Перейти к сводной странице темы "Координация потоков мощности в развитых электрических сетях"

Скачать версию для печати в формате PDF

Оценки эффективности инноваций по оптимизации маршрутов потоков активной мощности и по стабилизации локальных частот единой энергосистемы России[1]

Ольшванг М.В.

ВВЕДЕНИЕ

В1. Два вида потерь и соотношения их относительных величин

Потери как расход электроэнергии на ее транспорт от электростанций к потребителям учитываются двояко: в виде относительной величины среднегодовых потерь энергии при составлении баланса энергии по системе и в виде относительной величины потерь мощности для составления текущего баланса мощности по системе.  В случае мощности потери могут быть определены делением потерь энергии на условное время потерь, которое рекомендуется принимать в пределах 3500-4500 ч. [1]. Это означает увеличение относительной величины потерь при переходе от энергии к мощности, соответственно, в 2,5 – 1,95 раза.  В дальнейших оценках для упрощения будем считать увеличение в 2 раза.

 

Потери мощности оцениваются для определения требуемых для нормальной работы энергосистемы максимально допустимых величин генерации, задаваемых регулирующим электростанциям. По данным о предельно возможных максимальных величинах генерации определяются и величины установленной мощности электростанций.

 

Для упрощения оценок относительных величин потерь энергии и мощности в последовательно включенных элементах сети потери относят к величине  отпуска электроэнергии в сеть на сетевых шинах электростанций, а не к величине энергии или мощности на входе в очередной элемент сети – слой сложно замкнутых линий 500 кВ, или слой сложно замкнутых линий 220 кВ, или слой сложно замкнутых  линий 110 кВ и далее в сети слои радиальных линий более низких напряжений.

 

Системный  оператор (СО) показывает суточные графики мощностей генерации и потребления Единой энергосистемы (ЕЭС) и объединенных энергосистем (ОЭС). На графиках представлены сглаженные кривые средних за полчаса величин мощности генерации и потребления.  Это отображает рис.1 в разделе1. Пики мощности не показаны. Их замещает задание по вращающемуся резерву – горячему резерву мощности.

 

Под мощностью генерации  СО понимается сумма всех суммарных мощностей генераторов каждой станции. Под потреблением – сумма мощностей, отпускаемых в сеть с сетевых шин каждой станции. Мощности генерации и потребления отличаются  на величину станционных потерь. Потери мощности на станциях составляют от 1,5 до 3 %. Их основную часть составляют потери в шинопроводах от генератора к повышающим трансформаторам и в самих повышающих трансформаторах.

 

Для официальных отчетов отечественной электроэнергетики как отрасли экономики страны приняты относительные среднегодовые потери энергии в транспортной и распределительной сетях. Их экономическое значение ограничено тем, что они лишь несколько увеличивают отпускную цену электроэнергии и потому мало заметны в общей экономической картине страны.

В отличие от среднегодовых потерь энергии пиковые потери мощности непосредственно влияют на горячий резерв и далее на установленную мощность электростанций в целом и притом весьма существенно.  Поэтому отсутствие показателей потерь пиковой мощности в показателях электроэнергетики в условиях инновационной модернизации сети неприемлемо. 

 

В2. Об увеличении величины относительных потерь мощности в два раза

Поясним причины указанного выше  увеличения относительных потерь мощности в 2 раза при их оценке по относительной  величине  потерь энергии. Как было отмечено, удвоение делается при учете относительных потерь пиковой мощности, причем учесть  пики необходимо для оценки пиков генерации для заведомого обеспечения  их покрытия текущей располагаемой мощностью станций – вращающимся резервом. Поэтому требуется учет пиков не как усредненных показателей суточных графиков, а как  величин  пиков в режимах максимальных нагрузок – пиков максимальных нагрузок (ПМН).

Порядок величин при этом следующий. Получасовые величины максимальных нагрузок и генерации превышают среднесуточные величины  применительно к ЕЭС и ОЭС в 1,1 -1, 15 раза, пики максимальных нагрузок и генерации – условно в 1,4-1,5 раза и потери мощности в пиках максимальных нагрузок и генерации – в 2 раза. Это относится к спокойным штатным режимам единой энергосистемы, достаточно хорошо сбалансированной по текущему потреблению и генерации мощности в отдельных ее частях.

 

  Потери ПМН прежде всего отражаются на величине требуемого резерва генерируемой мощности. Этот резерв устанавливается  Системным оператором относительно среднечасового (получасового)  задания по мощности электростанции – так называемого вращающегося резерва, «горячего» резерва.  Горячий резерв не только увеличивает задание станциям по получасовым мощностям в режимах максимумов, но  входит в требуемую установленную мощность электростанций энергосистемы с коэффициентом 1,2-1,4, сказываясь  таким образом на ее общей величине.

Превышение установленной мощности над реальной «вращающейся» мощностью в режимах ПМН зависит от степени исчерпания ресурса оборудования и производительности ремонтных служб. В разных странах и в разные исторические периоды времени оно  различно. Его рассмотрение выходит за рамки данной работы.

 

Получасовой график имеет максимумы на суточном графике энергосистемы и не имеет пиков на этих графиках.  Поэтому именно к величинам средних получасовых максимумов приходится «привязывать» относительные величины пиковых потерь при вычислении относительных величин потерь ПМН, поскольку сами пики генерируемой мощности единой энергосистемы и ОЭС не фиксируются  в станционных заданиях графиков мощности, а фиксируются только «горячие» резервы мощности, причем только для специально выделенных групп станций ЕЭС. Именно на покрытие пиков предусматривается горячий резерв.

