Повышение точности учета потерь мощности на корону при оперативной оп- тимизации режима ээс.

Во введении обоснована актуальность темы диссертации, сформированы цель и ос новные задачи исследований. Показана научная новизна и практическая значимость рабо ты, приводятся основные положения, выносимые на защиту, сведения об апробации и вне дрении результатов исследований.

Глава первая. Потери электроэнергии в электрических сетях, их структура, методы расчета и оптимизация электрических режимов с учетом потерь на корону.

Из отчетных данные ОАО «ФСК ЕЭС» о количественных характеристиках потерь электроэнергии в единой национальной электрической сети (далее ЕНЭС) следует, что ос новными составляющими потерь электроэнергии в сети 220 кВ и выше являются потери на нагрев проводов и на их коронирование рис.1.

Нагрузочные – 64% Корона – 20% Потери на хх в Т и АТ - 7% СН ПС – 4% Потери в ШР – 2% Потери в ТТ, ТН, ОПН, и т.д.– 2% Потери в КУ – 1% Рис. 1. Структура потерь электроэнергии линии ЕНЭС за 2007 г.

В 2010 г. потери электроэнергии на корону составляют уже 24% при 58% нагрузоч ных потерь. При этом стоимость электрической энергии и мощности, приобретенной ФСК в целях компенсации потерь, в 2010 году составила 14 183 210 183,61 руб. без НДС из них 3, млрд составляют потери на корону. Если считать, что в среднем эффективность оптимиза ции режимов по напряжению и потокам реактивной мощности составляет от 3 до 4%, то в 2010 г. была возможность сэкономить 570 млн. рублей. Следовательно для существенного снижения потерь электроэнергии в сети целесообразно уменьшать нагрузочные потери электроэнергии и потери на корону.

В связи с этим были рассмотрены существующие методы расчета нагрузочных по терь и потерь электроэнергии на корону, а также влияющие на их значения факторы. Были, проанализированы существующие методы учета потерь на корону при расчетах устано вившихся режимов и их оптимизации по напряжению и потокам реактивной мощности.

Анализ показал, что при расчетах установившихся режимов ЭЭС и их оптимизации по тери на корону в реальном времени либо не учитываются, либо учитываются приближенно.

Это связано с тем, что «Руководящие указания по учету потерь на корону и помех от нее»

(РУ) позволяют рассчитывать не текущие, а среднегодовые потери на корону. Во-вторых, тип погоды на заданной линии может определяться только по данным метеостанций, которые обычно находятся вдали от ВЛ, что не позволяет определить начало появления значительных потерь на корону, и длину линии, занятую тем или иным видом погоды. В-третьих, внутри данного вида погоды потери на корону могут изменяться в широком диапазоне.

Единственным способом определения текущих значений потерь в проводах от тока на грузки и на корону ВЛ пока является разработанный в Энергетическом научно исследовательском институте (ЭНИН) метод, использующий для определения потерь на ко рону данные из оперативного информационного комплекса (ОИК).

Вторая глава. Алгоритм измерения потерь мощности на корону и в проводах в режиме реального времени.

Алгоритм измерения суммарных потерь мощности основан на усреднении за 10 ми нут мгновенных значений активных мощностей, полученных путем вычитания из измерен ных в начале линии значений входящей активной мощности Р1 значений выходящей актив ной мощности Р2, измеренных в её конце, с дальнейшим учетом систематической погрешно сти измерения суммарных потерь в линии ПС:

P P P2 ПС. (1) Усреднение измеряемых через 5 сек значений Р1 и Р2 позволяет уменьшить случай ную погрешность измерения активной мощности.

Определить ПС можно, используя (1), тогда систематическая погрешность измере ния потерь в линии будет равна ПС P P2 P, где:

Р Рк Рп, (2) Рк – потери мощности от короны и токов утечки по изоляторам, Рп – потери мощности в проводах от токов нагрузки.

Как видно из (2) ПС можно определить, если известно Рп и Рк. Зная значения ак тивной Р и реактивной Q мощности, передаваемой по линии, величину Рп можно опреде лить по выражению:

Рп R t ( P 2 Q 2 ) U Л, (3) где: R t r20 L 1 0,004 tп 20 – активное сопротивление фазы линии, L – длина линии, r20 – удельное активное сопротивление фазы при температуре 20C, tп – температура провода.

Потери мощности на корону можно достаточно точно определить при хорошей по годе по величинам напряжения и плотности воздуха по формуле:

Pкх bp L 0,0735U 2 0,275U 3 U 0 П 0, 268U 4 U 02П, (4) где: bр – коэффициент наклона редуцированной характеристики потерь, U0п – начальное напряжение образования коронного разряда.

