Энергетика

Снижение потерь электроэнергии при внедрении Smart Grid

Современная электроэнергетика стоит на пути внедрения новейших разработок в области автоматизации производственных процессов, создания адаптивных систем контроля и управления параметрами оборудования. Классическая система управления электроэнергетическими сетями построена с учётом того, что условия внешней среды меняются относительно слабо. Основной задачей ставилось обеспечение в заданном диапазоне параметров режима. При этом диапазоны изменения параметров достаточно широки и выбирались с целью минимизации количества управляющих воздействий, ограниченных возможностями оперативного персонала, а также техническими возможностями электросетевого оборудования.

Сегодня характеристики коммутационных аппаратов, РПН (авто-) трансформаторов расширяют возможности оперативного управления режимом работы электроэнергетической системы. Устанавливаются управляемые устройства компенсации реактивной мощности, позволяющие с высокой точностью и быстродействием поддерживать напряжение в сети на заданном уровне. Внедрение элементов сети с изменяемыми параметрами и высоким быстродействием позволяет пересмотреть принципы управления режимами электроэнергетической системы, которые обеспечат не только допустимые уровни основных параметров передачи электроэнергии, но и их оптимальные значения внутри допустимых границ. Современные системы управления должны в режиме реального времени учитывать внешние факторы (климатические явления, аварийные отключения, изменение генерации и потребления, ремонтные схемы и т.д.), что позволит повысить экономическую эффективность системы оперативно-технологического управления ЕЭС.

Основной задачей электроэнергетической сети является обеспечение эффективной, надёжной и качественной передачи электрической энергии от источников потребителям. При этом надёжность и качество характеризуются нормативными диапазонами режимных параметров. А задача эффективности подразумевает минимизацию затрат на транспорт электрической энергии.

Затраты на передачу электрической энергии складываются из затрат на компенсацию амортизации оборудования, а также оплаты технологического расхода электроэнергии. При этом затраты на амортизацию условно постоянны, а размер потерь сильно зависит от параметров режима.

В связи с этим основным мероприятием по повышению эффективности работы электрической сети является оперативное управление параметрами режима с целью минимизации потерь электрической энергии. Эта задача решается с помощью оптимизации потоков активной и реактивной мощности. С учётом того, что потоки активной мощности обусловлены загрузкой генерирующих электростанций и регулируются только рыночными механизмами, основной задачей по повышению энергоэффективности становится управление потоками реактивной мощности.

Задача оптимизации режима по реактивной мощности решается путём изменения уровней напряжения в узлах сети с учётом известных зависимостей составляющих потерь электрической энергии от уровня напряжения.

По данным годового отчёта ОАО «ФСК ЕЭС» [1] абсолютная величина потерь электроэнергии в ЕНЭС составила 21401,11 млн кВт•ч, структура указанных потерь представлена на рис. 1.

Как можно видеть из приведённой на рис. 1 структуры ПЭ, основными составляющими являются потери энергии на нагрев проводов (64%) и на корону (20%). Рассмотрим более подробно именно эти две составляющие суммарных потерь электроэнергии.

Так, «джоулевы» (нагрузочные) потери на нагрев проводников обратно пропорциональны квадрату напряжения сети. Потери мощности в воздушных линиях на коронирующий разряд пропорциональны напряжению в пятой степени [2]. Таким образом, соотношение величин нагрузочных потерь мощности и потерь на корону в линии и будет определять величину оптимального напряжения.

Нагрузочные потери изменяются сравнительно медленно и достаточно предсказуемо, в то время как потери мощности на корону заранее не известны и имеют сильную зависимость от погодных условий вдоль линии. При хорошей погоде, как правило, нагрузочные потери преобладают над потерями на корону, и оптимальное напряжение достигает верхней границы допустимого диапазона, ограниченного техническими характеристиками изоляции. Однако при ухудшении погоды (появление тумана, дождя, снега, изморози) потери на корону увеличиваются на 1—2 порядка и на первый план выходят потери на коронирующий разряд в воздушных линиях, размер которых может в несколько раз превышать нагрузочные потери. С учётом зависимости от пятой степени напряжения в таких режимах целесообразно снижать напряжение до минимального уровня, ограниченного условием сохранения устойчивости.

