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

СОБСТВЕННЫЕ И ТРАНЗИТНЫЕ ПОТОКИ И ПОТЕРИ

РЕГИОНАЛЬНЫХ ЭНЕРГОСИСТЕМ

 

Доклад на семинаре энергетиков по потерям в сетях 22.02.01

Ольшванг М. В.

18.03.02: Произведена незначительная правка текста ранее представленных по этому Web–адресу тезисов доклада, с одновременным включением в него схемы кросс-трансформатора, добавлены ссылки на литературу.

Уточнены понятия: собственные потоки и потери, баланс мощности и энергии.

Сопоставлены балансы энергии и мощности в части потерь. Обосновано первостепенное значение потерь пиковой мощности в энергетике сегодняшней России. Приведен набор типовых расчетных данных по потерям, сопоставление расчетных данных с нормативными и справочными .

Дана методика и процедура корректировки схемы с целью обособления схемы исследуемой энергосистемы. Приведены результаты расчетов собственных и общих потерь, а также потерь при расстановке кросс-трансформаторов на подстанции Костромской электростанции.

Ключевые слова: потоки, мощность, потери, баланс мощности, схема, расчет, сеть, энергосистема.

 

ВВЕДЕНИЕ

Электрические сети охватывают обширные территории и в силу экономических и исторических причин почти “не замечают границ”. Обслуживание сетей обеспечивают региональные энергокомпании. Рыночные отношения в электроэнергетике требуют равноправия участников рынка. Применительно к использованию сетей правила оплаты за пользование сетями региональных компаний можно установить по соотношению потерь мощности, относящихся к собственным и транзитным потокам.

Действительно, потери в каждой линии при заданном напряжении пропорциональны квадрату мощности потока по линии. Поток каждой линии, за исключением тупиковой, состоит из собственной составляющей и транзитной, "чужой" составляющей.

Для разделения потоков и потерь используем расчет установившегося режима объединенной энергосистемы (ОЭС) и расчет потерь в выделенной для анализа собственных и транзитных потоков исследуемой сети (ИС). Потери являются естественной интегральной оценкой тех и других составляющих потоков линий исследуемой сети. Более того, от выделяемого в проводах тепла потерь зависит скорость старения материала проводов. Значит, стоимость эксплуатации ИС плюс нормативную часть капитальной стоимости линий и подстанций ИС – затраты - можно разделить соответственно разделению потерь. Например, по радикалу из их отношения.

В качестве исследуемой части сети объединенной энергосистемы может выступать сеть региональной энергосистемы, сеть предприятия электрических сетей или даже отдельная линия с транзитными подстанциями (рис.1). Последний случай позволяет однозначно определить понятие транзитного потока, как потока, минующего местный узел. В исследуемой сети ИС с несколькими узлами транзитный поток должен миновать все узлы ИС, поскольку относительно транзитного потока все узлы ИС являются местными.

Примеры узлов и сетей с местными и транзитными потоками представлены на рис. 1, 2 и 3. На рисунках приняты следующие обозначения:

А и В – векторы входящих и выходящих потоков,

Pij, Qijактивная и реактивная мощности по линии ij;

Сi – сети региональных энергосистем, при этом С0 – энергосистема с исследуемой сетью;

Индексы "г" относятся к генераторам, "мн" – местным нагрузкам, "нп" – приведенным нагрузкам.

Обозначим потери в ИС :

– потери в штатном режиме ИС и объединенной энергосистемы, то есть потери в ИС при наличии местных и транзитных потоков;

м – потери в исследуемой части сети при отсутствии транзитных потоков в ней, то есть потери при наличии в ИС только местных потоков;

т – потери в исследуемой части сети при отсутствии собственных генераторов и нагрузок, то есть потери при протекании по ИС только транзитных потоков.

Величину потерь от транзитных потоков т найти нетрудно. Ее можно найти по величине потерь в исследуемой сети при отключенных нагрузках и генераторах ИС. Как правило, это выполнимо без расчетных затруднений для региональной ИС, составляющей в общей расчетной схеме ОЭС меньшую часть. Для большего приближения профиля напряжений в ОЭС к исходному целесообразно внести в один из внешних относительно ИС узлов генератор, равный по мощности балансу мощностей ИС.