Поскольку потери в хорошую погоду малы, то даже большая погрешность в их опре делении не может внести существенную погрешность в ПС. Таким образом, систематиче скую составляющую погрешности измерения потерь в ВЛ можно измерить в условиях хо рошей погоды как Пс Р1 Р2 Ркх Рп. (5) Получаемые значения погрешностей при усреднении 120 значений за 10 мин будут иметь разброс, определяемый неполной компенсацией случайной составляющей погрешно сти. Поэтому для определения только систематической составляющей необходимо провести усреднение данных измерений за сутки хорошей погоды. Из теоретических исследований по грешностей измерения потерь в ВЛ следует, что ПС является функцией активной, реактивной мощностей и потерь реактивной мощности в линии. Опыт показал, что наиболее существенно на ПС влияет активная мощность Р, причём, зависимость ПС от Р может быть принята линей ной. Если в течение суток хорошей погоды каждые 10 минут регистрировать значения ПС и соответствующие ему значения P, то можно получить поле точек Пс f P. Используя ме тоды регрессионного анализа нетрудно найти среднее за сутки значение П с a bP (6) и среднеквадратическое отклонение погрешности от средней П с П с.

1N П (7) N Тогда потери мощности на корону в плохую погоду можно определить по формуле:

Р к Р1 Р 2 Р п П с. (8) При этом получаемые значения потерь мощности на корону будут содержать по грешность, разброс которой определяется среднеквадратическим отклонением, рассчиты ваемых по (7).

Решение о том, когда имеют место потери хорошей погоды, а когда – плохой опре деляется путём сравнения значений Р к и Р кх с учётом случайной погрешности измерения.

Если считать что случайная погрешность имеет нормальное распределение, то если Рк Ркх П, вероятность того, что имеет место хорошая погода будет равна 0,8413.

Данный алгоритм введен в ПК «Универсальный измерительный комплекс» (УИК), который в свою очередь внедрен на предприятиях ОАО «ФСК ЕЭС» для проведения опытных измерений потерь на корону ВЛ напряжением 330-750 кВ.

Анализ результатов показал, что алгоритм УИКа нечувствителен к потерям на ко рону в условиях повышенной влажности. Если потери на корону в хорошую погоду Ркх можно определить по выражению (4), где величина Ркх зависит от измеряемых значений напряжения U и плотности воздуха, то определение потерь на корону при повышенной влажности воздуха затруднено или вовсе невозможно. Согласно данным измерений П = 1,28 МВт. Так как Рх + П = 1,78 Рпв = 1,5, то измерительная система оказывается нечув ствительной к потерям при повышенной влажности. Так как на подстанциях нет метео станции, представляется возможным производить учет потерь на корону при повышенной влажности введением коррекции на измерения потерь на корону в хорошую погоду.

Чтобы учесть потери при повышенной влажности воздуха продолжительностью Tпв, значения потерь при хорошей погоде продолжительностью Tx надо увеличить в К раз, где К – коэффициент, равный:

K 1 2 1 Tx Tпв. (9) Определить отношение Tx Tпв можно только в среднем за год. На рис. 2 представле на зависимость значения K от Tx Tпв. Так как в разные годы это отношение меняется, то его следует брать в среднем за период солнечной активности 10 – 12 лет.

Внутри Московской области К изменяется не слишком сильно, а его среднее значе ние составляет 1,6. В среднем по России Tx Tпв = 6,92, поэтому К = 1,25.

В заключительной части главы было показано, что про граммный комплекс УИК позво ляет определять составляющие потерь электроэнергии в режиме реального времени и проводить оптимизацию режима работы электрической сети с целью уменьшения этих потерь и до Рис. 2. Зависимость К от отношения Tx Tпв биться значительной экономии электроэнергии. Проблема нечувствительности УИК к измерению потерь на корону при повы шенной влажности воздуха может быть решена при установке метеостанций на всех ПС 330 кВ и выше. На данном этапе этот недостаток УИК может быть устранен корректировкой данных измерений потерь на корону в хорошую погоду с помощью коэффициента К. Также показано, что снижение напряжения в линии 500 кВ Волгодонская АЭС – ПС Южная на 10 кВ в период дождя позволит снизить суммарные потери мощности в ней на 0,384 МВт, а при снижении на 20 кВ снизить потери на 0,504 МВт. При снижении напряжения на 10 кВ в линии 500 кВ Волго донская АЭС – ПС Южная в период дождей возможная экономия электроэнергии за год может составить 153,984 МВтч, а для ВЛ 750 кВ Калининская АЭС - ПС Ленинградская - 435 МВтч.

Третья глава. Анализ систематической погрешности измерения потерь на ко рону и в проводах в режиме реального времени.

Для того чтобы понять, насколько точно УИК определяет текущие потери на коро ну, были проанализированы погрешности величин, определяющих значение Пс, а именно Рп и Рк. При анализе погрешности учета нагрузочных потерь были рассмотрены 2 состав ляющие - методическая и инструментальная. Для определения методической погрешности были сопоставлены различные метод расчета нагрузочных потерь, используемый в УИКе с методом расчета нагрузочных потерь, учитывающим волновые свойства линии.

