Авторефераты по всем темам >>
Авторефераты по техническим специальностям
На правах рукописи
Гаджиев Магомед Гаджиевич
Повышение точности учета потерь мощности на корону при оперативной оптимизации режима ЭЭС.
Специальность 05.14.02 - Электрические станции и электроэнергетические системы
АВТОРЕФЕРАТ
диссертации на соискание ученой степени кандидата технических наук
Москва - 2012
Работа выполнена в Национальном исследовательском университете Московском энергетическом университете (МЭИ) на кафедре Электроэнергетических систем Научный руководитель кандидат технических наук, доцент Шаров Юрий Владимирович Официальные оппоненты доктор технических наук, профессор Шунтов Андрей Вячеславович, ОАО Специализированное конструкторское бюро по ремонту и реконструкции, генеральный директор кандидат технических наук, доцент Токарский Андрей Юрьевич, Филиал ОАО Федеральная сетевая компания единой энергетической системы - Магистральные электрические сети Центра, главный специалист Ведущая организация ОАО "Научно-исследовательский институт им. Кржижановского" (ЭНИН)
Защита состоится 25 мая 2012 г. в 1330 часов на заседании диссертационного совета Д212.157.03 при Национальном исследовательском университете Московском энергетическом университете по адресу: г. Москва, ул. Красноказарменная, д.17, ауд. Г-200.
Отзыв на автореферат в двух экземплярах, заверенный печатью, просим направлять по адресу: 111250, г. Москва, ул. Красноказарменная, д.14, Ученный совет НИУ МЭИ.
С диссертацией можно ознакомиться в библиотеке НИУ МЭИ по адресу:
111250, Москва, ул. Красноказарменная, д. 13-а.
Автореферат разослан 26 апреля 2012 г.
Председатель диссертационного совета Д212.157.03 Жуков В. В.
ОБЩАЯ ХАРАКТЕРИСТИКА РАБОТЫ
Актуальность работы.
Одной из актуальных проблем Российской электроэнергетики является снижение потерь мощности и электроэнергии в единой энергетической системе. Решение этой задачи возможно путем оптимизации режима работы энергосистемы по уровням напряжения и потокам реактивной мощности. Для решения указанной задачи, необходима разработка системы измерения режимов работы сети сверхвысокого напряжения с учетом потерь мощности на корону.
Потери электроэнергии в воздушных линиях (ВЛ) электропередачи состоят из нагрузочных потерь, потерь на корону и потерь от токов утечки по изоляции, при этом определяющими являются нагрузочные потери и потери на корону, которые в разной степени зависят от уровня напряжения: нагрузочные потери при неизменном значении мощности, сопротивления, а значит и напряжения на стороне нагрузки, обратно пропорциональны квадрату напряжения линии, а потери на корону пропорциональны напряжению линии в пятой степени. Таким образом, оптимальный уровень напряжения в узлах энергосистемы зависит от соотношения потерь на корону и нагрузочных потерь ВЛ. Если в хорошую погоду нагрузочные потери преобладают над потерями на корону, то при плохой погоде (снег, дождь, изморозь) потери на корону увеличиваются на 1-2 порядка. Вот почему создание системы непрерывного измерения потерь на корону ВЛ является необходимой базой для оптимизации режима по напряжению и потокам реактивной мощности. Учет потерь на корону может дать значительный экономический эффект в свете изменившихся принципов расчета тарифов на услуги по передаче и распределению электрической энергии, а также проводимых в последние годы международных программ энергосбережения и снижения вредного воздействия на экологию производства и передачи электроэнергии.
Проблемой измерения и расчета потерь на корону занимались многие отечественные и зарубежные ученные: Пик Ф.В., Хольм Р., Майр О., Попков В.И., Александров Г.Н., Левитов В.И., Тамазов А.И., Емельянов Н.П., Тиходеев Н.Н., Сергеев Ю.Г., Костюшко В.А., и др., а также такие исследовательские центры как: ВНИИЭ, НИИПТ, ЭНИН, ОРГРЭС, МЭИ - ТУ. Работы этих ученых внесли значительный вклад в развитие теории и практики расчетов потерь мощности и электроэнергии на корону.