На практике у каждой станции фиксируются для передачи Системному оператору только средние за полчаса величины генерируемой мощности и мощности, отдаваемой в сеть с сетевых шин станции, так называемой мощности потребления. Суммы этих величин для всех станций и отражаются в суточном графике ЕЭС, а также в суточных графиках объединенных энергосистем (ОЭС), образующих ЕЭС с единой сетью. При этом, естественно, график ЕЭС образуют суммы графиков ОЭС с учетом межсистемных перетоков.

 

Исключение составляет ОЭС Востока (Амурская, Хабаровская и Приморская энергосистемы), работающая изолированно по сети от остальных ОЭС. Одними из ряда негативных результатов сетевой изоляции этой ОЭС являются худшие относительные величины потерь и более значительные отклонения частоты от 50 Гц, чем у остальных ОЭС.  

Россия является единственной развитой страной, у которой сеть на заселенной территории разделена. Разделение сети делает две территории на стыке двух единых частей сети как бы краевыми, что существенно ухудшает условия их надежного электроснабжения. Причина разделения – невозможность их сетевого соединения при располагаемых российскими энергетиками технологиях координации локальных частот удаленных частей энергосистемы. Предложенная в инновации по   оптимизации потокораспределения технология такой координации не встретила отклика энергетиков.

Анализ потерь ОЭС Востока не входит в данную работу.

 

Отметим, что в передовых по сетевому хозяйству и его обслуживанию странах, например, в Великобритании для более точного определения горячего резерва на покрытие пиков нагрузки график мощности уточняется каждые полчаса текущего времени. В России график задается по получасам, но на следующие сутки, то есть с понижением фактической точности задания графика.

 

В3. Возможные последствия недооценки горячего резерва

Если горячий резерв недостаточен для штатного прохождения энергосистемой очередного пика нагрузки, произойдет локальное снижение фактической частоты сети за пределы допустимого по нормам отклонения в той части ЕЭС, где разность между нагрузкой и потерями с одной стороны и генерацией с другой наибольшая. В зависимости от величины интеграла по времени указанной  разности возможны разные сценарии развития ситуации локального небаланса мощности сети.

 За считанные секунды локальное снижение распространится на другие части системы,   в том числе, на ту часть, на шинах которой производится контроль частоты Системным оператором. Процесс распространения носит волнообразный характер.

 

Если вращающийся резерв мощности недостаточен в малой степени, произойдет не очень существенное снижение фактической частоты сети, а именно, небольшое и кратковременное снижение частоты ниже пределов допустимого по нормам кратковременного отклонения частоты.

На кратковременное  снижение есть нормы (нормы российские, но не европейские). Для ЕЭС  снижение частоты в пределах этих норм допустимо. Это благоприятный сценарий недостачи горячего резерва мощности в какой-либо одной дефектной в указанном смысле  части сети.

 

В дефектной части единой энергосистемы локальное снижение частоты с относительно большим интегралом отклонения будет сопровождаться сопутствующим дополнительным ростом потерь. Дополнительный рост потерь будет происходить вследствие локального отклонения режима дефектной части сети от штатного синусоидального режима в сторону нештатного  режима с ощутимой несинусоидальностью токов и напряжений и усиленных фазо-шумовых покачиваний генераторов. Рост потерь будет происходить уже в критические моменты работы энергосистемы в целом, и без того уже же находящейся  в режиме максимальной нагрузки, но пока еще в штатном режиме. Однако, в этом случае возможен переход штатного режима в специфический аварийный режим в виде внезапного отключения нагрузок автоматикой частотной разгрузки.

Действительно, в данном случае речь идет о такой нехватке резерва мощности единой энергосистемы (ЕЭС), при котором начальное снижение частоты может сопровождаться столь большим сопутствующим дополнительным ростом потерь в некоторой кризисной части системы, что далее произойдет распространение его на всю ЕЭС в виде нештатного балансирования энергии. Оно затронет и части сети, контролируемые   защитами от понижения частоты. В этих случаях снижение частоты будет сопровождаться срабатыванием указанных защит. Следовательно,  возможны и аварийные отключения нагрузок автоматикой частотной разгрузки системы.

 

Как отмечено выше, дополнительное значение увеличения вращающегося резерва, вызванного потерями типа ПМН, состоит в том, что оно требует увеличения располагаемой мощности электростанций ЕЭС. Поэтому ПМН связаны не только с текущими затратами на производство электроэнергии, но и с капитальными затратами – строительством и эксплуатацией дополнительных мощностей электростанций на обеспечение вращающегося резерва  в режимах пиков максимальных нагрузок и с необходимыми запасами установленных мощностей относительно величин  вращающихся мощностей единой энергосистемы. Но при описанных выше видах опасности недостачи вращающегося резерва рассмотренное в разделе В2 увеличение расчетной величины потерь мощности в 2 раза на практике существенно превышается. Для наглядности оценки инновационного эффекта ограничимся указанной двойкой.

 

В4.Технологические и экономические эффекты инноваций и особенности предлагаемых их оценок

Ввиду изложенного выше  в работе даны оценки тех и других потерь – потерь среднегодовой электроэнергии и потерь пиков мощности  в режимах максимальных нагрузок.

 Оценки выполнены применительно к двум инновационным предложениям, которые отражены в разделах 17-20 сайта «Координация потоков мощности» http://mvo.ipc.ru – первое предложение по оптимизации маршрутов потоков активной мощности единой энергосистемы России и второе – по стабилизации локальных частот ЕЭС.