Располагая величинами и т можно на объективных, естественных основаниях распределить затраты на эксплуатацию региональной сети между всеми федеральными участниками рынка, за исключением местной компании Зф-м и затратами рассматриваемой региональной ("местной") компанией Зм :

(1)

Величину показателя степени a на первых порах можно принять равной 0,5. По мере накопления результатов расчетов по АО-энерго возможно будут обоснованы и другие значения a.

Если в дополнение к общим и транзитным потерям найти местные потери м , то для расчетов уместно воспользоваться отношением:

(2)

Для оценки величины потерь от местных, собственных потоков м следует дать определение собственных потоков и вызванных ими потерь, пригодное для общего случая, аналогичное данному выше определению транзитных нагрузок и потерь.

Поскольку транзитные потоки в ИС выделяются при отключении местных нагрузок и генераторов, то для выделения местных потоков следует исключить из ИС все транзитные потоки. Это можно обеспечить, если теперь уже во внешней сети отключить все

нагрузки и генераторы, за исключением эквивалентных генераторов, необходимых для поддержания местных потоков в ИС. Их мощность равна разности мощностей нагрузок и генераторов ИС. Места размещения эквивалентных генераторов во внешней сети не определены, то есть произвольны.

Такое определение местных потоков и вызванных ими потерь м хотя и универсально, но имеет тот недостаток, что величина м становится неоднозначной. Она зависит от размещения эквивалентных генераторов во внешней сети. Путь устранения этой зависимости помогает найти метод сферической векторной диаграммы [1].

Из диаграммы ИС следует: чем мощнее, гуще внешняя сеть, тем ближе сходятся вектора напряжений узлов, расположенных по периметру ИС. В пределе они совместятся, то есть сойдутся в один вектор. Неоднозначность м устраняется.

Это означает, что для получения схемы для расчета местных потоков и потерь должно быть выполнено следующее преобразование исходной расчетной схемы: все граничные узлы ИС должны быть коротко замкнуты между собой, образовав отдельные для каждого слоя гиперузлы [1], а гиперузлы должны быть подключены к одному из наиболее мощных узлов внешней сети. Внешняя сеть в ходе преобразования может оставаться без каких либо изменений относительно исходной сети ОЭС.

Отметим, что при таком преобразовании ИС транзитные потоки минуют исследуемую сеть, а ее собственная топология не нарушится. Это еще раз доказывает, что предлагаемое условие выделения местных потоков и следующее из него преобразование исходной сети для расчета местных потоков и потерь уместно.

Из данного определения следует излагаемая ниже процедура преобразования исходной схемы, предшествующая расчету м. Процедура сопровождается примерами расчета местных, транзитных и общих потерь мощности.

Основное внимание центральных и региональных служб учета потерь в сетях сосредоточено на потерях энергии. Поэтому прежде чем перейти к процедуре преобразования ИС и последующим расчетам потерь мощности, коротко остановимся на двух принципиально важных аспектах расчета и анализа потерь по теме семинара: на вопросах сбора информации по потерям и вопросах оценки потерь.

СРЕДНЕГОДОВЫЕ ПОТЕРИ ЭНЕРГИИ И ПОТЕРИ ПИКОВОЙ МОЩНОСТИ

При составлении балансов энергий и мощностей региональных энергосистем используется норма 3500-4500 часов приведения энергии к пиковой мощности[2]. Этого явно недостаточно для оценки потерь пиковой мощности при наличии данных о потерях энергии и при обратной задаче - оценке потерь энергии по расчетным данным о потерях пиковой мощности .

Потери мощности в максимумы нагрузки играют доминирующую роль из всех фиксируемых видов потерь в электроэнергетике. Они влияют на потребность в располагаемой мощности единой энергосистемы.

По отдельным энергосистемам расчет потерь пиковой мощности для зимних рабочих дней дают по сетям 110 и 220 кВ в сумме как правило от 3 до 5 % реже до 10 %. По данным [2] и другим справочным данным это составляет две трети от общих потерь мощности в сетях всех классов напряжения.