Развитие информационных технологий и средств автоматизации позволяет подойти к рассматриваемой проблеме с новой позиции. Для определения текущих значений потерь в проводах от тока нагрузки и на корону ВЛ с высокой точностью в ОАО ЭНИН разработан универсальный измерительный комплекс (УИК). Для определения потерь на корону комплекс использует данные оперативного информационного комплекса (ОИК). Данный комплекс внедрен в опытную эксплуатацию в ОАО ФСК ЕЭС, которому будет отведена одна из самых важных задач в системе оптимизации режима по напряжению и потокам реактивной мощности единой национальной энергетической системы (ЕНЭС).
Так как данная разработка является инновационной, появилась необходимость в детальном исследовании погрешностей получаемых в УИК потерь на корону и от токов нагрузки. Числовая оценка этих погрешностей не только даст представление о точности метода, но и позволяет разработать рекомендации по совершенствованию рассматриваемого алгоритма.
Существующие в настоящее время подходы расчета потерь мощности и электроэнергии на корону не могут быть использованы для решения задач оперативного расчета и оптимизации режимов электроэнергетических систем (ЭЭС), так как отсутствует возможность определения текущего вида погоды вдоль линий электропередачи.
Уникальный в своем роде метод определения текущих потерь и их составляющих (на корону и в проводах от токов нагрузки) предложен Тамазовым А.И.. Данный алгоритм основан на использовании телеметрической информации о режимных параметрах линии, выда ваемой ОИК. Значения текущих потерь мощности определяются путем вычитания из входящей в линию активной мощности Р1 в её начале активной мощности Р2 в её конце, при этом компенсируется систематическая и случайная погрешность измерения потерь. Рассматриваемый алгоритм заложен в программный комплекс УИК, предназначенный для оценки активной, реактивной мощностей, напряжений и потерь в линии, что позволяет при резком увеличении потерь на корону оперативно проводить мероприятия по их снижению.
Цель работы заключается в исследовании погрешностей и совершенствовании метода определения текущих потерь мощности на корону и в проводах. Данный метод позволит оценивать текущий, среднесуточный и среднегодовой уровень потерь электроэнергии ВЛ, а также разработать технологию учета рассчитанных данным методом потерь мощности на корону в комплексах для расчетов установившихся режимов и путей их оптимизации.
Для достижения поставленной цели решались следующие задачи:
1. Рассмотрение составляющих потерь электроэнергии в ЭЭС и существующие методы их расчета. Выполнение статистического анализа потерь электроэнергии в проводах ВЛ СВН, рассмотрение влияющих на их значения факторов.
2. Анализ чувствительности метода при измерении небольших значений потерь электроэнергии на корону (при повышенной влажности воздуха) и в проводах в режиме реального времени.
3. Исследование методической и инструментальной погрешностей, заложенных в программный комплекс (ПК) УИК алгоритмов определения нагрузочных потерь и потерь на корону в режиме реального времени.
4. Анализ эффекта снижения потерь электроэнергии на корону и в проводах ВЛ ЕНЭС при регулировании напряжения по данным УИК о текущих значениях потерь электроэнергии.
5. Определение максимального диапазона регулирования напряжения и возможного эффекта экономии мощности потерь на единичных ВЛ 500, 750 кВ. Определение диапазона регулирования напряжения и возможного эффекта экономии мощности потерь для сети 500 кВ объединенной энергосистемы (ОЭС) Средней Волги и части сети 750, 500 кВ объеденной энергосистемы Центра. Анализ возможности усиления эффекта экономии электроэнергии в результате замены в ОЭС Средней Волги существующих шунтирующих реакторов (ШР) на управляемые ШР.
