К вопросу снижения потерь электроэнергии в региональной энергосистеме

Размещено на http://www.allbest.ru/

Филиал ОАО «СО ЕЭС» Смоленское РДУ

К вопросу снижения потерь электроэнергии в региональной энергосистеме

А.А. Назаров

Аннотация

Состояние вопроса: Потери электроэнергии в электрических сетях - важнейший показатель экономичности работы энергосистемы. Увеличению потерь электроэнергии в электрических сетях в последнее время связано с изменением структуры потребления, неоптимальными режимами работы электростанций, увеличение реверсивных перетоков мощности по электрическим сетям и другими причинами. В отдельных энергосистемах эта величина колеблется в значительных пределах (от 6-7 до 14-15 %) в зависимости от территории обслуживания энергосистемы (сетевого района), плотности нагрузки, построения сети, количества ступеней трансформации, режимов работы электростанций и других факторов. Проблема снижения потерь электроэнергии в электрических сетях требует активного поиска новых путей ее решения, новых подходов к выбору мероприятий, и организации работы по снижению потерь всеми субъектами электроэнергетики, в том числе и на уровне субъекта оперативно-диспетчерского управления региональной энергосистемой при управлении энергетическим режимом. В электрических сетях 110 кВ и выше это может достигнуто реализацией различных мероприятий, основными из которых являются: оптимизация нагрузки электростанций, расчетом оптимальных точек деления сети и уровней напряжения в узлах нагрузки, компенсацией перетоков реактивной мощности и другими мероприятиями.

Материалы и методы: Эффективность реализации мероприятий по снижению потерь электроэнергии рассмотрена на примере региональной энергосистемы. При выполнении экспериментальной части методом исследования являлось математическое моделирование. В качестве инструмента моделирования применялось программное обеспечение РТД «Финист».

Результаты: Предложения по оптимизации режима региональной энергетической системы по снижению потерь электроэнергии при различных режимах работы.

Выводы: Предложения и результаты могут быть применены системным оператором при оптимизации режима работы энергосистемы и модели рынка электроэнергии.

Ключевые слова: Потери электроэнергии; оптимизация режима энергетической системы; математическое моделирование; оптимизация нагрузки электростанций.

Abstract

Background: Losses of electric power in electric networks are a major index of economy of work of grid. In electric networks it is lately related the increase of losses of electric power to the change of pattern of consumption, nonoptimal modes of operations of power-stations, increase of reversible crossflows of power on electric networks and by other reasons. In separate grids this size hesitates in considerable limits (from 6-7 to 14-15 %) depending on territory of maintenance of grid (network district), closeness of loading, construction of network, amount of the stages of transformation, modes of operations of power-stations and other factors. The problem of decline of losses of electric power in electric networks requires the active search of new ways of her decision, new going near the choice of events, and organization of work on the decline of losses all subjects of electroenergy, including at the level of subject of operatively-controller's management by a regional grid at a management by the power mode. In electric networks 110 кВ and higher it can it is attained by realization of different events basic from that it is been : optimization of loading of power-stations, by the calculation of optimal points of division of network and levels of tension in the knots of loading, indemnification of crossflows to the reactive-power and other events.

Materials and Methods: Efficiency of realization of events on the decline of losses of electric power is considered on the example of regional grid. At implementation of experimental part a research method there was a mathematical design. As an instrument of design "Finist" software was used.

Results: Suggestion on optimization of the mode of the regional power system on the decline of losses of electric power at different office hours.

Conclusions: Suggestions and results can be applied by a system operator during optimization of the mode of operations of grid and model of market of electric power.

Key-words: Losses of electric power; optimization of the mode of the power system; mathematical design; optimization of loading of power-stations.

