - Sб = 4 +j2 МВ-А.
Если исходить из допустимых токовых нагрузок головных участков линии 10 кВ, присоединенных к каждой из подстанций, то максимальные нагрузки линий не должны превышать: SА тах = 8 + j5,3 MB A; Sб max = 7 + j5 ΜΒ·Α. Рассчитать коэффициенты зависимости (3.14) и зависимость (3.17).
Решение. По программе установившихся режимов рассчитываем потери мощности в питающей сети в трех режимах: исходном (1), с увеличением нагрузки подстанции А на δS= 1 МВ·А (2) и с уменьшением на такую же величину (3). Полные мощности нагрузок подстанций А и Б в этих режимах и соответствующие им потери мощности приведены ниже:

По (3.16) определяем (при δΡ+ = 85,5 - 85 = 0,5 и δΡ = 84,7 -85 =-0,3):

Изменение потерь мощности во внешней сети при увеличении нагрузки подстанции А на δS по сравнению с S0= 7,2 МВ·А в соответствии с (3.17) выражается зависимостью:
δΡ=0,1 (2 x 7,2δS+ 652) - 1,04 δS =0,1 6S2 + 0,4δS.
Изложенный метод позволяет решать задачу поиска близких к оптимальным точкам размыкания сети с помощью обычных программ
расчета установившихся режимов. Существуют также специальные программы автоматизированного выбора оптимальных точек размыкания сетей, разработанные в Институте электродинамики АН УССР, Киевском политехническом институте (ИВК СЭС) и Белорусском отделении института ’’Энергосетьпроект” (программа ОТРО) и др. В частности, программа ОТРО осуществляет выбор оптимальных точек размыкания линий с двусторонним питанием на напряжении 6—330 кВ по критерию максимума показателя абсолютной экономической эффективности суммарных затрат (включая затраты на получение и обработку необходимой информации).
В состав комплекса включена стандартная программа расчета установившихся режимов энергосистемы, обеспечивающая учет влияния питающей сети.
Программа рассчитывает:
а)  исходный режим с вычислением потоков и потерь электроэнергии на участках линии, показателей их загрузки, уровней напряжения в узлах в среднем нагрузочном режиме;
б)  оптимальный по минимуму потерь электроэнергии режим работы линии с условно замкнутой схемой;
в)  режим работы линии с оптимальной по минимуму потерь электроэнергии точкой размыкания (ОР); при отсутствии в месте ОР существующего коммутационного аппарата учитываются затраты на его установку;
г)   режим работы линии с размыканием ее ближайшим коммутационным аппаратом от ОР до первой точки питания (режим рассчитывается в случае, когда в месте ОР нет коммутационного аппарата);
д)  то же, что и в п. ”г”, но ближайшим коммутационным аппаратом на пути от точки ОР до второй точки питания;
е) серию режимов работы линии с размыканием в заданных точках.

В режимах по пп. ”б”-”е” вычисляются: снижение потерь электроэнергии в данном режиме по сравнению с исходным, показатель экономической эффективности суммарных затрат, экономический эффект, погрешности расчета потерь.
По результатам расчета по пп. ”в”— ”д” окончательно выбирается оптимальная по максимуму показателя эффективности суммарных затрат точка размыкания.
Расчеты по п. ”е” выполняются, когда заранее известны варианты размыкания линии.
В качестве основной режимной информации используются потоки активной и реактивной энергии в узлах (линии 35-330 кВ) и на головных участках (линии 6—10 кВ). Предусмотрена возможность учета непрерывного и дискретного изменения потоков электроэнергии. Предельный объем рассчитываемой линии: число участков — 149; число узлов — 150. Дополнительно можно провести расчет для девяти наперед заданных точек размыкания.
Объем занимаемой оперативной памяти составляет около 112 К.
Время выполнения расчета по линии, состоящей из 35 участков, на ЭВМ ЕС 1935 не превышает 15 с.
Отключение части трансформаторов в режимах малых нагрузок.
Отключение одного из п параллельно работающих трансформаторов целесообразно, когда происходящее при этом снижение потерь холостого хода оказывается большим, чем увеличение нагрузочных потерь из-за перераспределения суммарной нагрузки между меньшим числом трансформаторов.
Например, отключение одного из п однотипных трансформаторов целесообразно, если нагрузка подстанций

где S’ном - номинальная мощность одного трансформатора; ∆РХ и ΔΡΚ — потери холостого хода и короткого замыкания.
Подставляя в формулу вместо п последовательно снижаемые на единицу значения (например, при четырех трансформаторах 4, 3 и 2), получаем ряд значений S, при которых целесообразно отключение очередного трансформатора. Как правило, подстанции являются двухтрансформаторными, в связи с этим по приведенной формуле определяют лишь одно значение, при котором целесообразно отключение одного из двух трансформаторов.
При п разнотипных трансформаторах для определения программы их отключения при снижении нагрузки проводят расчеты потерь мощности в трансформаторах при различных значениях нагрузки для случаев работы всех трансформаторов и отключении каждого из них поочередно. Для каждого значения нагрузки выбирают вариант с меньшими потерями.
Выравнивание графика нагрузки сети осуществляется с помощью применения к потребителям стимулирующих мер, обеспечивающих перенос части нагрузки на ночные часы. Снижение потерь электроэнергии в сети определяют по формуле
(3.18)
где индексами 1 и 2 обозначены коэффициенты формы графика до выравнивания и после него; ΔWн — нагрузочные потери в сети при коэффициенте формы кф1.
В соответствии с (1.18)
(3.19)
Пример 3.8. Определить снижение потерь электроэнергии в сети за счет проведения мероприятий, приведших к увеличению числа часов

использования максимальных нагрузок с 4500 до 5000. Потери в исходном режиме составляют 300 млн. кВт-ч.
Решение. По (3.19) определяем соотношение коэффициентов формы:

Выравнивание нагрузок фаз в электрических сетях 0,4 кВ. К городским и сельским трехфазным сетям напряжением 0,4 кВ подключается большое количество однофазных ЭП, присоединяемых между одной из фаз и нулевым проводом. Их подключение производится по возможности равномерно между фазами, однако значения токов оказываются все же неодинаковыми.
При этом различают вероятностную несимметрию, имеющую перемежающийся характер с большей загрузкой то одной, то другой фазы, и систематическую несимметрию, при которой неодинаковы средние значения нагрузок. Первый вид несимметрии может быть устранен лишь специальными устройствами с тиристорным управлением, переключающими часть нагрузок с перегруженной на недогруженную фазу. Такие устройства разработаны Институтом электродинамики Академии наук УССР, однако в настоящее время они еще не выпускаются серийно. Систематическая несимметрия может быть снижена путем периодического (1—2 раза в год) перераспределения нагрузок между фазами.
Снижение потерь электроэнергии за счет проведения этого мероприятия в конкретной сети 0,4 кВ определяют по формуле

где kнер1 и kнер2 - коэффициенты, определяемые по формуле (2.36) для первоначального распределения нагрузок по фазам и их распределения после выравнивания; ∆Umax1 и ∆Umax 2 - потери напряжения в сети, %, до выравнивания нагрузки и после него; W— отпуск электроэнергии в сеть.

Таблица 3.3. Показатели эффективности применения ККУ

Таблица 3.4. Оптимальные значения реактивной мощности, передаваемой потребителям в часы максимума активных нагрузок энергосистемы в IV квартале

 


 
« В случае каких нарушений применяется методика начислений   Инструкция по работе с программой, энергонадзор »
электрические сети