Методы и средства исследования. При решении поставленных задач использовались методы математического анализа, анализа погрешностей в сложных системах с большим количеством измеряемых величин, методы расчета установившихся режимов и их оптимизации с помощью ПК КОСМОС, а также методы статистической обработки данных при анализе измеренных значений потерь электроэнергии.
Достоверность результатов работы подтверждается использованием проверенных методик, уравнений и программных комплексов, связанных с теорией статистического анализа данных, расчетов погрешностей измеряемых величин, а так же расчетов установившихся процессов и их оптимизации.
Научная новизна заключается в том, что впервые получены следующие новые научные результаты:
1. Показано, что при расчете нагрузочных потерь в алгоритме УИК целесообразно использовать уравнения, учитывающие волновые свойства ВЛ СВН.
2. Выявлено, что при определении нагрузочных потерь электроэнергии существенную долю погрешности составляет погрешность определения температуры провода.
3. Показана необходимость учета влияния на потери электроэнергии от коронирования изменения напряжения вдоль линии для ВЛ, протяжённостью более 250 км.
4. Доказано, что погрешность определения текущих потерь на корону в плохую по году, равна значению инструментальной погрешности определения потерь на корону в хорошую погоду.
5. В связи с тем, что рассматриваемая методика оказалась нечувствительной к потерям мощности на корону при повышенной влажности воздуха, разработаны поправки в алгоритм ПК УИК, позволяющие интегрально учитывать потери на корону при повышенной влажности.
6. По данным, полученных с помощью УИК для отдельных ВЛ 500 и 750 кВ, а также сети 500 кВ ОЭС Средней Волги и сети 500 - 750 кВ ОЭС Центра показана эффективность регулирования напряжения для снижения потерь электроэнергии на корону и нагрузочных потерь в проводах фаз ВЛ.
Практическая ценность и реализация результатов работы:
1. Анализ погрешностей рассматриваемого метода позволил оценить степень точности алгоритмов, используемых в ПК УИК, и сделать вывод о его применимости в промышленной эксплуатации.
2. Разработаны рекомендации по доработке ПК УИК с целью повышения точности определения текущих потерь на корону в ВЛ СВН. В связи с чем алгоритм ПК УИК был соответствующим образом доработан.
3. Результаты исследования показали, что для повышения точности рассматриваемого метода необходимо введение ряда дополнительных измерений, а именно температуры провода и влажности воздуха.
4. Показана эффективность регулирования напряжения для снижения потерь электроэнергии в реальных сетях энергосистем.
5. Анализ погрешностей измерений и вводимые уточнения позволяют использовать УИК для мониторинга текущих потерь электроэнергии в ВЛ 330 кВ и выше, а так же для проведения оперативных расчетов установившихся режимов, что подтверждается успешным использованием данных измерений потерь электроэнергии в ПК КОСМОС.
Основные положения, выносимые на защиту.
1. Методика определения текущих потерь мощности на корону и в проводах, с учетом чувствительности потерь на корону в период повышенной влажности, распределения параметров линии в схемах замещения, а также изменения напряжения вдоль линий электропередачи, протяженностью более 250 км.
2. Формулы и графические зависимости для определения погрешностей измерения суммарных потерь в ВЛ и их структурных составляющих по разности измеряемых по концам линии потоков активной мощности.
3. Результаты исследования погрешности алгоритма определения текущих потерь мощности на корону, заложенного в ПК УИК. Разработанные рекомендации по усовершенствованию алгоритма ПК УИК с целью повышения точности расчета нагрузочных потерь в ВЛ и потерь на корону можно использовать как при проектировании, так и при эксплуатации электрических сетей.
4. Результаты исследований диапазона регулирования напряжения на одиночных ВЛ 500 и 750 кВ и эффекта экономии потерь мощности по данным УИК.