Попутно  сделаны и пояснения к результатам расчета потерь, приведенных в конце статьи для журнала Электро (см. также раздел 20 указанного сайта), опущенные в статье для выдерживания требуемого редакцией объема публикации.

Такой технологический эффект инноваций, как снижение токовых нагрузок на маломощные линии [4] и снижение вероятности их вынужденного размыкания не рассматривается. Есть и другие позитивные эффекты инноваций, которые можно отнести к технологическим. Но основной технологический эффект – это снижение относительных потерь энергии и мощности. Кроме этого технологического эффекта в конце работы оценивается и экономический эффект, касающийся финансов электроэнергетики.

Технологические эффекты оцениваются отдельно для каждой инновации  и от двух инноваций вместе. Экономический эффект – только при модернизации сети России с применением обеих инноваций. При желании оценить его отдельно для каждой инновации его можно разделить пополам.

 

1. Среднегодовые потери в сетях России

 Среднегодовые потери в сетях по данным «Энергосетьпроекта» составляют 13,2% в сетях России от вырабатываемой электроэнергии [1]. В том числе в сетях напряжением 110 - 750 кВ 8,45% и в остальных сетях 4,75%.

Цифра 13,2 % дана как итог пяти лет 2001- 2005 годов. С тех пор нагрузка сети выросла, а увеличение пропускной способности практически нет, что видно по годовым отчетам Системного оператора и ФСК. По данным [5] в настоящее время  сетевые потери 14% при норме 8 %. Эта норма соответствует европейскому уровню с поправкой на наши условия.

Величина 13,2% получена по счетчикам станций и квитанциям оплаты потребителями. Разбивка по слоям сети произведена специалистами Энергосетьпроекта недостаточно строго, по выборочным счетчикам энергии, с допусками относительно средней величины [1], но другой нет даже в сводной монографии ведущих энергетиков Советского Союза по сетевым потерям [3].  Но корректная разбивка потерь по слоям сети необходима для перевода технологии транспорта электроэнергии с показателем потерь 14 % на технологию с показателем 8%. Проверить эффективность инноваций без нее невозможно.

2. Условно постоянные и нагрузочные потери

В состав потерь входят условно постоянные и нагрузочные потери. Далее они приняты в соотношении порядка 1 : 4,2, с использованием текущих данным Системного оператора для ЕЭС России. Заключение 1 : 4,2 сделано на основании  анализа данных рис. 1 и подобных им данных за другие сутки. В действительности эти данные непосредственно относятся к части сети от генераторных шин к выходным станционным шинам.

 

Рис. 1. Пример планируемого суточного графика генерации и потребления активной мощности ЕЭС России с отметками уровней  максимальной и средней мощности.

 

 К тому же на рисунке 1 приведены суточные графики генерации и потребления мощности в ЕЭС России в один из летних дней. Тем не менее он принят как типичный в отношении соотношения условно-постоянных и нагрузочных потерь, поскольку на нем разность между кривыми практически постоянна во времени и равна в среднем 1,6  ГВт с небольшими отклонениями.  Средняя мощность - 99 ГВт, приближенно 100 ГВт и потери средние по энергии, а в данном примере и по мощности  (см.п.1) 8,45%  то есть 8,45 ГВт.

Делим их между условно постоянными 1,6 ГВт и нагрузочными -остальными:

8.45 – 1,6   =  6,85 ГВт

Это относительно средней мощности, принятой 100 ГВт, составляет  1,6 % и  6,85%.

Относим это к любой картине суточных графиков мощностей ЕЭС и к среднегодовым потерям энергии и таким путем получаем ответ на вопрос о делении среднегодовых потерь энергии на условно постоянные и нагрузочные.

Для дальнейших расчетов принимаем, что в сетях 110-750 кВ относительные нагрузочные среднегодовые потери энергии 6,85 %, условно постоянные 1,6%

Заметим, что этим величинам соответствует весовое соотношение условно постоянных и нагрузочных потерь 1 : 4,2, а процентное 19,2% и 80,8% .

Использование этих данных для объекта исследования – сетей 110- 750 кВ означает примерно  двукратное завышение доли условно-постоянных потерь, поскольку потребление на подстанциях  сетей  110-750 кВ на воображаемом  холостом ходу сети по оценкам [2] в  2-3 раза  меньше, чем на подстанциях электростанций, отраженных в виде разности кривых рис.1.

Но для упрощения рассуждений в части влияния на потери собственных нужд подстанций и др., рассматриваемого в [1] и [3], принимаем указанное выше разделение на условно постоянные и нагрузочные потери.

 

  3. Определение относительных потерь мощности в режимах максимальных нагрузок

Относительные потери мощности в режимах максимальных нагрузок ориентировочно вдвое больше средних потерь мощности [1], и учитываются при оценке располагаемой мощности энергосистемы. В нашем случае сетей 110 - 750 кВ они равны:

8,45 * 2 =  16,9% от средней, и 15,36 %  от максимальной генерируемой мощности, которая  в 1,1 раза больше средней по рис. 1.

 Условно постоянные потери практически не меняются, а от максимальной генерируемой мощности составляют 1,6 : 1,1 = 1,45 %, нагрузочные  15.36 -1.45= 13,91 %.

Таким образом в сетях 110-750 кВ относительные нагрузочные потери мощности в режимах максимальных нагрузок составляют 13,91 % от максимальной мощности режима, условно постоянные  1.45 %, в сумме 15,36 %

Величину 13,91 сравним с расчетной величиной, получаемой по известным методикам.