С другой стороны, условно переменные потери мощности в не пиковые дневные часы снижаются примерно в два раза, а в ночные - в четыре и более раз, тогда как нагрузка, соответственно, в 1,4 и 2 раза. Усредненные потери энергии в 80-е годы составляли 9 -9,3 %, а в 1999 г. по данным РАО ЕЭС России составили 12,56 %.

Считая, что пиковая мощность потребляется в среднем три часа в рабочие сутки в течение девяти месяцев, ночная - 5 часов в сутки круглогодично, а остальное время дневная мощность слабо изменяется относительно своей усредненной величины, и что соотношение указанных мощностей 1:1,5:2, а также, что постоянные потери составляют 10% от среднегодовых, найдем относительные потери пиковой мощности. Как и следовало ожидать, при таких исходных данных максимум относительных потерь мощности заметно превысит представленную РАО среднюю величину потерь энергии и составит 18,3 % пиковой мощности. То есть максимум потерь мощности по сетям России получится существенно больше среднегодовых потерь энергии (12.56%) и представляется недопустимо большим!

Такой результат оценки потерь пиковой мощности требует всесторонней оценки использованных исходных данных и, по-видимому, кардинальных выводов.

 

РАСЧЕТНЫЕ, НОРМАТИВНЫЕ И СПРАВОЧНЫЕ ДАННЫЕ

Расчеты установившихся режимов современными программными комплексами позволяют, в частности, получить для каждого интересующего региона или участка сети как характеристики каждого из узлов и ветвей так и основные суммарные показатели режима региона: генерируемую мощность, мощности нагрузки и потерь. Эти суммарные показатели даются для каждого слоя сети, выделенного по номинальному напряжению. Дополнительно рассчитываются послойные потери в сети с разделением между линиями и трансформаторами. Далее предусматривается сопоставление всех этих показателей для двух режимов исследуемого и исходного. Рассчитывается разность показателей этих режимов.

Ниже приведена таблица, выдаваемая вычислительным комплексом ДАКАР, в которой представлены все перечисленные суммарные характеристики двух режимов – табл.1. Расчеты выполнены для схемы Москва-Кострома-Урал, а таблица - для энергосистемы Ивановской области, именуемой Ивэнерго.

Именно такого рода данные следует иметь ввиду, рассматривая расчеты потерь. Действительно, обработанные подобным образом результаты расчета установившегося режима позволяют сразу же перейти к их разносторонней оценке путем сопоставления как исследуемого и исходного режимов, так и проверки соответствия расчетных данных справочным и нормативным.

Другой пример – таблица данных по потерям с распределением по видам потерь – табл. 2.

Наблюдаемые на практике существенные расхождения расчетных данных со справочными является свидетельством необходимости уточнения исходных данных. Если расхождение остается и после него, то приходиться обратиться к критической оценке самих справочных данных. В качестве примера, неудовлетворенность вызывают сопоставления данных по потерям холостого хода в трансформаторах и линиях, а также по расходу энергии на собственные нужды электростанций с данными по условно-постоянным потерям по сетям России в целом ( четверть от всех потерь по официальным изданиям).

Еще большую озабоченность вызывает сопоставительная оценка потерь пиковой мощности и усредненных за год потерь энергии.

Таким образом на сегодняшний день следует говорить не столько о расчете потерь, который, как видно из приведенной итоговой расчетной таблицы производится автоматически как "бесплатное приложение" к расчету установившегося режима, а об аудите расчета потерь в смысле доведения расчетных, справочных и нормативных данных до взаимного соответствия во всех звеньях эксплуатации энергосистем.

  

Таблица 1

ПОКАЗАТЕЛИ ДВУХ РЕЖИМОВ ИВЭНЕРГО С СОБСТВЕННЫМИ

(1-й режим) И ПОЛНЫМИ (2-й режим) ПОТОКАМИ

В СЕТЯХ 220, 110 И 10 кВ ЭНЕРГОСИСТЕМЫ, МВт + jМВАр

Участок сети Ивэнерго

Режим

Генерация

Потребление

Нагрузка

Потери

Слой сети с напряжением 220 кВ

 

1-й

0+j 0

41-j 79

40+j 8

1-j 87

2-й

0+j 0

50-j 7

40+j 8

10-j 15

Раз-ность

0.0+j 0.0

-9.0-j 72.0

-0.0-j 0.0

-9.0-j 72.0

Слой сети с напряжением 110 кВ

 