Потери электроэнергии в электрических сетях - важнейший показатель экономичности работы энергосистемы. Увеличению потерь электроэнергии в электрических сетях в последнее время связано с изменением структуры потребления, неоптимальными режимами работы электростанций, увеличение реверсивных перетоков мощности по электрическим сетям и другими причинами. В отдельных энергосистемах эта величина колеблется в значительных пределах (от 6-7 до 14-15 %) в зависимости от территории обслуживания энергосистемы (сетевого района), плотности нагрузки, построения сети, количества ступеней трансформации, режимов работы электростанций и других факторов. Проблема снижения потерь электроэнергии в электрических сетях требует активного поиска новых путей ее решения, новых подходов к выбору мероприятий, и организации работы по снижению потерь всеми субъектами электроэнергетики, в том числе и на уровне субъекта оперативно-диспетчерского управления при управлении энергетическим режимом. В электрических сетях 110 кВ и выше это может достигнуто реализацией различных мероприятий, основными из которых являются: оптимизация нагрузки электростанций, расчетом оптимальных точек деления сети и уровней напряжения в узлах нагрузки, компенсацией перетоков реактивной мощности и другими мероприятиями.

Рассмотрим, на примере региональной энергосистемы, мероприятия по снижению потерь электроэнергии.

Под потерями данной статье будем понимаются технические потери, включающие в себя: нагрузочные потери, потери на корону в воздушных линиях, потери холостого хода в оборудовании подстанций, потери в средствах компенсации реактивной мощности. Прочие составляющие потерь в рамках данной статьи не рассматриваются.

Регулирования напряжения и компенсация реактивной мощности. Формулы потерь мощности и электроэнергии в активных сопротивлениях сети показывают, что они изменяются обратно пропорционально квадрату рабочего напряжения сети. Следовательно, сеть должна работать с возможно более высоким уровнем напряжения. При повышении уровня напряжения на 5% потери активной мощности и электроэнергии в активных сопротивлениях линий и трансформаторов уменьшается на 9%, т.е. на очень значительную величину.

Повышение напряжения можно осуществлять:

1. повышением напряжения на шинах подстанций путем перестановки ответвлений на трансформаторах;

2. повышения напряжения на генераторах электростанций;

3. С помощью средств компенсации реактивной мощности (СКРМ), для сетей 110-220 кВ это в основном синхронные компенсаторы и батареи статических компенсаторов.

Оптимальный уровень напряжение оказывается значительное влияние на величину потерь. Напряжение задается и регулируется в контрольных пунктах по напряжению, контрольные пункты по напряжению задаются и выбираются исходя из соблюдения требований к устойчивости и возможности регулировать напряжения на значительном количестве смежных объектов.

Нормально допустимые и предельно допустимые значения установившегося отклонения напряжения ?U_y по ГОСТ 13109-97 установлены для выводов приемников электрической энергии (не для секций шин) и равны соответственно ±5% (нормально допустимые отклонения) и ±10% (предельно допустимые отклонения) от номинального напряжения электрической сети (ГОСТ 721 и ГОСТ 21128, номинальное напряжение). Контрольные пункты по напряжению выбираются из условия соблюдения данного требования для различных режимов работы энергосистемы.

На сегодняшний день при выборе контрольных пунктов по напряжению отсутствует критерий по снижению потерь электроэнергии, что может в отдельных случаях приводить к увеличению допустимых границ графика напряжения от величины оптимального по потерям электроэнергии. Этот уровень напряжения должен быть рассчитан, а субъекты энергетики должны на него ориентироваться в процессе работы, и выходить с запросом к диспетчеру энергосистемы по согласованию изменения режима работы оборудования (РПН трансформаторов, БСК, синхронные компенсаторы, синхронные генераторы).

Другим немаловажным ограничением является то, что сетью 110 кВ и 220 кВ управляют разные сетевые организации МРСК и ФСК. Для которых расчеты норматива потерь электроэнергии при установлении тарифа на год ведутся раздельно. То есть персонал данных организаций зачастую не заинтересован менять режим работы своего оборудования, для снижения потерь в сети другого собственника. Что является серьезным препятствием по снижению потерь электроэнергии. Вариантом по изменению данной ситуации может стать дальнейшая взаимная интеграция МРСК и ФСК в рамках холдинга Россетей, при которой потери при передаче электроэнергии для этих сетевых компаний будут рассчитываться совместно.