Расчеты методической погрешности определения потерь от токовой нагрузки по уп рощенной формуле (3), которая используется в УИКе, по сравнению с результатами полу ченными по формуле, учитывающей волновые свойства ВЛ СВН, показали необходимость использования последней для более точного определения нагрузочных потерь в проводах протяженных линий длиной более 250 км.

При расчете потерь на корону в хорошую погоду по формуле (4) не учитывается изме нения напряжения вдоль линии, хотя известно, что для линий протяжённостью более 250 км и передаче по ней мощности, меньше натуральной, изменение напряжения вдоль линии весьма значительно. Ввиду того, что потери Рк пропорциональны U в пятой степени, не учитывать данный факт нельзя. Расчеты в различных работах показали, что в некоторых режимах по грешность определения потерь на корону без учета изменения напряжения вдоль линии дос тигает 30%. Поэтому при расчете потерь на корону следует использовать коэффициент Кр, предложенный Г.К. Зарудским:

2 sin 2 5/ r K р (1 (( P Q -1)( 2 - ctg ) 2 Q P ( 0 )(1 2 )) 2 ), (10) sin sin *2 x *2 *2 *2 где: P2 и Q2 – активная и реактивная мощности в конце линии, отнесенная к натуральной * * мощности ВЛ, 0 l – волновая длина ВЛ, l – длина линии, 0 x0b0 – коэффициент изменения фазы электромагнитной волны для идеализированной линии ( r0 g 0 0 ), r0, x и g 0, b0 - удельные активные и реактивные сопротивления и проводимости линии.

Инструментальные погрешности метода определялись с использованием формулы полного дифференциала функции u = f(x,y,z):

u u u u x y z, (11) x y z где: u – погрешность функции, x, y, z – погрешности аргументов. В соответствии с (11), инструментальная погрешность определения нагрузочных потерь по (3) равна:

P2 Q2 P2 Q 2P 2Q Pп R P R 2 Q 2 R U R. (12) U2 U3 U U На рис. 3 представлены результаты расчетов конкрет ных значений погрешности оп ределения нагрузочных потерь для ВЛ 500 кВ длиной 300 км при различных вариантах за грузки ТН, которые показали, что инструментальная погреш ность определения потерь в проводах невелика, и при мак симальном абсолютном значе нии 1151 кВт составляет 4% от значения потерь мощности в Рис. 3 Результаты расчетов инструментальной погреш ности определения нагрузочных потерь в зависимости от проводах, что по отношению к натуральной мощности ВЛ тока ТТ и нагрузки ТН (900000кВт) составит 0, 0128%.

Выражение для расчета инструментальной погрешности расчета потерь на корону в хорошую погоду по (11) имеет вид:

U3 U U2 U Pкх bL 0,0735 2 U 0, 275 3 0, 268 4 2 U 0, 275 2 0, 268 2 3 U0 П. (13) U0 П U0 П U0 П U0 П На рис. 4 представлена зависимость погрешности расчета потерь на корону в хоро шую погоду для разных значений нагрузки ТН –NU в %.

Расчет погрешности определения потерь на корону для ВЛ 500 кВ длиной 300 км по казал, что инструментальная погрешность определения потерь на корону невелика, и при максимальном абсолютном значении 229 кВт составляет 19% от значения потерь мощности на корону в хорошую погоду рассматриваемой линии.

На рис. 5 представлена зависимость суммарной погрешности расчета потерь на ко рону в хорошую погоду и нагрузочных потерь без учета методической погрешности.

Для рассматриваемой линии потери на корону при хорошей погоде составляют кВт. Из рис. 5 можно сделать вывод, что инструментальная погрешность определения по терь на корону при максимальном абсолютном ее значении 229 кВт составляет 19% от значения потерь мощности на корону в хорошую погоду. Расчет потерь на корону в хоро шую погоду определяется на основе измеренного значения напряжения и расчетной вели чины емкости. Принимая во внимание то, что погрешности определения данных парамет ров весьма значительны, и тот факт, что значение потерь на корону в хорошую погоду на порядка меньше максимально возможного значения, можно сделать вывод о том, что вели чина погрешности расчета потерь на корону 19% вполне приемлема.

Рис. 4. Результаты расчетов погрешности Рис. 5. Результаты расчетов суммарной по определения потерь на корону в хорошую грешности определения потерь на корону в погоду в зависимости от загрузки ТН хорошую погоду и нагрузочных потерь в линии длиной 300 км в зависимости от пе редаваемой мощности Теперь можно определить погрешность расчета потерь на корону в плохую погоду, которые в УИКе рассчитываются по формуле Pкi P i P2i Pпi Пi. (14) Значения Pпi, Pkхi и Пi можно выразить через истинные значения Pпiист, Pkiист и Пiист, а также их погрешности Pпi, Pkхi и Пi.