1-й

6+j 13

552+j 260

549+j 245

4+j 14

2-й

6+j 13

556+j 264

549+j 246

6+j 18

Раз-ность

-0.1+j 0.0

-3.9-j 4.0

-0.0-j 0.0

-3.9-j 4.0

Слой сети с напряжением 10 кВ

 

1-й

225+j 102

32+j 16

32+j 16

0+j 0

2-й

225+j 102

32+j 16

32+j 16

0+j 0

Раз-ность

-0.1+j 0.0

0.0+j 0.0

0.0+j 0.0

0.0+j 0.0

Вся сеть Ивэнерго

 

1-й

231+j 115

625+j 196

621+j 269

4,7-j 73

2-й

231+j 115

638+j 272

621+j 270

16,5+j 3

Раз-ность

-0.1

+ j0

-12.9

- j76

-0.0

- j1

-12.9

-j70

Таким образом на сегодняшний день следует говорить не столько о расчете потерь, который, как видно из приведенной итоговой расчетной таблицы производится автоматически как "бесплатное приложение" к расчету установившегося режима, а об аудите расчета потерь в смысле доведения расчетных, справочных и нормативных данных до взаимного соответствия во всех звеньях эксплуатации энергосистем.

ПРОЦЕДУРА ОБОСОБЛЕНИЯ СХЕМЫ ДЛЯ РАСЧЕТА СОБСТВЕННЫХ ПОТОКОВ И ПОТЕРЬ

Для обособления схемы приходится вводить многоветвевые узлы, или гиперузлы.

Каждому слою сети требуется свой гиперузел. Он замещает для внешних связей всю выделенную часть схемы обширной сети. Основным замещающим является гиперузел, вводимый в верхний слой районной сети, то есть в сети 220 кВ.

 

 

 

 

  Таблица 2

ПОТЕРИ В ЛИНИЯХ И ТРАНСФОРМАТОРАХ КОСТРОМАЭНЕРГО В РЕЖИМЕ ЗИМНЕГО МАКСИМУМА 1992, МВт + jМВАр.

Режим 1-й - с восемью кросс-трансформаторами на

Костромской ГРЭС, 2-й – без кросс-трансформаторов

Участок сети Ивэнерго

Ре-

Жим

Потери

Суммарные

Нагрузочные

Потери в

Линиях

Нагрузочные потери в трансформаторах

Потери

Холостого хода

Линий

Слой сети с напряжением 220 кВ

 

1-й

12.4+j 87.8

10.3+j 40.5

2.1+j103.7

0.0-j 56

2-й

21.1+j 109

19.1+j 73.8

1.9+j105.1

-0.0-j 70

Раз-ность 

-8.6-j 21.3

-8.8-j 33.4

0.1-j 1.3

0.0+j 13

Слой сети с напряжением 110 кВ 

1-й

16.4-j 8.2

16.4+j 28.5

0.0+j 14.0

0.0-j 51

2-й

24.6-j 0.1

24.6+j 41.6

0.0+j 7.6

0.0-j 49

Раз-ность

-8.2-j 8.1

-8.2-j 13.1

0.0+j 6.4

0.0-j 1

Слой сети с напряжением 6 кВ 

1-й

0.0+j 0.0

0.0+j 0.0

0.0+j 0.0

0.0+j 0

2-й

0.0+j 0.0

0.0+j 0.0

0.0+j 0.0

0.0-j 0

Раз-ность 

0.0-j 0.0

0.0-j 0.0

0.0+j 0.0

0.0+j 0

Вся сеть Костромаэнерго

 

1-й

36+j 70

34+j 89

2+j 122

0-j 140

2-й

56+j 109

54+j 144

2+j 117

-0-j 152

Раз-ность 

-19.9-j 39.1

-20.0-j 55.1

0.1+j 4.5

0.0+j 11.5

 

В результате введения гиперузла в сети 220 кВ, замещающего региональную сеть ИС, транзитные потоки верхнего слоя общей сети больше не входят в региональную сеть.

При этом транзитные потоки могут существенно измениться. Чтобы сохранить режим общей сети и в части транзитных потоков, в некоторых случаях уместно ввести замещающие линии или вставить дополнительно всю ИС, но без нагрузок и генераторов, которые уже задействованы в выделяемой местной сети.

