Лекція 19
Заходи щодо зниження втрат активної потужності і електроенергії у електричних мережах і підвищення надійності роботи електричних мереж
План
1. Класифікація заходів щодо зниження втрат потужності й енергії
2. Організаційні заходи.
3. Технічні заходи
4. Удосконалювання системи технічного урахування
5. Заходи щодо підвищення надійності роботи електричних мереж
1. Класифікація заходів
Всі заходи розподіляються на три групи:
- організаційні, до яких ставляться заходи щодо удосконалюванню експлуатаційного обслуговування електричних мереж і оптимізації їхніх схем і режимів. Ці заходи є практично без затратними.
- технічні заходи, спрямовані на реконструкцію, модернізацію і будівництво мереж. Ці заходи потребують додаткових капітальних вкладень.
- заходи щодо удосконалювання урахування електроенергії, що можуть бути без затратними і витратними.
Для без затратних заходів ефект виражається розміром зниження втрат електроенергії або відповідного йому зниження витрат
При оцінці ефективності технічних заходів необхідно додатково враховувати і необхідні капіталовкладення. Було визначено для енергетики граничне значення терміна окупності капіталовкладень, рівне 8.3 року. Тоді ефективність технічних заходів може бути визначена по вираженню
де Ра, Ро - нормативи щорічних відрахувань від капіталовкладень на амортизацію й обслуговування устаткування;
К - капітальні вкладення, пов'язані з заходом;
ЗЕ - питомі витрати на електроенергію
Одним з основних заходів щодо зниження втрат потужності є установка компенсуючи пристроїв (КП) в мережах споживачів електроенергії. Приблизно 60% усього необхідного зниження досягається з її поміччю. Біля 20 % дає установка КП в мережах 35-110 кВ енергосистем і сільських мереж. Приблизно 10 % - інші технічні заходи.
2. Організаційні заходи.
Роздивимося режимні заходи, що є складовою частиною організаційних заходів. До режимних заходів відносять такі:
- оптимізацію законів регулювання напруги в центрах живлення розімкнутих мереж 36-150 кВ;
- оптимізацію сталих режимів замкнутих мереж по реактивній потужності і коефіцієнтам трансформації;
- рівень напруги джерел живлення в мережі;
- перевід генераторів у режим роботи СК при дефіциті реактивної потужності;
- оптимізацію місць розмикання контурів мереж 110 кВ і вище з декількома номінальними напругами;
- оптимізацію місць розмикання мереж 6-35 кВ з двостороннім живленням;
- оптимальне вмикання трансформаторів на підстанціях у режимі малих навантажень (відключення частини трансформаторів; економічні режими роботи трансформаторів );
- вирівнювання графіка навантаження мережі;
- вирівнювання навантажень фаз низьковольтних мереж.
Перевід генераторів у режим СК є доцільним тільки для тих генераторів, які у визначений момент часу не використовуються по своєму основному призначенню. Як правило, це або мало економічні генератори, виведені з роботи на період сезонного зниження навантаження, або генератори електростанцій, що працюють на дефіцитному паливі. При роботі в режимі СК генератори споживають із мережі невеличку активну потужність і генерують реактивну потужність.
Розглянемо такий захід, як оптимізація місць розмикання контурів мереж 110 кВ і вище з декількома номінальними напругами. Економічний розподіл потужності в замкнутих мережах є пропорційним активним опорам віток замкнутого контуру. Природний розподіл потужності в замкнутих мережах пропорційно повним опорам R + j X віток замкнутого контуру. З урахуванням того, що в мережах вище 110 кВ Х>>R , те розподіл пропорційно повним опорам у більшій мірі відповідає мінімуму втрат реактивної потужності. Обидві умови, тобто мінімуми втрат активної і реактивної потужностей, збігаються лише в однорідних мережах. У найбільшій мірі неоднорідність виражена в мережах із декількома рівнями номінальних напруг. Розмикання мережі варто робити в точці потокорозподілу економічного розподілу потужності. При одержанні двох точок потокорозподілу, варто порівняти втрати при розмиканні в кожній із них і вибрати найкращу.
Оптимальні точки розмикання можуть бути різноманітними для режимів найбільших і найменших навантажень. Якщо відсутня можливість оперативної зміни точок розмикання протягом доби, то вибирають точку, що забезпечує мінімум втрат електроенергії за добу
DW = DP1 * t1 + DP2 * t2,
де t1 і t2 визначають по сумарному графіку навантаження мережі.
Найбільше ефективно використання у таких мережах вольтододаткого агрегату. Якщо він установлений, те мова йде про вибір ЕРС E' і E''.
Розглянемо такий захід, як оптимізація місць розмикання мереж 6-35 кВ з двостороннім живленням. По фізичній суті вплив на втрати є аналогічним розглянутому вище. Відмінність у тому, мережі напругою 6-35 к, як правило, працюють розімкнуто. Тому розглядати потрібно питання не про розмикання контуру, а про пошук найкращого місця розмикання. Звичайно в розподільчих мережах є точки розтину для різноманітних після аварійних режимів мережі.
Розглянемо такий захід, як обґрунтування рівня напруги джерела живлення.
У мережах напругою до 330 кВ найвигіднішим є найбільший припустимий рівень напруги, при виконанні обмежень:
- U <= Uмакс. доп.
- фактична напруга в розподільній мережі відповідає нормованим значенням якості.
При збільшенні всіх напруг на U, навантажувальні втрати знижуються на U2 .