Тогда: Pпi Pпiист Pпi, Pпi Pkxiист Pkxi, Пi Пiист Пi, и в соответствии с формулой (5) для определения систематической погрешности Пi Р1 Р2 Ркх Рп по лучим:

Пi P i P2i ( Pпiист Pпi ) ( Pкхiист Pкхi ) Пiист Pпi Pкхi. (15) Подставив (15) в (14), получим Pкi P i P2i ( Pпiист Pпi ) ( Пiист Pпi Pкхi ) P i P2i Pпiист Пiист Pкхi.

1 Таким образом, при определении потерь на корону в плохую погоду, систематиче ская погрешность потерь в проводах компенсируется. Следовательно, погрешность расчета потерь на корону в плохую погоду определяется погрешностью расчета потерь на корону в хорошую погоду (229 кВт в нашем случае). Для рассматриваемой ВЛ 500 кВ при сухом снеге потери на корону составят 5400 кВт, а относительная погрешность составит 4,2%.

Ввиду того, что класс точности измерительной техники линий напряжением 330 кВ и 750 кВ и ВЛ 500 кВ одинаковы, то и относительные погрешности для этих линий будут близки к результатам, полученным в данной главе.

Четвертая глава. Анализ эффекта от регулирования напряжения для снижения потерь на корону и в проводах в ЕНЭС по данным УИК.

С целью определения возможного диапазона изменения напряжения для снижения суммарных потерь в линии проведен анализ потерь при различном соотношении потерь на корону и потерь в проводах для отдельных линий.

Поскольку при постоянной мощности и сопротивления на стороне нагрузки нагрузоч ные потери в линии обратно пропорциональны напряжению линии, а потери на корону – пря мо пропорциональны напряжению линии в пятой степени, то суммарные потери в линии в за висимости от напряжения U линии можно определить по выраже нию: P (U ) Ркс (U / U c ) Рпс (U с / U ), где Uc – среднее значение напряжения за рас 5 сматриваемый период времени, Ркс и Рпс – средние значения потерь мощности на корону и в проводах за рассматриваемый период времени. Переходя к напряжению Uc = U2 в конце ли нии, дифференцируя последнее выражение по U и приравнивая полученное уравнение к нулю dP (U ) 5 Ркс 2 (U ) 4 /(U 2 )5 – 2 Рпс 2 (U 2 ) 2 /(U )3 0, dU получим выражение для определения значения оптимального напряжения U = U2опт, при котором суммарные потери Р(U) минимальны:

U 2 опт U 2 7 0, 4 Рпс 2 Ркс 2.

Исследования возможности снижения суммарных потерь мощности при регулировании напряжения линии проводились на ВЛ 750 кВ Калининская АЭС - Владимирская, ВЛ 750 кВ Калининская АЭС – Ленинградская и ВЛ 500 кВ Волгодонская АЭС – Южная.

В таблице 1 приведены основные параметры ВЛ 750 кВ Калининская АЭС – Влади мирская (l – длина участка ВЛ, r0 – удельное активное сопротивление фазы, С – средняя рабочая емкость фазы, a – шаг расщепления, r – радиус провода, Н – минимальный габарит провода и f – стрела провеса провода), а на рис. 6 - результаты измерения потерь на корону и в проводах для этой линии, выполненные УИК 04.01.2011.

Таблица 1. – Параметры ВЛ 750 кВ Калининская АЭС - Владимирская Фаза l, км r0, Ом/км С, пФ/м а, м r, м H, м f, м 5хАС-330/43 379,006 0,0174 13 0,4 0, 13,0 10, 3хАС-500/336 17,24 0,0197 13 0,4 0, 396,246 0, Рис.6. Результаты измерения потерь мощности на корону и в проводах ВЛ 750 кВ Кали нинская АЭС-Владимирская 04.01. В таблице 2 приведены результаты расчета оптимального напряжения, обеспечи вающего минимум суммарных потерь Р, при условии отсутствия ограничений по значе нию напряжения, а так же величина снижения потерь при переходе от текущего напряже ния к оптимальному Таблица 2. – Результаты расчета оптимального напряжения, обеспечивающего ми нимум потерь в линии.

Продолжительность повышенных потерь на корону, час. 2, Среднее значение напряжения в конце ВЛ U2, кВ 750, Среднее значение перетока активной мощности в конце ВЛ P2, МВт 656, Среднее значение перетока реактивной мощности в конце ВЛ Q2, МВАр 147, Среднее значение потерь на корону, МВт 14, Среднее значение нагрузочных потерь Pнu2, МВт 10, Суммарное значение потерь в линии Pсум, МВт 25, Значение оптимального напряжения в конце линии U2опт, кВ 627, Суммарные потери при оптимальном напряжении Pсумопт, МВт 21, Возможный эффект снижения суммарных потерь, МВт 3, Проведенные исследования снижения суммарных потерь при регулировании напря жения линии дали следующие основные результаты:

эффективное снижение суммарных потерь мощности на линии, по всей длине которой установилась хорошая погода (потери на корону малы), достигается при значениях оптимального напряжения значительно больших номинального: 1,2 1,25 от Uном;

в случае, когда по всей длине линии установилась плохая погода (большие поте ри на корону) эффективное снижение суммарных потерь мощности на линии достигается при оптимальном напряжении значительно меньше номинального:

0,5 - 0,85 от Uном;

наибольший эффект снижения суммарных потерь мощности при регулировании напряжения линии достигается в тех случаях, когда токовая нагрузка ВЛ мини мальна, а потери на корону максимальны.