Если говорить о потерях реактивной мощности, то они приблизительно в три раза больше, нежели активной. До 70% потерь реактивной мощности при ее передаче от электростанций до потребителя приходится на трансформаторы (тратится на намагничивание сердечников). Из формулы расчета потерь активной мощности ?Р = (Р² + Q²)/ U²хR видно, что потери активной мощности можно снизить за счет снижения величины передаваемой реактивной мощности и увеличением напряжения. По этому в узлах нагрузки должна происходить компенсация реактивной мощности, с целью минимизации ее перетоков со смежными энергорайонами или энергосистемами. При этом должен вестись постоянный контроль за СКРМ с целью недопущения создания неоптимальных режимов работы, например, кольцевых перетоков реактивной мощности между сетью 110 кВ и 220 кВ.

Оптимизация точек деления сети. Распределительные сети 0,4-35 кВ работают в радиальном режиме, в отличие от сетей 110 кВ и выше, которые, в основном, исполнены по кольцевым схемам. В различных режимах работы энергосистемы, вызванных неравномерностью графика нагрузки, возрастает загрузка сети 110-220 кВ транзитными перетоками, при этом часто транзиты 110 кВ могут иметь значительную протяженность и по ним может передаваться значительная мощность между различными частями энергосистемы и энергосистемами со значительными потерями электроэнергии. При этом зачастую перетоки мощности вытесняются из сетей более высокого класса напряжения в шунтирующую сеть более низкого класса напряжения. нагрузка электростанция реверсивный переток

В энергосистемах присутствую нормально выполненные точки деления сети в основном сетей 110 кВ, выполненные в связи с неполноценностью имеющейся релейной защиты, отсутствием комплексов ПА и по другим причинам. Организация точек деления сети 110-220 кВ для снижения потерь в часы минимума нагрузок и когда это допустимо по режиму работы энергосистемы, может значительно снизить потери от транзитных перетоков. Организация таких точек деления сети должно отвечать следующим требованиям:

1. Рациональному распределению перетоков электроэнергии и мощности между энергосистемами по сетям напряжением 110 кВ и выше.

2. Точки деления сети должны обеспечивать необходимый уровень надежности электроснабжения потребителей. То есть, для потребителей должно оставаться два независимых источника питания, и при отключение одного из них должен выполняться незамедлительное включение точек деления сети постоянным оперативным персоналом или посредством телеуправления.

3. Для всех элементов должен выполняться критерий n-1.

4. Точки деления сети предпочтительно должны находиться на современных элегазовых выключателях, имеющих значительный коммутационный ресурс.

Рис. 1 Распределение перетоков активной мощности в энергосистеме А.

Для энергоситемы рис. 1 был произведен расчет оптимальных точек деления сети. Стоит отметить, что представленная на рис. 1 энергосистема является частью ЕЭС России и связи соседних энергосистем друг другом на рис. 1 не указаны. Расчет режима и потерь электроэнергии осуществлен с помощью режимного тренажера диспетчера «Финист». РТД Финист обеспечивает моделирование энергосистемы и воссоздание рабочей среды диспетчерского персонала. Предназначен для проведения режимных и противоаварийных тренировок, в том числе, межсистемных, для диспетчерского персонала центров управления электроэнергетики.

Режим работы энергосистемы А в основном определяется режимом работы АЭС 1 и АЭС 2 транзитным перетоками в ЭС-3 и ЭС-4, при чем переток мощности в ЭС-3 идет по сети 110-220 кВ, что и определяет значительный объем потерь электроэнергии.

В выходные (праздничные) дни или в ночное время, потребление энергосистемы значительно уменьшается, а связи с тем, что АЭС в ночное время не разгружаются, так как в базовой части графика генерации, транзитный переток в ЭС-3 и загрузка оборудования 110-220 кВ может значительно превышать переток рабочего дня. На Рис. 2 представлено распределение перетоков активной мощности в энергосистеме А после выполнении деления сети.

Рис. 2 Распределение перетоков активной мощности в энергосистеме А после выполнения деления сети.

Эффект от реализации схем деления составляет 5,9 МВт (40%), что является значительной величиной. Так же стоит отметить, что ремонтная компания может накладывать ограничений, на частичное или полное организацию точек деления сети, но все равно суммарный эффект от их организации может быть значительным.