Оценки потерь во всех известных методиках рассчитываются по балансу заданных мощностей в узлах сети без учета шума частоты сети и без учета токов в ЛЭП, не относящихся к категории синусоидальных токов. Однако, только синусоидальные токи на частоте сети, вычисленные по потокам в линиях, входят в расчеты сетевого распределения потоков активной P и реактивной мощности Q, поскольку входят в качестве сомножителей в формулах для подсчета P и Q.  Тогда как нагрузочные потери создаются как синусоидальными, так и несинусоидальными токами, а протяженности маршрутов токов в линях в разы превышают протяженности маршрутов, вычисленные по известным методикам. Данные расчетов приведены в следующем разделе.

 

4. Расчетные потери в режимах максимальных нагрузок

Для оценки процента расчетных потерь была использована типовая база данных сети Центра, составленная Службой оптимизации режимов ОДУ Центра конца 90-х годов. По условиям загрузки сети база близка к уровню 2005 г. – того, для которого потери энергии составили 13,2 % .

 В расчетную  базу системы входят линии класса от 110 - 750 кВ общим числом 1335, подстанции числом 768.  Расчет проведен по программам  ДАКАР (Диалоговый Автоматизированный Комплекс программ для Анализа Режимов энергосистем). Программа ГИД (Графический Интерфейс Диспетчера)  позволяет отразить расчетную схему (рис. 2), а ее опции – данные по каждому узлу. Программа  ДАКАР разработана группой д.т.н. Скрыпника А.И., Политех г.Львов , ГИД – Краюшкиным Ю.В. и Минаевым Е.В.,  Физтех г.Москва. В качестве продюсера и куратора работ обоих разработок выступил  д.т.н., проф. Лоханин Е.К. ВНИИЭ г.Москва. Расчеты и построения схемы выполнил Ольшванг М.В., выкупивший у львовского Политеха в 1991г. право пользования обеими программами для специалистов ВЭИ им. В.И.  Ленина.

 

Из рис. 2 видно, что линии 110 кВ входят в сложно-замкнутые контура сети ЛЭП своего класса напряжения и классов 220 и 500 кВ. Суждения некоторых энергетиков о преобладающем радиальном характере ЛЭП 110 кВ не выдерживают критики. Действительно при таком подавляющем количестве линий этого класса их радиальное использование привело бы к катастрофическому снижению надежности электроснабжения всего сетевого хозяйства страны.

 Контурный характер ЛЭП 110 хорошо виден и на рис. 3.

 Поэтому деление  ЛЭП на магистральные и распределительные, с отнесением ЛЭП 110 кВ к распределительным сетям, – чисто административное, но не естественное, которое только и пригодно для анализа эффекта инноваций по конфигурации сети и стабилизации ее локальных частот.

Результаты расчета: потери составляют 859,7 МВт при суммарной генерации в расчетной сети Центра 37183 МВт или 2,31 % .

Максимум генерации в ОЭС центра 7 ноября 2011 г. составил 36 ГВт. Частота в 1 ч – 50,032 Гц, в 2 ч 10 мин – 49,88 Гц и к 8 ч. была подтянута до 50,02 Гц. Это свидетельствует о существенных волнах отклонений частоты и согласно фазо-шумовой концепции балансирования энергии в энергосистеме подтверждает необходимость стабилизации локальных частот для снижения потерь по Инн2. 

 

Рис.2. Расчетная схема сетей ОЭС Центра России

Синие линии –750 кВ, красные – 500, зеленые – 330, желтые – 220, черные – 110, 10 и 6 кВ 

 

Аналогичные данные расчетных величин относительных потерь получены Ольшвангом М.В. в результате расчетов по другим базам данных по указной программе, а также многих расчетов  по другим программам, выполненных службами режимов энергосистем при охватах значительных сетевых территорий и корректном отражении в базах данных не только сетей 220 кВ и выше, но и сетей 110 кВ.

 

 5. О расхождении экспериментальных и расчетных относительных величин нагрузочных потерь в сетях 110 750 кВ

Шумовое покачивание роторов и квантование изменений мощностей генераторов – те весьма важные для балансирования энергии в сети по месту и времени физические процессы, которые не учитываются в расчетах установившихся режимов. Это приводит к  весьма большому расхождению экспериментальных и расчетных данных по относительным потерям.

Расчеты установившихся режимов с выдачей данных по потерям в сети на практике  выполняются исследователями отраслевых и учебных институтов и специалистами служб режимов энергосистем  по  тщательно отработанным в 60- 80-х годах в России и на Украине методикам.

Несоответствие расчетных и экспериментальных данных стало очевидным не сразу, а при переходе к расчетам больших объединений энергосистем, вследствие чего интерес к расчетам потерь в значительной степени со временем был утерян. В данной работе мы вынуждены опираться на систематизированные отраслевыми институтами электроэнергетики экспериментальные данные. Но выводы относительно эффективности стабилизации локальных частот делаем на основе сопоставления расчетных и экспериментальных данных в виде коррекции экспериментальных данных по результатам их аналитического сопоставления с расчетными и на основе спектрального прогноза шума частот и фаз, сделанного в статье раздела 20 указанного сайта http://mvo.ipc.ru.

 

Шумовое покачивание роторов генераторов и квантование устойчивых изменений мощностей генераторов в ходе общего балансирования энергии происходит вследствие того, что процесс балансирования  реализуется регуляторами скорости (РС) генераторов, автоматически управляющими перемещением клапанов паровых и газовых турбин – исполнительных элементы балансирования в части генерации энергии. Для адекватного участия в данном, текущем балансировании требуется достижение трех балансов с участием РС: по моменту на валу, по скорости вращения и по изменению фазы ротора.  