При рассмотрении энергосистемы в целом необходим учет потерь во всех линиях данного региона. В связи с чем расчет оптимальных уровней напряжения в узлах энерго системы следует определять с учетом потерь на корону и нагрузочных потерь мощности всех линий электропередачи рассматриваемого энергорайона.

В работе исследовалась возможность снижения суммарных потерь мощности при регулировании напряжения в узлах сети объединенной энергосистемы (ОЭС). Объектом исследования выбрана сеть ВЛ 500 кВ ОЭС Средней Волги (рис. 7), а также сеть 500 – кВ ОЭС Центра (рис. 8.).

При исследовании возможности снижения суммарных потерь мощности путем регу лирования напряжения был использован ПК КОСМОС, в котором при решении задачи оп тимизации режима регулированием напряжения в используется целевая функция:

n k l U 2j Y j Pкорm (U ), F(X ) I i2 ( X ) Ri i 1 j 1 m где: k и n - число узлов и ветвей в схеме замещения, l - число ветвей, для которых величина потерь на корону определяется по полиномам, Ii(X) и Ri(X) - величина тока и значение ак тивного сопротивления i-ой ветви, Uj и Yj - величина напряжения и активная проводимость шунта в j-ом узле, Pкорm (U ) - функция, отражающая зависимость между потерями на коро ну в ветви m и напряжениями узлов, ограничивающих эту ветвь.

Рис. 7. Фрагмент сети 500 кВ ОЭС Средней Волги Рис. 8. Фрагмент сети 500 - 750кВ ОЭС Центра В ПК КОСМОС реализованы два подхода расчета величины потерь мощности на корону. Первый опирается на использование полиномов. Для расчета величины потерь в линии на корону ее трасса делится на два участка. Условно принимается, что погода на первом участке соответствует погоде на подстанции, к которой присоединяется начало ветви, а на втором участке погода определяется метеоусловиями условиями на подстанции, к которой присоединяется конец ветви. Для различных классов напряжений и типов про водов, а также различных погодных условий экспериментальным путем определены типо вые характеристики, представляющие собой полиномы второй степени.

Второй подход, предложенный автором, для определения потерь на корону исполь зует УИК, который на основе непосредственно измеряемых величин идентифицирует по тери на корону в текущем режиме в заранее определенных линиях. При оценивании со стояния величина потерь, введенная в качестве исходных данных, считается неизменной величиной. После завершения оценивания запоминаются как сами величины потерь в ли ниях, так и значения оцененных напряжений в узлах, ограничивающих ветви. Впоследст вии, при проведении имитационных расчетов и оптимизации, считается, что величина по терь будет меняться в зависимости от изменения напряжений по следующей формуле:

Pijтек 0,5 Pijизм U iтек U iоцен 0,5 Pijизм U jтек U jоцен, где: Pijтек - величина потерь в текущем режиме в ветви i - j, ограниченной узлами i и j;

Pijизм - идентифицированная (полученная из УИК в результате измерения) величина потерь в ветви i – j;

U iтек и U jтек - рассчитанные напряжения в узлах i и j в текущем режиме;

U iоцен и U jоцен - напряжения в узлах i и j, полученные в результате решения задачи оцени вания состояния.

Систему ограничений задачи составляют уравнения балансов активных и реактив ных мощностей в узлах схемы замещения:

PУЗЛ (X) = PЗАД, Q УЗЛ (X) = Q ЗАД.

Алгоритм проводимых в ПК КОСМОС расчетов представлен в виде блок-схеме изо браженной на рис. 9.

Регулирование напря жения в сети 500 кВ ОЭС Средней Волги возможно только путем изменения на пряжения на электростанциях и регулированием средствами компенсации реактивной мощности (СКРМ).

В сети 750 – 500 кВ ОЭС Центра напряжение мо жет регулироваться как на электростанциях и СКРМ, так и на подстанциях с помощью РПН. Кроме того, рассмотре ны режимы, в которых уста новленные шунтирующие ре акторы (ШР) заменены на управляемые шунтирующие реакторы (УШР).

В качестве примера на рис. 10 представлена схемно режимная обстановка энерго района в ОЭС Центра в пери од зимнего минимума 2010 г после проведения оптимиза ции регулированием напря жения в сети.