Оптимизация загрузки электростанций. Генерация электростанций по ЕЭС России распределена неравномерно. Существуют как избыточные энергосистемы, так и дефицитные. В любом случае, при загрузке генераторов режим работы энергосистемы меняется изменяются перетоки в электрических сетях, что приводит к неизбежному увеличению потерь электроэнергии. Действующая сейчас модель рынка, предполагает оптимизацию режима энергосистемы по потерям электроэнергии, это оптимизация происходит при каждом расчете планов балансирующего рынка на основании расчетный модель сети, которая ведется в режиме реального времени.

Но зачастую происходят неплановые отклонения, которые заранее учесть в планах балансирующего рыка не возможно, например, отключения энергетического оборудования, отклоняются по сальдо перетокам смежных государств или непрогнозируемым изменением потребления. Для соблюдения баланса производства и потребления электроэнергии в энергосистеме диспетчер субъекта оперативно-диспетчерского управления загружает или разгружает станций имеющих резерв, при этом начиная с загружать с самых «дешевых» по цене станций, а разгружать начиная с самых «дорогих». Соответственно потокораспределение в энергосистеме начинается меняться, центр электрической нагрузки и центр электрической генерации может сдвигаться, увеличиваются транзитные перетоки мощности по сетям 110-220 кВ (большинство станций управляемых диспетчером РДУ выдают мощность именно на этом классе напряжения), что приводит к увеличению потерь электроэнергии в сетях и работе энергосистемы в режиме отличном от оптимального.

Рис 3. Характерный режим работы энергосистемы Б.

На рис.3 представлен характерный режим работы энергосистемы Б с указанием основных направлений перетока активной мощности.

Рис. 4. Зависимости загрузки этих электростаций и характеристики изменения потерь электроэнергии.

В энергосистеме Б есть две тепловые электростанции ГРЭС и ТЭЦ-2. На рис. 4 представлены зависимости загрузки этих электростанций и характеристики изменения потерь электроэнергии.

Из диаграмм видно, что до определенной величины загрузки станций потери электроэнергии в региональной энергосистеме снижаются, а после нее начинают увеличиваться. Эту величину для каждой станции возможно определить экспериментально для характерных режимов работы энергосистемы. Так же видно различное угол наклона кривых увеличение потерь относительно загрузки станций. То есть загрузка одних станции более сказываются на увеличение потерь в сети, а другие менее. Учет таких изменения потерь может дать экономический эффект для всей энергосистемы.

Для региональной энергосистемы необходимо все отклонения от генерации неучтенные планами балансирующего рынка относить с потерями электроэнергии возникающими в сети при режимах работы отличных от оптимальных. То есть к цене электроэнергии станции на загрузку учитывать и дополнительную дельту сверхнормативных потерь электроэнергии возникающих в сети. Это позволит в первую очередь загружать станции, которые не только будут самыми дешевыми по цене вырабатываемой электроэнергии, но максимально близкими к центру потребления и соответственно минимизирующими потери в сети. Что будет положительно сказываться на экономичности работы всей энергосистемы в целом.

Выводы

На основании данных представленных в статье видно, что мероприятия по снижению потерь в ЕЭС за счет оптимизации электрических режимов являются эффективными и при этом не требующими значительных финансовых вложений. Они обеспечивают снижение потерь в ЕЭС в целом без разделения по собственникам (ФСК, РСК и тд.)

При разработке и реализации мероприятий по снижению потерь за счет оптимизации режимов необходимо соотносить их эффективность и затрачиваемые ресурсы (количество и размер управляющих воздействий на генераторы и количество коммутаций БСК и РПН трансформаторов, отключения выключателей).

Оптимизация режима энергосистемы по потерям позволяет значительно снизить потери электроэнергии для ЕЭС в целом и для региональной энергосистемы в частности. Но потребует взаимных усилий всех субъектов электроэнергетики при реализации комплексных мероприятий по снижению потерь электроэнергии. Это не возможно без выработки комплексной совместной политики по данному вопросу и принятия необходимых регулирующих этот вопрос документов. При подготовке этих документов, полагаю, возможно использование положений данной статьи.

Список литературы

Глазунов А.А., Глазунов А.А.. Электрические системы с сети. - Москва. Госэнергоиздат, 1960. - 368 с.

Справочник по проектированию электрических сетей /С74под ред. Д. Л. Файбисовича. -4-еизд., перераб. и доп. - М. : ЭНАС, 2012. - 376 с. : ил.

Размещено на Allbest.ru