Причинно-следственная последовательность операций элементов системы регулирования турбины и  РС такова. В ответ на увеличение нагрузки в близлежащем к группе генераторов узле сети происходит торможение движения ротора вследствие роста электромагнитного момента на валу, улавливаемое РС. Под его действием клапаны турбины приоткрываются и вызывают  увеличение момента на валу агрегата и ускорение ротора. Происходит увеличение скорости, которое приводит  к росту угла ротора относительно вектора вращающегося поля статора. Реакцией на увеличение скорости будет воздействие регулятора скорости на закрытии клапанов. Величина закрытия должна быть такой, чтобы скорость понизилась, а момент остался на новом уровне и уравновесил увеличенный электромагнитный момент турбины за счет воспринятой нагрузки.

 Кроме того, за время изменения скорости увеличится фаза ротора. Увеличение фазы должно соответствовать интегралу мощности нагрузки на пути от ее узла до виртуального узла вращающегося поля статора.  Кроме того, новая фаза ротора в процессе покачивании должна, в среднем, оставаться неизменной на новом уровне, определяемом принятой дополнительной нагрузкой.

Локальная частота участвовавшего в балансировании энергии генератора (или нескольких генераторов, расположенных в окрестности изменившейся нагрузки) должна вернуться к средней частоте генераторов всей энергосистемы на текущем интервале времени.

В идеальной «бесшумовой» картине если изменение нагрузки столь мало, что ни один из генераторов не получит адекватной команды на прием изменения нагрузки от регулятора скорости ( или от станционной системы стабилизации частоты), произойдет постепенное изменение частоты, так что генерируемая мощность изменится за счет скорости вращения, а исходная мощность турбин –за счет изменения поступления пара, газа или воды вследствие изменения положения регулирующих створок и т.п. первичных носителей энергии. В реальной сети шумовые покачивания роторов даже при неизменной нагрузке время от времени меняют положение клапанов турбин в разных местах системы.

 В описанном процессе тройного балансирования участвуют золотники РС, клапаны турбин, сливные отверстия цилиндров и насосы поддержания давления жидкости в системах регулирования турбоагрегатов. Процесс имеет много стадий и много нелинейных зависимостей формирования цепочки продвижения воздействия на моменты турбин. Естественно, что очень малые и относительно большие изменения нагрузки не вписываются в такой процесс и поэтому изменение нагрузки генератора  квантуется.

 

Следствием нелинейности и «многостадийности» тройного баланса с участием РС является  развитие шумового процесса покачивания роторов, соответственно, шум фазового потенциала на шинах генераторов и шинах станции и хаотические отклонения локальных частот от средней частоты сети типа стохастической кривой в данных фирмы National Grid по сети Великобритании (рис.4)

Этим же процессом определяется избирательная чувствительность генераторов к уравновешиванию нагрузки. Локальное изменение нагрузки следует рассматривать как детерминированное воздействие на генератор в отличие от случайного процесса покачивания роторов. Случайное и детерминированное воздействия суммируются на чувствительном элементе регулятора скорости и далее меняют (а при неадекватной фазе покачивания – не меняют) мощность турбины.

 Как следствие –текущая реализация балансирования для близлежащих генераторов зависит от стадии покачивания ротора каждого из них.  Изменение мощности происходит не у каждого близлежащего генератора, а только у того, который удовлетворяет требованию адекватности стадии покачивания ротора и «запроса» от нагрузки к генератору на изменение мощности, а в конечном итоге адекватности обеспечения указанного тройного баланса.

 Следствием зависимости реализации балансирования от фазы случайного покачивания является рост расстояний балансирования по сравнению с рассчитанным  по заданным мощностям генераторов и нагрузок. Вызванный этим рост фактических сетевых потерь относительно расчетных весьма значителен.

Вторая причина роста потерь – хаотические возникновения и гибель разнонаправленных неустойчивых потоков мощности в крайних положениях роторов при покачиваниях. Эти «мерцающие» потоки ( точнее не потоки мощности, а квази- синусоидальные токи) вызывают потери энергии, но не  приводят к реальному ее балансированию.

 

Кратность нагрузочных потерь мощности в режимах максимальных нагрузок  относительно расчетной величины энергетиков назовем: расчетная шумовая кратность нагрузочных потерь максимальной мощности (РШКП)

Из  данных величинам потерь п.1,  3 и п. 4 следует вывод: расчетная шумовая кратность нагрузочных потерь максимальной мощности в сети России близка к полученной в данной работе величине, равной 13,91 : 2.31 = 6,02 .

 

6. Вывод о корректности применении технологического эффекта инновации Инн1 к снижению именно экспериментальной величины потерь

Перестройка конфигурации сети согласно материалам инновационного предложения  http://mvo.ipc.ru/MaterInnovPredl/materinnov_predl_29_10_2009.html касается растекания токов всех основных видов: первых гармоник, квази-синусоидальных, случайных в частотном диапазоне окрестности частоты сети, а не только токов сформировавшихся потоков активной мощности.

ЭДС  фазосдвигающих трансформаторов вытесняет токи из распределительной сети в требуемой пропорции на каждом периоде, даже полупериоде для синусоидальных токов –полностью, для квази-синусоидальных – в значительной степени. Поэтому снижаются по данной инновации практически все нагрузочные потери, а не только расчетные. То есть для сетей 110-750 кВ для среднегодовых потерь энергии нагрузочные потери 6,85 % (см. раздел 2), а для относительных потерь мощности в режимах максимальных нагрузок – 13,91 %, а  не расчетные 2,31% (раздел 4, 5).