Нижний слой выделяемой сети обрабатывается аналогично верхнему слою, но с тем отличием, что обеспечивается полное отделение путем размыкания связей нижнего слоя ИС с узлами нижнего слоя внешней части ОЭС. Если такое отделение не обеспечить, неизбежно возникнут транзитные относительно ИС потоки из одного слоя общей сети ОЭС в другой.

Отдельное внимание уместно уделить автотрансформаторам связи. Коэффициенты трансформации реальных автотрансформаторов настроены в процессе составления исходной схемы. Если они выбраны корректно, их не следует менять при обособлении сети ИС под выделение собственных потоков и потерь.

Чтобы выполнить условие подключения к мощной незагруженной сети нижнего слоя следует оба замещающих узла связать дополнительным автотрансформатором с нулевым собственным сопротивлением. Коэффициент трансформации дополнительного автотрансформатора должен определяться по условию минимума собственных потерь ИС.

Рассматривая преобразованную указанным способом схему можно убедиться в том, что в ней обеспечивается питание своих нагрузок и связь своих генераторов с мощной ненагруженной системой по линиям верхнего слоя без каких либо транзитных потоков. В верхнем слое их нет благодаря шунтам, в нижнем слое и между слоями внешней схемы - благодаря разрывам внешних связей нижнего слоя.

Для однослойной сети процедура выделения собственных потоков и потерь упрощается. Достаточно сделать преобразования, соответствующие описанным выше преобразованиям верхнего слоя.

Для трехслойной сети выше описанные преобразования нижнего слоя применяются уже к двум слоям: среднему и нижнему.

При больших отклонениях напряжения в верхнем гиперузле, целесообразно установить напряжение гиперузла на уровне среднего напряжения относительно исходных напряжений узлов верхнего слоя, для чего подключить в гиперузле компенсатор реактивной мощности.

 

РАСЧЕТ ПОТОКОВ И ПОТЕРЬ ИВЭНЕРГО

Далее на конкретном примере сети Москва-Кострома-Урал рассматривается порядок действий по обособлению региональных сетей Ивэнерго (рис. 4) с целью  снятия транзитных потоков и получения в итоговых таблицах расчета установившегося режима данных по собственным потерям. Излагается этапы преобразований, а в скобках приводятся соответствующие номера узлов по схеме Москва-Кострома-Урал при выделении Ивэнерго.

  1. Добавление по одному узлу в каждом из слоев сети (№ 800 – 220 кВ и № 700 – 110 кВ; предварительно следует убедиться что эти номера не использованы ранее); это будущие гиперузлы;
  2. добавление шунтирующих ветвей с близким к нулю чисто индуктивным сопротивлением в слое 220 кВ; ветви от узла 800 идут к в внешним питающим узлам выделяемой энергосистемы (номера дополнительных ветвей 800-73, 800-250 , 800-265)
  3. отключение питающих ветвей слоя 110 кВ от внешних питающих узлов и подключение их к узлу 700; обе операции производятся сменой номера внешнего конца каждой питающей ветви на номер 700 (ветвь 142-441 стала ветвью 142-700, 147-447 – ветвью 147-700, 144-444 – ветвью 144-700, 251-223 – ветвью 700-223 и т. д., всего семь ветвей)
  4. добавление ветви автотрансформатора 220/110 кВ между узлами 800 и 700 с нулевым собственным сопротивлением; уточнение величины коэффициента трансформации этого автотрансформатора по минимуму потерь в схеме.

Результаты расчетов полных, собственных и транзитных потерь Ивэнерго представлены в таблицах 1 и 3.

Как указывалось, транзитные потери были определены при сохранении штатной топологии сети ОЭС, но при отключенных собственных генераторах и нагрузках ИС, то есть генераторах и нагрузках Ивэнерго.

 

 

Рис.4. Схема сети Ивэнерго с участками примыкающих систем.