5. Результаты исследований возможной экономии потерь мощности регулированием напряжения в однородной сети 500 кВ и сети 500 - 750 кВ при различных погодных условиях вдоль трасс ВЛ, как при использовании существующих средств регулирования, так и при замене шунтирующих реакторов на управляемые шунтирующие реакторы в однородной сети 500 кВ.
Структура и объем диссертации. Диссертация состоит из введения, четырех глав, заключения, списка литературы и приложений. Объем диссертации составляет 135 стра ниц, включая 37 рисунков 43 таблицы и 7 страниц библиографического списка (59 наименований).
Апробация работы. Основные положения и результаты работы были доложены и обсуждены: на 14Цой международной научно-технической конференции студентов и аспирантов (Москва, 2010), на научном семинаре международной выставки Электрические сети России - 2011 г..
Публикации. По теме диссертации опубликовано 7 печатных работ, в том числе 3 - в журналах, рекомендованных ВАК.
ичный вклад автора. Проведено исследование методической и инструментальной погрешностей, заложенных в ПК УИК алгоритмов определения нагрузочных потерь и потерь на корону в режиме реального времени. Проанализирован эффект снижения потерь электроэнергии на корону и в проводах в ЕЭС при регулировании напряжения по данным УИК о текущих значениях потерь электроэнергии для сети 500 кВ ОЭС Средней Волги и сети, 500 - 750 кВ ЩЭС Центра.
ОСНОВНОЕ СОДЕРЖАНИЕ РАБОТЫ
Во введении обоснована актуальность темы диссертации, сформированы цель и основные задачи исследований. Показана научная новизна и практическая значимость работы, приводятся основные положения, выносимые на защиту, сведения об апробации и внедрении результатов исследований.
Глава первая. Потери электроэнергии в электрических сетях, их структура, методы расчета и оптимизация электрических режимов с учетом потерь на корону.
Из отчетных данные ОАО ФСК ЕЭС о количественных характеристиках потерь электроэнергии в единой национальной электрической сети (далее ЕНЭС) следует, что основными составляющими потерь электроэнергии в сети 220 кВ и выше являются потери на нагрев проводов и на их коронирование рис.1.
Нагрузочные - 64% Корона - 20% Потери на хх в Т и АТ - 7% СН ПС - 4% Потери в ШР - 2% Потери в ТТ, ТН, ОПН, и т.д.Ц 2% Потери в КУ - 1% Рис. 1. Структура потерь электроэнергии линии ЕНЭС за 2007 г.
В 2010 г. потери электроэнергии на корону составляют уже 24% при 58% нагрузочных потерь. При этом стоимость электрической энергии и мощности, приобретенной ФСК в целях компенсации потерь, в 2010 году составила 14 183 210 183,61 руб. без НДС из них 3,млрд составляют потери на корону. Если считать, что в среднем эффективность оптимизации режимов по напряжению и потокам реактивной мощности составляет от 3 до 4%, то в 2010 г. была возможность сэкономить 570 млн. рублей. Следовательно для существенного снижения потерь электроэнергии в сети целесообразно уменьшать нагрузочные потери электроэнергии и потери на корону.
В связи с этим были рассмотрены существующие методы расчета нагрузочных потерь и потерь электроэнергии на корону, а также влияющие на их значения факторы. Были, проанализированы существующие методы учета потерь на корону при расчетах установившихся режимов и их оптимизации по напряжению и потокам реактивной мощности.
Анализ показал, что при расчетах установившихся режимов ЭЭС и их оптимизации потери на корону в реальном времени либо не учитываются, либо учитываются приближенно.
Это связано с тем, что Руководящие указания по учету потерь на корону и помех от нее (РУ) позволяют рассчитывать не текущие, а среднегодовые потери на корону. Во-вторых, тип погоды на заданной линии может определяться только по данным метеостанций, которые обычно находятся вдали от ВЛ, что не позволяет определить начало появления значительных потерь на корону, и длину линии, занятую тем или иным видом погоды. В-третьих, внутри данного вида погоды потери на корону могут изменяться в широком диапазоне.