 

7. Расчет выигрыша от инновации по конфигурации сети (Инн1)

7.1 Используем  расчетные данные по  росту потерь участка сети, состоящего из линии 500 кВ и параллельных линии 220 и 110 кВ распределительной сети в зависимости от числа линий распределительной сети (рис. 3 из [4]). Он представлен на рис.2, но в несколько измененном виде. Добавлены за основным полем рисунка указания на характерные области данных по росту потерь, отмеченных белыми квадратиками: -западно-европейские сети- вертикальный столбик, сети Ниж-нов-энерго –горизонтальный и сети ОЭС Центра- прямоугольник с диагональю из четырех маленьких квадратиков.

Рис.2 Выигрыш в потерях трехслойной сети, верхний слой которой одна ВЛ 500 кВ сечением 1200 мм2 , второй  от нуля до шести линий 220 кВ  сечением  300 мм2, третий  с верху – от нуля до восьми линий 110 кВ сечением 120 мм2..

 

Считаем, что до применения фазосдвигающих трансформаторов в качестве вытесняющих поток в магистральные линии кросс-трансформаторов число линий  на типовом участке распределительной сети  во втором и третьем слоях  2 и 6 соответственно ( по результатам обзора каталога карт- схем России). Снижение потерь в 1,6 раза (см. рис. 2).

 Имея ввиду возможную неточность   поддержания требуемой величины угла сдвига ФСТ, вводим коэффициент 0,9 снижения эффекта :                   1,6 *0,9 = 1,44  среднее снижение нагрузочных потерь  в сетях 110-750 кВ от Инн1.

Нагрузочные потери среднегодовой энергии имеют процент 81% и относительную величину:  8,45 * 0,81 = 6,85 %. Остальное – условно постоянные - 1,6%.

По этим данным находим среднегодовые потери энергии по сетям 110-750 кВ с Инн1: Нагрузочные: 6,85 : 1,44 = 4,76 %

      Общий процент потерь энергии станет 4,76 +1,6 = 6,36 % (см. по величине 1,6 п. 2), что относительно исходной величины 8,45% дает уменьшение   8,45 : 6,36 = 1, 328 .

 

7.2. Относительно энергии в сетях 0,4 – 750 кВ Инн1 даст уменьшение (данные п.1 и 7.1):

13,2 : (6,36 + 4,75) = 1,19 раза.

Полученное в итоге относительно  слабое общее  по сетям 0,4 -750 кВ уменьшения относительных потерь всего лишь в 1,19 раза от Инн1 при исходном уменьшении в 1,44 раза  нагрузочных потерь по сетям 110-750 кВ дает наличие в расчете двух не уменьшающихся величин: в сетях 110-750 кВ 1,6 % условно постоянных потерь энергии в среднем за год из общих 8,45% (так что на нагрузочные приходится 8.45 - 1.6 = 6,85 % - 4/5 «веса» в этих сетях) и 4,75 %  в сетях 0,4 -35 кВ из общих 13.2 % . То есть величина 4,75 % фактически относится также к условно постоянным потерям, и делении на нагрузочные и условно постоянные происходит в пропорции  8,45 : (4,75 + 1,6) = 1 : 3/4.

 Отметим, что потери относительно мощности генерации условны в случае оценки потерь в сетях 0,4-35 кВ, поскольку в эти сети  поступает несколько меньшая мощность, чем мощность генерации  (100 - 8,45 = 91,65% мощности генерации). Но по исходным данным Энергосетьпроекта [1] это учесть не представляется возможным, и потому считаем, что поступающая  мощность в низковольтные сети равна мощности генерации. При таком допущении потери по сетям низких напряжений и по сетям высоких напряжений можно суммировать в относительных единицах с вполне уместной малой по величине погрешностью. 

 

7.3  Относительные потери пиков мощности в режимах  максимальных нагрузок по сетям 110-750 кВ с Инн1:

Нагрузочные: 13,91: 1,44 = 9,66 % (данные в конце п.3 и 7.1)

 Общий процент потерь мощности в режимах максимальных нагрузок равен:

 9,66 + 1,45 = 11,11 %.

Относительно исходной величины 15,36 % (см. п.3) имеет место уменьшение в 1,38 раз.

 

7.4.  Общий процент потерь мощности в режимах максимальных нагрузок для сетей 0,4-750 кВ включает и возросшие потери в сетях 0,4-35 кВ.  При этом следует учесть  рост потерь в квадрате от относительного увеличения тока нагрузки в 1,1 раза (по рис.1).  Надо учесть и обратное влияние – снижение относительной величины потерь мощности вследствие увеличения генерации в 1,1 раза.  Таким образом, в сетях 0.4 - 35 кВ в режиме максимума потери уже без влияния инноваций потери увеличатся в 1,12  = 1,21  как в тупиковых линиях и составят 4,75 * 1,21= 5,75% относительно исходной величины средней энергии.  Но при этом   в средняя за полчаса мощность 1,1 раза меньше средней за полчаса  максимальной мощности (по суточному графику Системного оператора в режиме максимальных нагрузок, рис.1). Поэтому относительная величина потерь:

 5,75:1,1 =  5,23% относительно мощности генерации. От инноваций эта величина не зависит.

Относительные потери в сетях 110-750 кВ в данном режиме до инновации 15,36% (см.п.3)  после Инн 1                 11.11% (см. п. 7.3) .

Потери относительно мощности генерации по сети в целом:         

до инновации 15,36 +5,23 =20,59 %.