Темными цифрами даны номера узлов 220 кВ, светлыми – 110 кВ и 10 кВ (10 кВ - генераторные узлы). Верхний ряд узлов относится к сети Костромаэнерго, следующие четыре ряда – к Ивэнерго (показаны все узлы схемы Москва- Кострома-Урал , относящиеся к Ивэнерго), два нижних ряда узлов относятся к Владимирэнерго, в том числе узел 46 - подстанция 500 кВ и узел 746 - подстанция 750 кВ.

 

Из приведенных данных (см. третий столбец табл.3) следует, что собственные потери составляют 29 % от исходных расчетных потерь штатного режима. Транзитные потоки при устраненных собственных потоках создают 73 % полных потерь. Это убедительно свидетельствует о необходимости борьбы с транзитными потоками.

Устранив полностью транзитные потоки из сетей Ивэнерго, можно снизить потери мощности на 16,5 – 4,7 = 11,8 МВт.

На практике полное устранение транзитных потоков из сетей региональных энергосистем недостижимо, но значительное снижение величин транзитных потоков не только реально, но и экономически оправдано (см. следующий раздел).

Таблица 3

РАСЧЕТНЫЕ ПОТЕРИ МОЩНОСТИ В РЕГИОНАЛЬНЫХ СЕТЯХ СХЕМЫ МОСКВА-КОСТРОМА-УРАЛ, РЕЖИМ 1999 Г., МВт ИЛИ %

В сетях Костромаэнрго

В сетях Ивэнерго, в том числе

Всего в сетях Ивэнерго

В сетях 110 кВ

В сетях 220 кВ

Полные (¶)

35,4

16,5

6,5

10,0

Собственные (м)

13,3

4,7

3,6

1,1

Собственные относительные

38%

29 %

56 %

11 %

Транзитные (т )

23,5%

12,1

5,2

6,9

Транзитные

Относительные

66%

73%

31%

42%

Относительные

м + ¶т )/ ¶., %

104 %

102%

Не определяют

 

Исследования показали, что величина (м + ¶т)/ ¶ может быть как больше, так и меньше единицы в зависимости от топологии сети, расположения в сети генераторных и нагрузочных узлов и коэффициентов мощности нагрузок и генераторов. Близость к 1 с точки зрения разделения затрат свидетельствует о том, для него вполне допустимо пользоваться соотношением (1), а с точки зрения соотношения фазовых углов потоков – о том, что ряд местных потоков находятся в противофазе с транзитными потоками.

 

КРОСС-ТРАНСФОРМАТОРЫ ДЛЯ СНИЖЕНИЯ ТРАНЗИТНЫХ ПОТОКОВ И ПОТЕРЬ

Средствами снижения транзитных потоков являются устройства продольно-поперечного регулирования, конденсаторные батареи в магистральных линиях, дополнительные реакторы в линиях 220 кВ, плавно регулируемые фазосдвигающие трансформаторы и их нерегулируемые, но ступенчато переключаемые "родные братья"– кросс-трансформаторы.

Кросс-трансформаторы (КТ) являются простейшими фазосдвигающими трехобмоточными трансформаторами. КТ разработаны в ВЭИ для широкомасштабного улучшения потокораспределения в развитых сетях. Особенности их схемы и конструкции относительно известных регулируемых фазосдвигающих трансформаторов следующие.

На каждом стержне трехфазного магнитопровода КТ расположены три обмотки: опорная обмотка ОО и две кросс-обмотки КО1 и КО2 (рис. 5) Все три обмотки являются высоковольтными. Кросс-обмотки включаются в рассечку линии и потому работают в режиме трансформатора тока.

Обмотки расположены не соосно, а поочередно на каждом из стержней магнитопровода КТ: опорная обмотка с высоковольтным вводом в середину обмотки расположена между двумя кроссовыми обмотками. Этим достигается понижение рабочего напряжения между торцами обмоток и увеличение собственного сопротивления КТ.

Предусматривается, что изменение угла на кросс-трансформаторных подстанциях будет производиться ступенями 4, 6 или 8 эл. градусов. Для этого будут использованы специальные быстродействующие вакуумные выключатели или стандартные линейные выключатели.

Рис.5. Схема и векторная диаграмма кросс-трансформатора.

Предложен вариант и с тиристорными ключами на напряжение 115 кВ [3].