При цьому:
- збільшується генерація реактивної потужності лініями мережі, що може призвести до зниження потужності КУ;
- знижуються втрати в подовжніх елементах схем заміщення мережі;
- збільшення втрат неробочого ходу трансформатора можна обмежити, регулюючи відгалуження трансформаторів.
У мережах 330 кВ і вище необхідно обґрунтовувати оптимальний рівень напруги через ріст втрат активної потужності повітряних ліній на корону.
Оптимальне вмикання числа трансформаторів на підстанціях у режимі малих навантажень (відключення частини трансформаторів).
Відключення одного з n паралельно працюючих трансформаторів доцільно, якщо при цьому зниження втрат неробочого ходу є більшим, ніж збільшення навантажувальних втрат активної потужності (втрат у обмотках трансформатора) через перерозподіл сумарного навантаження між меншим числом трансформаторів.
Критерієм відключення при установці на підстанції n однакових двобмоткових трансформаторів є співвідношення:
де Sном - номінальна потужність одного трансформатора;
DPx, DPk – втрати активної потужності неробочого ходу та короткого замикання трансформатора;
SНМ - потужність споживачів, які живляться від до шин на боці НН підстанції в режимі найменших навантажень.
При виконанні критерію, на підстанції повинні працювати "n-1" трансформатор, а при невиконанні "n" трансформаторів.
При наявності на підстанції різнотипних трансформаторів використовують метод економічних інтервалів. Обчислюються залежності втрат активної потужності від потужності навантаження при роботі одного трансформатора, потім двох трансформаторів, і т.д до повного числа встановлених на підстанції трансформаторів. Потім результати розрахунків подають у виді графіків (рис. 1).
На рис. 1 використані позначення: SКР1 - критичне значення потужності, що дозволять вирішити питання мати на підстанції один (споживана навантаженням потужність менше значення SКР1 ) або два (споживана навантаження потужність більше значення SКР1, але менше значення SКР2 ) і т.д.
Вирівнювання графіка навантаження мережі.
Здійснюється за допомогою застосування до споживачів стимулюючих мір, що забезпечують перенос частини навантаження на нічні часи або інші, коли в системі немає максимуму навантаження.
Інші організаційні заходи це скорочення тривалості технічного обслуговування і ремонту основного устаткування електричних станцій і мереж за рахунок поліпшення організації праці, суміщення ремонтів послідовно включених елементів мережі, проведенням їх по оптимальному графіку, виконанням пофазних ремонтів, ремонтів без зняття напруги і т.д.
3. Технічні заходи
До технічних заходів відносять заходи щодо реконструкції, модернізації і будівництва мереж. Більшість із них пов'язано з установкою додаткового устаткування і передбачається на стадії проектування мереж. У умовах експлуатації розглядаються, як правило, заходи з незначними капітальними вкладеннями. До них відносять
- запровадження КП 6-10 кВ,
- заміну трансформаторі що недовантажені і перевантажених трансформаторів із наявного фонду або шляхом переміщення з однієї підстанції на другу;
- запровадження в роботу пристроїв автоматичного регулювання напруги на трансформаторах і КП;
- упровадження ВДА.
4. Удосконалювання технічного урахування
Зараз створюються системи автоматизованого урахування електроенергії. Задача: упорядкування балансів електроенергії по підстанції, розімкнутої мережі, району і розробка заходів щодо зниження комерційних втрат у випадку невідповідності суми показань приладів урахування електроенергії, встановлених у споживачів, і приладів технічного урахування; забезпечення розрахунків втрат потужності і енергії в мережах і вибору заходів щодо зниження втрат достовірною інформацією.
5. Заходи щодо підвищення надійності роботи електричних мереж
Перерви живлення електропостачання споживачів небажані, а в ряді випадків неприпустимі. Вони можуть спричинити порушення нормального функціонування установок зв'язку, транспорту, технологічних процесів промислових підприємств, нормальних умов життя і діяльності населення. Можуть виникнути аварії, псування устаткування, брак продукції і т.д. Питання забезпечення надійності електропостачання регламентуються Правилами устрою електроустановок. Під надійністю в енергетику розуміють властивість устаткування, установки, схеми або системи зберігати свою працездатність, тобто виконувати свої функції, зберігаючи свої експлуатаційні показники в заданих умовах. Основними показниками надійності є:
- параметр потоку відмов - середня кількість відмов що ремонтується виробу в рік;
- час відновлення після відмови Tв - середній час змушеного простою, необхідного для пошуку і усунення однієї відмови;
- коефіцієнт змушеного простою, визначає можливість перебування елемента або установки в змушеному простої;
- частота планових ремонтів;
- середня тривалість одного планового ремонту;
- коефіцієнт технічного використання (характеризує можливість перебування установки в працездатному стані).
При експлуатації виділяють такі заходи щодо підвищенню надійності роботи електричних мереж:
1. Контроль за станом устаткування. Створюються експертні системи діагностики.
Дуже важливий контроль або профілактичні іспити ізоляції.
2. Ремонтні роботи. Планово-попереджувальний і капітальні ремонти.
3. Диспетчерські служби і ліквідація аварій.
Експлуатаційний персонал виконує нагляд за мережними спорудженнями і їхній ремонт.
Персонал диспетчерських служб управляє режимами роботи системи, у тому числі і ліквідує аварійні ситуації при ушкодженнях ліній і устаткування підстанцій і електричних станцій.