Рис. 9. Блок-схема расчета ПК КОСМОС В таблице 2 показано изменение коммутационного положения реакторов, в таблице 3 – изменение напряжения в узлах управления реактивной мощностью, а в таблице 4 – изменение коэффициентов трансформации АТ 750/500 кВ.

Таблица 2. – Изменения коммутационного положения реакторов Состояние реакторов № Узел До расчета После расчета 1 355 ВЛАД500 Откл Вкл !

2 356 Вл750АТ6 Вкл Откл !

3 454 ОПЫТН750 Откл Вкл !

4 473 КлАЭС750 Откл Вкл !

5 963 МИХ500 Вкл Откл !

6 161 КАЛУЖ500 Вкл Вкл 7 356 Вл750АТ6 Вкл Вкл 8 454 ОПЫТН750 Вкл Вкл 9 473 КлАЭС750 Вкл Вкл 10 473 КлАЭС750 Вкл Вкл 11 473 КлАЭС750 Вкл Вкл 12 895 Чер-я500 Вкл Вкл 13 899 БЕЛОЗ750 Вкл Вкл 14 963 МИХ500 Вкл Вкл 15 6370 ЛEHИH750 Вкл Вкл 16 6370 ЛEHИH750 Вкл Вкл Таблица 3. – Изменение напряжения в узлах управления реактивной мощностью Режим напряжений № Узел U исх U опт dU(%) U min U max Q исх Q опт 1 411 КГРЭС500 522,3 484,6 -7,5 450 525 1,7 -16, 2 108 ЗГАЭС550 511 475 -7,2 475 ! 525 -283 -296, 3 154 TЭЦ26 519 487,1 -6,4 475 525 59,7 -18, 4 453 КГРЭС500 515,2 491,1 -4,8 475 525 163,7 548, 5 473 КлАЭС750 756 728,3 -3,7 713,5 787,5 58,8 -44, 6 6370 ЛEHИH750 725,5 748,9 3,1 713,5 787,5 6,3 347, Таблица 4. - Изменения коэффициентов трансформации АТ 750/500 кВ Коэффициенты трансформации и номера анцапф № Номера узлов Объект K исх K опт 1 356 355 Вл750АТ6 K' 0,683 0, 2 5 6 БРАСТ750 K' 0,683 0, 3 454 466 ОПЫТН750 K' 0,683 0, Во всех линиях сети потери на корону были заданы максимальными – плохая погода. В соответствии с вышеуказанной блок-схемой процесса расчета были получены как потери в исходном режиме, которые составляли 350,4 МВт, так и после оптимизации, которые соста вили 296,8 МВт. Таким образом, эффективность оптимизации составила 53,6 МВт, или 15,23% от суммарных потерь.

В таблице 5 представлен фрагмент потокораспределения в ОЭС Центра после про ведения оптимизации режима по напряжению и потокам реактивной мощности в условиях, когда потери на корону в линиях электропередачи максимальны (плохая погода)..

Таблица 5. – Фрагмент потокораспределения в сети, после проведении оптимизации режима, схемно-режимная ситуация, представленная на рис. Узел Название U расч f расч P нагр Q нагр P ген Q ген U зад Q min Q max P Q P з Q з Р лин Q лин Ток _5 724.59 -15.36 44.7 14.8 0.0 0.0 - - БРАСТ 6 БPACT500 -313.1 67.4 0.23 7.71 255.16 0.00 0. 6 БPACT500 -313.1 67.4 0.23 7.71 255.16 0.00 0. 454 ОПЫТН750 670.9 -119.9 1.23 25.30 543.01 8.78 178. _6 486.66 -16.71 72.8 28.3 0.0 0.0 - - БPACT 5 БРАСТ750 312.8 -75.1 0.23 7.71 381.66 0.00 0. 5 БРАСТ750 312.8 -75.1 0.23 7.71 381.66 0.00 0. 7 БECKУД_5 -309.4 8.9 0.36 5.68 367.26 2.15 40. 453 КГРЭС500 111.8 110.0 0.13 2.07 186.09 4.68 77. 3001 ЗАПАД500 -355.3 59.7 0.44 6.78 427.40 1.81 36. _7 485.85 -17.77 5.3 32.7 0.0 0.0 - - БECKУД_ 6 БPACT500 306.9 25.7 0.36 5.68 366.01 2.15 40. 11 TPУБ500 -193.1 -38.6 0.12 1.85 233.98 1.79 30. 22 HOГИH500 -108.6 45.6 0.11 1.17 140.00 3.88 66. _11 484.36 -18.27 8.2 70.8 0.0 0.0 - - TPУБ 7 БECKУД_5 191.1 67.6 0.12 1.85 241.69 1.79 30. 108 ЗГАЭС550 -528.6 -115.0 2.20 34.02 644.86 4.35 73. 355 ВЛАД500 156.6 23.0 0.37 5.71 188.72 7.74 134. 453 КГРЭС500 189.1 95.1 1.17 8.17 252.25 8.02 124. _22 486.00 -18.39 30.2 55.3 0.0 0.0 - - HOГИH 7 БECKУД_5 104.6 19.3 0.11 1.17 126.39 3.88 66. 32 ЧAГИH500 -303.7 70.8 0.60 6.38 370.43 2.63 44. 355 ВЛАД500 229.3 -34.9 0.59 9.16 275.51 5.68 99. _32 486.77 -19.59 0.0 40.2 6.6 0.0 - - ЧAГИH 22 HOГИH500 300.4 -32.8 0.60 6.38 358.45 2.63 44. 41 ПAXPA500 -45.9 31.9 0.01 0.11 66.23 0.00 31. 94 M-ЧAГ.OT -261.2 41.1 0.70 9.33 313.61 2.13 99. _35 484.49 -22.53 0.0 0.0 -267.0 -53.5 - - КГРЭС 41 ПAXPA500 292.3 60.0 0.98 14.65 355.58 6.71 110. 963 МИХ500 -25.3 -6.5 0.02 0.27 31.07 4.62 73. По данным метеостанций Гидрометцентра средняя продолжительность изморози по России за 10 лет составляет 1381 ч в год.