В период 1990 - 96 годов в НТЦ Электроэнергетики, институтах ВНИИЭ, Нижегородский Энергосетьпроект и ВЭИ были проведены серии расчетов различных сетей с кросс-трансформаторами, показавшие высокую эффективность их применения в развитых сетях для повсеместного вытеснения транзитных потоков из сетей 220 и 110 кВ в магистральные передачи 500 кВ.

Выполненные ВНИИЭ и ВЭИ расчеты, в частности, показали, что вполне реально при сравнительно малых затратах снизить пиковые транзитные потери в сетях Костромаэнерго и Ивэнерго применительно к режиму 1999 г. на 10-12 МВт. Это достигается установкой одного или нескольких кросс-трансформаторов на шинах Костромской станции. Для этого случая был выполнен форпроект кросс-трансформатора 220 кВ. Его расчетная мощность – 63 МВа, проходная – 400 МВа . Стоимость кросс-трансформатора 400 тыс. у.е., кросс-подстанции – 1,2 млн. у.е.. Срок окупаемости кросс-подстанции в Костроме с одним кросс-трансформатором пол года.

Большего эффекта можно достигнуть, применив разные кросс-трансформаторы в цепях разных линий 220 кВ, отходящих от подстанции Костромской станции. Ниже приводятся результаты одного из расчетов с восемью кросс-трансформаторами такого типа.

В последующие годы костромская станция увеличит выдачу до уровня проектного уровня – уровня режима зимы 1992 г. Расчеты с восемью кросс-трансформаторами выполнены для этого режима.

В таблице 4 показано снижение потерь и соответствующее снижение нагрузки (см. строки “разность”) по всей схеме Москва-Кострома-Урал и трем регионам в результате установки кросс-трансформаторов на шинах 220 кВ Костромской ГРЭС.

Приведены данные исходного режима и разности показателей исходного и нового режимов. (Ранее в табл.2 было приведено разделение мощностей и потерь по слоям сети и по видам оборудования для этих режимов.)

Новый режим соответствовал сети, в каждой из восьми отходящих от станции линий включалось по одному трансформатору с углом 8 или 12 или 16 эл. градусов. Эти углы варьировались в разных сочетаниях. Зафиксирован режим с оптимальным сочетанием углов. Оптимум определен по минимуму потерь во всей схеме.

Таблица 4

СРАВНЕНИЕ ДВУХ РЕЖИМОВ - ЗИМНИХ МАКСИМУМОВ 1992г.

1-й - Восемь кросс-трансформаторов (четыре пары) в линиях 220 кВ, отходящих от шин 220 кВ Костромской электростанции 2-й - Без кросс-трансформаторов

Мощности - МВт + jМВАр

По району

Режим

Покрытие

Потребление

Нагрузка

Потери

Вся cхема

Исходный

34150+ +j14612

34713+j14533

34317+j17550

423-j 3221

Разность, МВт

1.1

-17.7

-0.0

-21.9

Костромаэнерго

Исходный

32+j 104

551+j 350

505+j 241

56+j 109

Разность

-0.0+j 0.0

-16.8-j 29.4

-0.0+j 0.0

-19.9-j 39.1

Ивэнерго

Исходный

493+j 346

882+j 626

849+j 440

36+j 188

Разность

0.0-j 0.0

-9.1-j 22.8

-0.0+j 0.0

-9.9-24.1

Ярославэнерго

Исходный

997+j 350

1066+j 532

1056+j 513

12+j 13

Разность

0.1-j 0.4

0.1-j 1.4

0.0+j 0.0

-0.0-j 1.6

По данным таблицы 4 определено, в частности, что по району Костромаэнерго потери составляют 10.1 % от потребления, разность потерь –35,5 % от величины потерь исходного режима.

По энергосистеме Ивэнерго потери составляют значительно меньше, чем в Костромаэнерго – 4,3 % от потребления, а разность потерь – 27,5 % от исходных потерь. Наконец, по району Ярославэнерго потери составляют 1,1 % от потребления. Причина в том, что значительная часть сети Ивэнерго и, особенно, Ярославэнерго опущена при составлении общей схемы сети, а мощность станций Ярославэнерго близка к мощности нагрузки. В действительности это не так.