Определим, какое напряжение обеспечит минимум потерь в линии, учитывая, что потери на корону пропорциональны напряжению в пятой степени, а нагрузочные обратно пропорциональны квадрату напряжения. Тогда зависимость суммарных потерь от напряжения будет иметь вид:

PΣ (U) = Pкc•(U/Uc)5 + Pнc•(Uc/U)2

где Uc — напряжение за рассматриваемый период времени;
Ркc — среднее значение потерь мощности на корону за рассматриваемый период времени;
Рнc — среднее значение потерь мощности в проводах за рассматриваемый период времени.

При расчете нагрузочных потерь и потерь на корону по напряжению в конце линии получим:

PΣ (U) = Pкc2•(U2опт/U2)5 + Pнc2•(U2/U2опт)2


Для определения оптимального уровня напряжения в конце линии определим экстремумы данной функции, приравняв её производную по U нулю:

тогда

— оптимальное значение напряжения в конце линии.

На рис. 2 представлены расчёты для действующей линии 750 кВ Калининская АЭС — ПС 750 кВ «Владимирская», в таблице приведены результаты расчёта оптимального напряжения, обеспечивающего минимум потерь в ЛЭП, при условии отсутствия ограничений по значению напряжения, а также величина снижения потерь при переходе от текущего напряжения к оптимальному.

Из таблицы видно, что потери на корону (неблагоприятная погода вдоль линии) преобладают над нагрузочными потерями и значение оптимального напряжения ниже номинального значения. Проведение оптимизации режима за счёт регулирования напряжения без учёта повышенных потерь на корону могло бы привести к обратному эффекту. Таким образом, очевидно, что проведение оптимизации режимов сети по напряжению без учёта текущих потерь на корону невозможно.

Для выявления таких режимов можно использовать данные метеодатчиков, устанавливаемых по трассе воздушной линии. Однако данное мероприятие затратное. Альтернативой является использование автоматизированной системы, регистрирующей по оперативным данным параметров режима (телеметрической информации) всплески потерь на корону. В настоящее время в ФСК ЕЭС разработан и внедрён такой комплекс под названием «Универсальный измерительный комплекс».

Принцип расчёта потерь на корону по данным телеметрической информации следующий. Нагрузочные потери, в отличие от потерь на корону, легко поддаются расчёту по данным активного сопротивления проводов, перетоков активной, реактивной мощности и напряжения, поступающих с датчиков телемеханики. Таким образом, имея значение суммарных потерь в линии, получаемых путём вычитания из активной мощности отдающего конца линии активной мощности её приёмного конца, а также значение нагрузочных потерь, можно легко определить значение потерь на корону. При этом довольно высокую погрешность телеизмерений удаётся компенсировать с помощью статистических методов регрессионного анализа. Подробно о методе расчёта потерь на корону по данным телеметрии можно узнать в литературе [3].

Зная в каждый момент времени расчётное значение потерь на корону, а также учитывая вышеприведённые зависимости потерь от уровня напряжения, можно в реальном времени осуществлять оптимизацию режима по напряжению и реактивной мощности с целью снижения суммарных потерь, выдавая управляющие сигналы на управляемые средства компенсации реактивной мощности, такие как СТК, УШР, СТАТКОМ, РПН трансформаторов, АРВ синхронных и асинхронизированных машин.

С помощью программного комплекса КОСМОС и данных УИК были проведены оптимизационные расчёты фрагмента сети 500 кВ объединённой энергосистемы (далее ОЭС) Средней Волги (рис. 3) и сети 750, 500 кВ ОЭС Центра (рис. 4). Регулирование напряжения в сети 500 кВ ОЭС Средней Волги возможно только путём изменения напряжения на электростанциях и регулирования средствами компенсации реактивной мощности (далее СКРМ). В сети 750, 500 кВ ОЭС Центра напряжение может регулироваться как на электростанциях и СКРМ, так и на подстанциях с помощью РПН. Кроме того, рассмотрены режимы, в которых установленные шунтирующие реакторы (далее ШР) заменены на управляемые шунтирующие реакторы (далее УШР).

Сравнение уровней снижения потерь в этих сетях позволит выявить эффективность использования регулирующих устройств подстанций и определить требования к ним для обеспечения снижения потерь в сетях разных напряжений.