Таким образом, если бы мы оптимизировали режимы работы рассматриваемых се тей в период изморози возможная экономия потерь электроэнергии в год могла составить:

для сети 750/500 кВ: 1381 (ч.) 53,6 (МВт) = 74 021,60 МВтч;

для сети 500 кВ: 1381 (ч.) 20,2 (МВт) = 27 896,20 МВтч.

При средней стоимости потерь в ЕНЭС равной 1 рублю за 1 кВтч возможная эконо мия в денежном эквиваленте для сети 750-500 кВ составляет 74 млн. рублей в год и 27, млн. рублей в год для сети 500 кВ.

Проведенные исследования снижения суммарных потерь при регулировании напря жения в сети 500 кВ ОЭС Средней Волги и сети 750/500 кВ ОЭС Центра дали следующие основные результаты:

1. Результаты расчетов оптимизации ОЭС Средней Волги показали следующее:

в условиях, когда потери на корону в линиях минимальны, то есть наблюдается хорошая погода в регионе, напряжение в сети целесообразно поднимать, что дает достаточно весомый эффект экономии потерь мощности в сети – 7,5 МВт, что составляет 5,1% от суммарных потерь. При этом, если бы вместо ШР стояли УШР эффект от оптимизации режима увеличился бы на 6,5% до величины МВт;

в случае, когда потери на корону во всех линиях сети повышены, оптимизация режима регулированием напряжения на его снижение дала наибольший абсо лютный эффект 20,2 МВт, что составляет 4,9% от суммарных потерь. При этом, если бы вместо ШР стояли УШР эффект от оптимизации режима увели чился бы на 20% до величины 24,4 МВт;

при нахождении двух и более линий в зоне плохой погоды – потери на корону повышены, напряжение в сети ОЭС Волги целесообразно снижать в среднем на 5 кВ.

2. Оптимизационные расчеты сети 750/500 кВ ОЭС Центра показали, что наибольший эффект от оптимизации режима регулированием напряжения составляет 56,3 МВт (15,23% от суммарных потерь), в условиях когда потери на корону во всех линиях сети повышены.

3. Эффект от оптимизации режима в сети 750/500 кВ примерно в 3 раза выше эффекта от оптимизации режима в сети 500 кВ, что обусловлено наличием большего числа средств регулирования напряжения в ОЭС Центра, а также более высокой загрузкой транзитных ВЛ 500 кВ ОЭС Волги по сравнению с ВЛ 750-500 кВ ОЭС Центра. До полнительно следует отметить возможность оказания значительного влияния на на пряжение в сети 750 кВ за счет устройств регулирования напряжения под нагрузкой ПС 750/500 кВ.

ЗАКЛЮЧЕНИЕ В результате выполнения теоретических и экспериментальных исследований в рабо те получены следующие значимые результаты:

1. Выявлено, что алгоритм расчета текущих потерь на корону, который используется в ПК УИК, нечувствителен к потерям на корону при повышенной влажности воздуха. В алгоритм УИК внесены поправки, которые позволяют учесть вышеуказанные потери.

2. Анализ погрешности определения потерь на корону с помощью алгоритмов ПК УИК показал целесообразность использования более точной формулы определения нагру зочных потерь в проводах протяженных линий, учитывающей волновые свойства ВЛ СВН.

3. Для учета влияния на потери мощности от короны в хорошую погоду изменения напряжения вдоль линий электропередачи, протяженностью более 250 км в алгоритм УИКа введен поправочный коэффициент, являющийся функцией активной и реактивной мощности.