После инновации  Инн1     11,11 +5.23 = 16,3%

что  даст уменьшение в 20,59 : 16,3 = 1,26  раз.

 

8. Расчет выигрыша от инновации по стабилизации локальных частот Инн2 

Характерные реализации стохастической кривой локальной частоты энергосистемы приведены на рис.4

 

Рис.4 Локальная частота сети на интервале 30 мин с шагом 15 сек и ее полоса в результате стабилизации частоты системой автоматического регулирования мощности гидростанции      ( газотурбинной станции) с интервалом съема 5 сек.

Полоса стабилизированной частоты выделена зелеными границами.

 

В результате стабилизации с предлагаемой  частотой съема 5 секунд частота должна графически отобразиться на шинах стабилизирующей  ГЭС на ширине полосы с зелеными границами при сохранении общей конфигурации кривой частоты в пределах этой полосы. Исходная кривая и полоса стабилизированной частоты на шинах станции даны в одном и том же масштабе по оси ординат.

Однако, чем дальше от шин ГЭС расположена точка ЕЭС, тем шире будет реальная полоса стабилизированной частоты. Но по мере приближения к следующей ГЭС она будет сужаться. И так будет происходить в любом направлении от данной ГЭС. Только в направлении краев  сети указанное постепенное расширение полосы не сменится сужением.

Частотный диапазон действия системы стабилизации частоты пояснен в разделе 20 сайта.

Такое как на рис.4 соотношение ширины полос кривых частоты нестабилизированной и стабилизированной по Инн2. и является основанием для суждения об ожидаемом снижении нагрузочных потерь в два раза при условии адекватного количества стабилизирующих ГЭС и их адекватной расстановки в ЕЭС.

Заметим, что наращивания электростанций, как   работающих в режиме стабилизаторов локальных частот ЕЭС, можно проводить шаг за шагом по одной станции. Попутно можно оценивать эффект по снижению потерь в пиках нагрузки. При достижении двукратного снижения потерь процесс  наращивания станций в режиме стабилизации можно остановить, чтобы оптимизировать тем самым затраты с одной стороны и уменьшить риски от внедрения Инн2 с другой.

8.1. По нагрузочным потерям  энергии по сетям 750-110 кВ предполагаемое снижение в 2 раза

6,85 : 2 = 3,42%

 Следует добавить условно постоянные 1,6 %.

Всего 3.42 + 1.6 = 5,02%

8.2.  По мощности в режимах максимальных нагрузок по сети 750-110 кв

 по нагрузочным потерям

13,91: 2 = 6, 96 %

Всего

6,96 +1,45 = 8,41 %

 

8.3 По среднегодовым потерям энергии для всей сети

5,02 +4,75 = 9,77 

или потери  в уменьшились 13,2 : 9,77 = 1,35  по всей сети

 

8.4. По потерям пиковой мощности в режимах максимальных нагрузок для всей сети

В сетях 0.4 - 35 кВ в режиме максимума потери уже без инноваций увеличатся в 1.12  =1.21  как тупиковых линиях и составят 4.75 * 1.21= 5,75% относительно исходной величины средней энергии или в 1,1 раза меньше относительно максимальной (по рис.2).  Условно постоянные составят 5,75:1,1 = 5,23% относительно мощности генерации в режиме максимальных нагрузок

Всего

6,96 + 5,23 = 12,19 %

До инновации

15.36 + 5,23 = 20,59% от максимальной генерации во всей сети мощности

или в 20,59 : 12.9 = 1.596  т.е. в  1.6 раза меньше по мощности для всей сети в режиме максимальных нагрузок.

9. Расчет выигрыша от обеих инновации

9.1 По средней годовой энергии сети 110-750 кВ.

По нагрузочным потерям от  первой инновации – улучшении конфигурации сетей 750-110 кВ

6,85: 1.44 = 4,76  % 

и еще вдвое при стабилизации от двух инноваций для сетей 750-110 кВ:

4,76 : 2 = 2,38 %

  С учетом условно постоянных потерь 2,38 +1,6  =` 4.0 % 

 

 

9.2.  И по сети в целом от двух инноваций по среднегодовым потерям энергии при условно постоянных потерях в сетях 0,4-35 кВ 4,75 % (считаем, что при реализации обеих инноваций они не меняются):

4.0  +4.75 = 8,75 % для всей сети или 13,2 : 8.75 = 1,508 раза, то есть составят 0,66 от исходных величин до инноваций. Имеет место снижение на 34% всех сетевых потерь энергии за год.

Здесь отметим, что Президент Медведев Д.А. в указе от 2008 г задал снижение потерь электроэнергии по промышленным и бытовым  потребителям в 1, 4 раза.

9.3. По пиковым потерям мощности в режимах максимальных нагрузок

От двух инноваций по сетям 110-750 кВ нагрузочные потери снизятся от Инн1 до 9.727%, а от Инн 2 (стабилизации локальных частот) еще в два раза – до величины

9,727% : 2 = 4, 864  %

Условно-постоянные потери останутся на уровне 1,45 % от максимальной мощности генерируемой в сеть и для сетей 750-110 кВ суммарные потери составят:

4,864 + 1.45= 6,31%  относительно пиковой мощности генерации в режиме максимальных нагрузок.

Итак, от модернизации ЕЭС по двум инновациям для сети 110-750 кВ относительные потери мощности в режимах максимальных нагрузок по нагрузочным потерям составят 6,31 %.