Из таблицы 4 видно, что влияние кросс-трансформаторов на шинах крупной станции распространяется на несколько окрестных регионов и дает по их сетям 29 МВт снижения потерь

 

В табл. 5 сопоставляются величины снижений потерь при установке кросс-трансформаторов и при полном устранении транзитных потоков.

   

Таблица 5

СНИЖЕНИЕ ПОТЕРЬ ПРИ УМЕНЬШЕНИИ ТРАНЗИТНЫХ ПОТОКОВ

Исходные

Потери до изменений

Схемы,

МВт

Уменьшение потерь в процентах от исходных,

в сетях ИС, %

В том числе

в сетях 110 кВ,

%

в сетях 220 кВ,

%

Костромаэнерго, при установке кросс-трансформаторов на КГРЭС; режим 1992 г.

56

36

33

42

Ивэнерго при установке кросс-трансформаторов на КГРЭС; режим 1992 г.

36

27,5

23,5

31,2

Ивэнерго при переходе от полных к собственным потерям; режим 1999 г.

16,5

65

50

80

Из табл. 5 видно, что в результате установки кросс-трансформаторов устраняется значительная часть потерь от транзитных потоков.

 

ЗАКЛЮЧЕНИЕ

1. Потери пиковой мощности имеют особое значение для энергетики, так как они влияют на потребность в располагаемой мощности единой энергосистемы.

Следовательно, борьба с потерями в сетях должна быть направлена исключительно на потери мощности в максимумы нагрузки. Потери в не пиковых режимах и средние потери энергии при этом также сократятся. Исходя из этого первоочередным является мониторинг пиковых потерь.

2. Процентные величины потерь энергии и расчетных потерь пиковой мощности, а также потерь холостого хода и нагрузочных потерь должны быть нормативно и практически взаимно увязаны.

3. При решении задач анализа установившихся режимов в режимных подразделениях ПЭС и энергосистем целесообразно в составе расчетных схем объединенных энергосистем иметь три варианта схем: вариант схемы штатного режима в пиковые часы нагрузки (их может быть несколько), вариант с транзитными потоками ( собственные нагрузки и генераторы отключены) и вариант с обособленной схемой собственной сети (отображает только местные потоки). Обособление схемы может проводиться по представленной методике преобразования исходной схемы в схему для расчета собственных, местных потоков и потерь .

4. Данные о собственных потоках и потерях продуктивно использовать для дальнейшего анализа состава и конфигурации собственных сетей и сопутствующих вопросов, а также для разделения стоимости эксплуатации собственных сетей между РАО ЕЭС и АО-энерго, например, по радикалу отношения транзитных и собственных потерь.

5. Универсальным средством борьбы с пиковыми потерями является выведение транзитных потоков мощности из среднего и нижних слоев транспортной сети в верхние слои. Расчеты схем с кросс-трансформаторами показали высокую эффективности этих устройств для снижения потерь пиковой мощности благодаря возврату транзитных потоков в магистральные сети, в частности в сети 500 кВ.

6. Базовыми данными по сетям с планируемым улучшением потокораспределения должны стать схемы служб линий предприятий электрических сетей. Каждая расчетная схема должна сопровождаться каталогом схем ПЭС. К расчетным схемам с каталогами должны быть приложены пояснительные записки, обобщающие данные о степени соответствия расчетных схем и совокупности схем служб линий ПЭС.

При этом для расчетов установившихся режимов и потерь с вариацией средств перераспределения активных потоков должны в дальнейшем использоваться программные комплексы, рассчитанные на 4000 узлов и 10000 линий.

 

ЛИТЕРАТУРА

  1. 1. Ольшванг М.В. Сферические векторные диаграммы развитых электрических сетей и их применение. Сборник научных трудов "ВЭИ 80 лет" под общей редакцией В.Д. Ковалева, т.1, М.: ВЭИ, 2001, С.90-106.
  2. 2. Справочник по проектированию электроэнергетических систем. Под ред. С.С. Рокотяна и И.М. Шапиро. М., “Энергоатомиздат”, 1985.
  3. 3. Nyati S., Eitsmann M. Kappenman J., VanHouse V., Mohan M., Edris A. Design issues for a single-core transformer thyristor controlled phase angle regulator. IEEE Transactions on Power Delivery, Vol.10, No.4, October 1995

 

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