Единственным способом определения текущих значений потерь в проводах от тока нагрузки и на корону ВЛ пока является разработанный в Энергетическом научноисследовательском институте (ЭНИН) метод, использующий для определения потерь на корону данные из оперативного информационного комплекса (ОИК).
Вторая глава. Алгоритм измерения потерь мощности на корону и в проводах в режиме реального времени.
Алгоритм измерения суммарных потерь мощности основан на усреднении за 10 минут мгновенных значений активных мощностей, полученных путем вычитания из измеренных в начале линии значений входящей активной мощности Р1 значений выходящей активной мощности Р2, измеренных в её конце, с дальнейшим учетом систематической погрешности измерения суммарных потерь в линии ПС:
(1) P P1 P2 ПС.
Усреднение измеряемых через 5 сек значений Р1 и Р2 позволяет уменьшить случайную погрешность измерения активной мощности.
Определить ПС можно, используя (1), тогда систематическая погрешность измерения потерь в линии будет равна ПС P1 P2 P, где:
(2) Р Р Р, к п Р - потери мощности от короны и токов утечки по изоляторам, к Р - потери мощности в проводах от токов нагрузки.
п Как видно из (2) ПС можно определить, если известно Р и Р. Зная значения акп к тивной Р и реактивной Q мощности, передаваемой по линии, величину Р можно опредеп лить по выражению:
Р Rt (P2 Q2) UЛ, (3) п где: Rt r20L 1 0,004 tп 20 - активное сопротивление фазы линии, L - длина линии, r20 - удельное активное сопротивление фазы при температуре 20C, tп - температура провода.
Потери мощности на корону можно достаточно точно определить при хорошей погоде по величинам напряжения и плотности воздуха по формуле:
23 4 Pкх bpL 0,0735U 0,275U U0П 0,268U U0П, (4) где: bр - коэффициент наклона редуцированной характеристики потерь, U0п - начальное напряжение образования коронного разряда.
Поскольку потери в хорошую погоду малы, то даже большая погрешность в их определении не может внести существенную погрешность в ПС. Таким образом, систематическую составляющую погрешности измерения потерь в ВЛ можно измерить в условиях хорошей погоды как Пс Р1 Р2 Ркх Рп.
(5) Получаемые значения погрешностей при усреднении 120 значений за 10 мин будут иметь разброс, определяемый неполной компенсацией случайной составляющей погрешности. Поэтому для определения только систематической составляющей необходимо провести усреднение данных измерений за сутки хорошей погоды. Из теоретических исследований погрешностей измерения потерь в ВЛ следует, что ПС является функцией активной, реактивной мощностей и потерь реактивной мощности в линии. Опыт показал, что наиболее существенно на ПС влияет активная мощность Р, причём, зависимость ПС от Р может быть принята линейной. Если в течение суток хорошей погоды каждые 10 минут регистрировать значения ПС и соответствующие ему значения P, то можно получить поле точек П f P. Используя ме с тоды регрессионного анализа нетрудно найти среднее за сутки значение Пс a bP (6) и среднеквадратическое отклонение погрешности от средней N 1 Пс Пс . (7) П N Тогда потери мощности на корону в плохую погоду можно определить по формуле:
Рк Р1 Р2 Рп Пс.
(8) При этом получаемые значения потерь мощности на корону будут содержать погрешность, разброс которой определяется среднеквадратическим отклонением, рассчитываемых по (7).
Решение о том, когда имеют место потери хорошей погоды, а когда - плохой определяется путём сравнения значений Рк и Ркх с учётом случайной погрешности измерения.
Если считать что случайная погрешность имеет нормальное распределение, то если Р Р , вероятность того, что имеет место хорошая погода будет равна 0,8413.