4. Проанализированы значения потерь мощности на корону, полученные с помо щью ПК УИК на двух действующих линиях сверхвысокого напряжения, которые были со поставлены с данными метеостанций, расположенных вблизи прохождения трассы ВЛ.

Проверена связь повышенных значений потерь на корону с появлением плохой погоды вдоль прохождения трассы ВЛ.

5. Результаты расчетов инструментальной погрешности определения потерь от на грузки для ВЛ 500 кВ показали, что наибольшую погрешность в расчет нагрузочных по терь вносит погрешность определения температуры провода. Величина погрешности по отношению к полным нагрузочным потерям составляет 4%.

6. Показано, что максимальная инструментальная систематическая погрешность оп ределения потерь на корону равна 229 кВт, или 19% от потерь мощности на корону в хо рошую погоду – 1200 кВт для ВЛ 500 кВ. Расчет потерь на корону в хорошую погоду оп ределяется на основе измеренного значения напряжения и расчетной величины емкости линии. Принимая во внимание то, что погрешности определения данных параметров линии весьма значительны, и тот факт, что значение потерь на корону в хорошую погоду на 2 по рядка меньше максимально возможного значения, можно говорить о приемлемости 19% погрешности расчета потерь на корону в хорошую погоду.

7. Определена погрешность расчета потерь на корону в плохую погоду по алгорит мам УИКа, которая равна инструментальной погрешности определения потерь на корону в хорошую погоду (229 кВт), и в худшем случае составляет 4,2 % по отношению к потерям на корону в плохую погоду.

8. Результаты оптимизации режима напряжения на одной линии без ограничений по уровню напряжения показали, что диапазон оптимального уровня напряжения при сущест вующей загрузке ВЛ лежит в переделах 0,5- 1,25 от Uном.

9. Результаты оптимизации ЭС с однородной сетью 500 кВ (ОЭС Средней Волги) и сетью 750/500 кВ (ОЭС Центра) с помощью программного комплекса КОСМОС показали, что наибольший эффект от оптимизации режима регулированием напряжения наблюдается в условиях изморози.

10. Результаты расчетов показали, что замена ШР на УШР в сети 500 кВ ОЭС Волги позволяет повысить эффект от оптимизации режима в среднем на 10%.

11. Доработанный ПК УИК с помощью которого осуществляется мониторинг теку щих потерь на корону ВЛ 330 кВ и выше ЕНЭС в части учета потерь на корону при повы шенной влажности воздуха и изменения напряжения вдоль ВЛ внедрен в ОАО «ФСК ЕЭС». Данные УИКа используются в ПК КОСМОС для учета потерь на корону ВЛ 330 кВ и выше при оперативных расчетах режимов ЭЭС.

ОСНОВНЫЕ ПУБЛИКАЦИИ ПО ДИССЕРТАЦИИ Статьи в изданиях, рекомендуемых ВАК РФ:

1. Шаров Ю.В., Гаджиев М.Г. Измерение потерь мощности на корону в линиях сверхвысокого напряжения ОАО «ФСК ЕЭС» //ЭЛЕКТРО, 2010, № 3, с. 19 – 24.

2. Гаджиев М.Г. Анализ систематической погрешности измерения потерь на корону и в проводах в режиме реального времени. // Электричество.– 2011.– №3, с.

3. Шаров Ю.В., Гаджиев М.Г., Кравец Д.А., Афанасьев Д.А. Анализ эффекта снижения потерь в линиях электропередачи при регулировании напряжения по дан ным оперативного измерительного комплекса.//ЭЛЕКТРО, 2011, № 5, с. 18 – 22.

1. Гаджиев М.Г., Шаров Ю.В.. Измерение текущих потерь мощности в линиях элек тропередачи. // Радиоэлектроника, электротехника и энергетика. Тез. докл. XVI Междунар.

науч.-техн. конф. студентов и аспирантов (25-26 февраля 2010 г., г.Москва).

2. Гаджиев М.Г., Шаров Ю.В., Пелымский В.Л. «Снижение потерь электроэнергии при внедрении Smart Grid» //Электроэнергия передача и распределение. №6, 2011 г., с. 38 – 42.

3. Гаджиев.М.Г., Кравец.Д.А., Пелымский В.Л., Воронин В.Т. «Центры управления сетями – основа инновационного развития сетевых компаний» // Электроэнергия передача и распределение. №1, 2012 г., с. 90 – 94.

4. Гаджиев.М.Г., Шамонов Р.Г., Воронин В.Т. – «Направления развития системы ре гулирования напряжения и реактивной мощности в ЕНЭС» // Электроэнергия передача и распределение. №2, 2012г., с.42 – 48.

2013 www.netess.ru - «Бесплатная библиотека авторефератов кандидатских и докторских диссертаций»

Материалы этого сайта размещены для ознакомления, все права принадлежат их авторам. Если Вы не согласны с тем, что Ваш материал размещён на этом сайте, пожалуйста, напишите нам, мы в течении 1-2 рабочих дней удалим его.