 Это в 15,36: 6,31 = 2,43 раза меньше исходных  относительных потерь мощности в режимах максимальных нагрузок для сетей 750-110кВ. (Для сетей 110-750 кВ относительные потери мощности в режиме максимальных нагрузок до инноваций 15,36 % -см. п.3)

9.4. Следует учесть еще сети 0,4 -35 кВ в режимах максимальных нагрузок.

В сетях 0,4 - 35 кВ в режиме максимума потери уже без инноваций увеличатся в

1,12  = 1,21  как на тупиковых линиях и составят 4.75 * 1.21= 5,75% относительно исходной величины средней мощности или в 1,1 раза меньше относительно максимальной мощности (по рис.1), то есть:

5,75:1,1 = 5,23% относительно мощности генерации в режиме максимальных нагрузок

9.5. Для всей сети имеем следующие относительные величины потерь

До инноваций

15.36 + 5,23 = 20,59% от максимальной генерации во всей сети мощности.

После двух инноваций в сумме для сетей 0,4-35 кВ  и 750-110 кВ

5,23 + 6,31 % (см п. 9.3) = 11.5% относительно максимальной генерации во всей  сети, что в 20,59 : 11,5 = 1,790 =~ 1.8 раз меньше по потерь мощности в режиме максимальных нагрузок для всей сети, то есть эти потери с 20,6%  снизятся до 11, 5 %, или на 9,1 % относительно максимальной мощности в режимах максимальных нагрузок. Эта мощность в ЕЭС достигает 170 ГВт, соответственно произойдет снижение на  0,091*170 =  15,5 ГВт.

Установленная мощность в настоящее время составляет порядка 210 ГВт и генерируется на основе 600 электростанций. (См. Интернет-страницу http://ru.wikipedia.org/wiki/%D0%95%D0%B4%D0%B8%D0%BD%D0%B0%D1%8F_%D1%8D%D0%BD%D0%B5%D1%80%D0%B3%D0%B5%D1%82%D0%B8%D1%87%D0%B5%D1%81%D0%BA%D0%B0%D1%8F_%D1%81%D0%B8%D1%81%D1%82%D0%B5%D0%BC%D0%B0_%D0%A0%D0%BE%D1%81%D1%81%D0%B8%D0%B8 ) Средняя мощность электростанций  по этим данным равна 210 : 600 = 0,35 ГВт.

С учетом приведения максимальной «горячей» (располагаемой с учетом горячего резерва) мощности 15,5 ГВт к установленной можно выиграть от двух инновация в снижении числа строящихся электростанций на величину:

15,5: 0,35 * (210 : 170) =~ 55 среднемощных электростанций общей мощностью 19,1 ГВт.

 

  Сопоставим эту избыточную мощность генерации  с показателями экономики РФ В [5] читаем: «Для реализации договоров на поставку мощности (28 ГВт до 2013 г.) частные генерирующие компании согласовали с Минэкономразвития кредит 1,9 трлн руб.»

На приведенную величину  19,1 ГВт соответственно придется  1,3 трлн руб. –ожидаемый экономический эффект от двух инноваций после их внедрения за 3 года пост- модернизационного периода ЕЭС.

Что касается стоимости сэкономленной электроэнергии за счет снижения на 34   %  среднегодовых потерь, то при текущей средней стоимости 4,0 руб. за 1 кВт-час, рассчитанной по данным  [5] при ожидаемой в следующем и ближайших годах средней величине потреблении 1100 МЛРД кВт-час в год, она составит:

4,0* 1100* 0,132*0,34 = 197,5 =~200 млрд руб. за 1 год. По стоимости электроэнергии это примерно равно стоимости снижения потерь электроэнергии на 40 % у потребителя (ведь к нему поступает на 13,2 % меньше энергии, чем генерируется. 40%*(1-0,132) = 34,7%).

 Таким образом, упомянутый указ Президента по энергосбережениям может быть перевыполнен вдвое, а именно,  на 34% относительно генерируемой энергии «в сетевом хозяйстве» страны, то есть в сетях 0,4 -750 кВ, и на 40 % относительно принятой потребителями мощности «на потребителях» - промышленности, коммерческих предприятиях и населении.

Таковы резервы энергетиков и страны в целом, реализуемые при модернизации сетей 110-750 кВ по двум предложенным инновациям. Резервы, увиденные глазами электротехников, как потенциальных представителей пока еще только предполагаемого некоммерческого объединения  «Общество потребителей электроэнергии». 

 

ЛИТЕРАТУРА

1. Справочник по проектированию электрических сетей. П/р Файбисовича Д.Л. – М.: ЭНАС, 2007, раздел Расход электроэнергии на ее транспорт, с. 62-64.

2. Электротехнический справочник, т.1. М.: Энергия, 1974, раздел 14 Трансформаторы и автотрансформаторы для сетей 110-750 кВ. С. 403-408

3. Воротницкий В.Э., Железко Ю.С., Казанцев В.Н., Пекелис В.Г., Файбисович Д.Л. Потери электроэнергии в электрических сетях энергосистем. М.: Энергоатомиздат, 1983. –368 с Особенно стр. 5-20 и 242-272.

4.  Добрусин Л.А., Ольшванг М.В. Новый подход к маршрутизации сетей 110-750 кВ и

кросс-трансформаторная технология. Электро 2/2007. С. 8-14. Рис.2  и табл.1

5. Нигматулин Б.И. Электроэнергетика России. Состояние и проблемы развития. Электро 4/2011 с. 2-12

 

 



[1] Редактирование работы взял на себя и выполнил в тесном контакте с автором д.т.н.,  академик АЭН РФ Добрусин  Л.А.

Перейти к сводной странице темы "Координация потоков мощности в развитых электрических сетях"