к кх П Данный алгоритм введен в ПК Универсальный измерительный комплекс (УИК), который в свою очередь внедрен на предприятиях ОАО ФСК ЕЭС для проведения опытных измерений потерь на корону ВЛ напряжением 330-750 кВ.
Анализ результатов показал, что алгоритм УИКа нечувствителен к потерям на корону в условиях повышенной влажности. Если потери на корону в хорошую погоду Ркх можно определить по выражению (4), где величина Ркх зависит от измеряемых значений напряжения U и плотности воздуха , то определение потерь на корону при повышенной влажности воздуха затруднено или вовсе невозможно. Согласно данным измерений П = 1,28 МВт. Так как Рх + П = 1,78 > Рпв = 1,5, то измерительная система оказывается нечувствительной к потерям при повышенной влажности. Так как на подстанциях нет метеостанции, представляется возможным производить учет потерь на корону при повышенной влажности введением коррекции на измерения потерь на корону в хорошую погоду.
Чтобы учесть потери при повышенной влажности воздуха продолжительностью Tпв, значения потерь при хорошей погоде продолжительностью Tx надо увеличить в К раз, где К - коэффициент, равный:
K 1 2 1 Tx Tпв.
(9) Определить отношение Tx Tпв можно только в среднем за год. На рис. 2 представлена зависимость значения K от Tx Tпв. Так как в разные годы это отношение меняется, то его следует брать в среднем за период солнечной активности 10 - 12 лет.
Внутри Московской области К изменяется не слишком сильно, а его среднее значение составляет 1,6. В среднем по России Tx Tпв = 6,92, поэтому К = 1,25.
В заключительной части главы было показано, что программный комплекс УИК позволяет определять составляющие потерь электроэнергии в режиме реального времени и проводить оптимизацию режима работы электрической сети с целью уменьшения этих потерь и доРис. 2. Зависимость К от отношения Tx Tпв биться значительной экономии электроэнергии. Проблема нечувствительности УИК к измерению потерь на корону при повышенной влажности воздуха может быть решена при установке метеостанций на всех ПС 330 кВ и выше. На данном этапе этот недостаток УИК может быть устранен корректировкой данных измерений потерь на корону в хорошую погоду с помощью коэффициента К. Также показано, что снижение напряжения в линии 500 кВ Волгодонская АЭС - ПС Южная на 10 кВ в период дождя позволит снизить суммарные потери мощности в ней на 0,384 МВт, а при снижении на 20 кВ снизить потери на 0,504 МВт. При снижении напряжения на 10 кВ в линии 500 кВ Волгодонская АЭС - ПС Южная в период дождей возможная экономия электроэнергии за год может составить 153,984 МВтч, а для ВЛ 750 кВ Калининская АЭС - ПС Ленинградская - 435 МВтч.
Третья глава. Анализ систематической погрешности измерения потерь на корону и в проводах в режиме реального времени.
Для того чтобы понять, насколько точно УИК определяет текущие потери на корону, были проанализированы погрешности величин, определяющих значение Пс, а именно Рп и Рк. При анализе погрешности учета нагрузочных потерь были рассмотрены 2 составляющие - методическая и инструментальная. Для определения методической погрешности были сопоставлены различные метод расчета нагрузочных потерь, используемый в УИКе с методом расчета нагрузочных потерь, учитывающим волновые свойства линии.
Расчеты методической погрешности определения потерь от токовой нагрузки по упрощенной формуле (3), которая используется в УИКе, по сравнению с результатами полученными по формуле, учитывающей волновые свойства ВЛ СВН, показали необходимость использования последней для более точного определения нагрузочных потерь в проводах протяженных линий длиной более 250 км.