Рассмотрим характерные режимы ОЭС Средней Волги, для которых проведём оптимизационные режимы.

В случае, когда во всех линиях сети ОЭС Средней Волги потери на корону заданы минимальными — хорошая погода. Потери в исходном режиме составляли 144,7 МВт, после оптимизации составили 137,2 МВт. Таким образом, эффективность оптимизации составила 7,5 МВт, что составляет 5,1% от суммарных потерь. Анализ оптимального режима показал, что уровни напряжения в сети повысились, так на ПС 500 кВ «Вешкайма» напряжение увеличилось на 14 кВ (от 497 до 511 кВ), на ПС 500 кВ «Куйбышевская» — на 23 кВ (от 495 до 518 кВ) и т.д. Если на подстанциях вместо ШР были бы установлены УШР, эффект от оптимизации режима увеличился бы на 6,5% — до 8 МВт.

Оптимизация режима по напряжению ОЭС Средней Волги в период, когда во всех линиях сети потери на корону заданы повышенными, показала следующее. Потери в исходном режиме составляли 410,9 МВт, после оптимизации — 390,7 МВт. Таким образом, эффективность оптимизации составила 20,2 МВт, что составляет 4,9% от суммарных потерь. Анализ результатов показал, что уровни напряжения в сети понизились. Так, на ПС 500 кВ «Вешкайма» напряжение снизилось на 12 кВ (с 499 до 487 кВ), на ПС 500 кВ «Куйбышевская» — с 502 до 490 кВ и т.д. Если бы на подстанциях вместо ШР были установлены УШР, эффект от оптимизации режима увеличился бы на 20% — до 24,4 МВт.

Рассмотрим режимы, когда во всех линиях сети потери на корону заданы минимальными — хорошая погода, кроме линий Жигулёвская ГЭС — ПС 500 кВ «Куйбышевская», Жигулёвская ГЭС — ПС 500 кВ «Азот», двухцепной линии Балаковская АЭС — ПС 500 кВ «Куйбышевская», ПС 500 кВ «Куйбышевская» — Заинская ГРЭС, которые охвачены изморозью. Эффективность оптимизации режима по напряжению составила 1,7 МВт (0,8%), при этом уровни напряжения в сети понизились. На ПС 500 кВ «Вешкайма» напряжение снизилось на 8 кВ (с 497 до 489 кВ), на ПС 500 кВ «Куйбышевская» — на 8 кВ (с 497 до 489 кВ) и т.д. В случае, если на подстанциях вместо ШР были бы установлены УШР, эффект от оптимизации режима увеличился бы на 5,5% — до 1,8 МВт.

Аналогичные оптимизационные расчёты для ОЭС Центра показали, что эффективность оптимизации режима по напряжению составила:
• 3 МВт (5,3% от суммарных потерь). Во всех линиях сети потери на корону заданы минимальными — хорошая погода. В оптимальном режиме уровни напряжения на ПС повысились.
• 53,6 МВт — все линии охвачены изморозью. В оптимальном режиме уровни напряжения на ПС понизились.

Таким образом, использование автоматизированных систем управления режимов по напряжению и реактивной мощности существенно повышает эффективность использования адаптивных элементов «умной» сети. При этом фактором, влияющим на уровень потерь в сетях 220 кВ и выше, становится состояние погоды вдоль воздушных линий электропередачи. Создание системы учёта потерь на корону, использующей для расчёта уже имеющиеся в диспетчерских центрах данные телеизмерений, не требует существенных капитальных затрат, при этом даёт возможность проведения в реальном времени оптимизации режима по реактивной мощности и напряжению, снижению потерь электрической энергии в сетях и, следовательно, затрат на компенсацию потерь на оптовом рынке электроэнергии.


ЛИТЕРАТУРА


1. Годовой отчёт ОАО «ФСК ЕЭС», 2007 г., с. 28.
2. Шаров Ю.В., Гаджиев М.Г, Измерение потерь мощности на корону в линиях сверхвысокого напряжения ОАО «ФСК ЕЭС» — ЭЛЕКТРО, 2010, №3, с. 19—23.
3. Линии электропередачи 345 кВ и выше. Перевод под редакцией В.В. Бургдсорфа. М., Энергия, 1980, с. 35.

Обсудить на форуме

Нужен кабель? Оформи заявку бесплатно