При расчете потерь на корону в хорошую погоду по формуле (4) не учитывается изменения напряжения вдоль линии, хотя известно, что для линий протяжённостью более 250 км и передаче по ней мощности, меньше натуральной, изменение напряжения вдоль линии весьма значительно. Ввиду того, что потери Рк пропорциональны U в пятой степени, не учитывать данный факт нельзя. Расчеты в различных работах показали, что в некоторых режимах погрешность определения потерь на корону без учета изменения напряжения вдоль линии достигает 30%. Поэтому при расчете потерь на корону следует использовать коэффициент Кр, предложенный Г.К. Зарудским:
r0 2 sin2 2 Kр (1 ((P Q -1)( - ctg) 2Q P ( )(1 )) )5/2, (10) ** * sin2 * x0 sin2 2 где: P2 и Q2 - активная и реактивная мощности в конце линии, отнесенная к натуральной * * мощности ВЛ, 0 l - волновая длина ВЛ, l - длина линии, 0 x0b0 - коэффициент изменения фазы электромагнитной волны для идеализированной линии ( r0 g0 0 ), r0, xи g0, b0 - удельные активные и реактивные сопротивления и проводимости линии.
Инструментальные погрешности метода определялись с использованием формулы полного дифференциала функции u = f(x,y,z):
u u u u x y z, (11) x y z где: u - погрешность функции, x, y, z - погрешности аргументов. В соответствии с (11), инструментальная погрешность определения нагрузочных потерь по (3) равна:
2P 2Q P2 Q2 P2 QPп R P R Q 2R U R. (12) 22 3 UU U U На рис. 3 представлены результаты расчетов конкретных значений погрешности определения нагрузочных потерь для ВЛ 500 кВ длиной 300 км при различных вариантах загрузки ТН, которые показали, что инструментальная погрешность определения потерь в проводах невелика, и при максимальном абсолютном значении 1151 кВт составляет 4% от значения потерь мощности в Рис. 3 Результаты расчетов инструментальной погрешпроводах, что по отношению к ности определения нагрузочных потерь в зависимости от натуральной мощности ВЛ тока ТТ и нагрузки ТН (900000кВт) составит 0, 0128%.
Выражение для расчета инструментальной погрешности расчета потерь на корону в хорошую погоду по (11) имеет вид:
U2 U3 U3 UPкх bL0,07352U 0,2753 0,2684 0,275 0,2682 . (13) 22 U0П U0П U U0П U0П U0П На рис. 4 представлена зависимость погрешности расчета потерь на корону в хорошую погоду для разных значений нагрузки ТН ЦNU в %.
Расчет погрешности определения потерь на корону для ВЛ 500 кВ длиной 300 км показал, что инструментальная погрешность определения потерь на корону невелика, и при максимальном абсолютном значении 229 кВт составляет 19% от значения потерь мощности на корону в хорошую погоду рассматриваемой линии.
На рис. 5 представлена зависимость суммарной погрешности расчета потерь на корону в хорошую погоду и нагрузочных потерь без учета методической погрешности.
Для рассматриваемой линии потери на корону при хорошей погоде составляют 12кВт. Из рис. 5 можно сделать вывод, что инструментальная погрешность определения потерь на корону при максимальном абсолютном ее значении 229 кВт составляет 19% от значения потерь мощности на корону в хорошую погоду. Расчет потерь на корону в хорошую погоду определяется на основе измеренного значения напряжения и расчетной величины емкости. Принимая во внимание то, что погрешности определения данных параметров весьма значительны, и тот факт, что значение потерь на корону в хорошую погоду на порядка меньше максимально возможного значения, можно сделать вывод о том, что величина погрешности расчета потерь на корону 19% вполне приемлема.
Рис. 4. Результаты расчетов погрешности Рис. 5. Результаты расчетов суммарной поопределения потерь на корону в хорошую грешности определения потерь на корону в погоду в зависимости от загрузки ТН хорошую погоду и нагрузочных потерь в линии длиной 300 км в зависимости от передаваемой мощности Теперь можно определить погрешность расчета потерь на корону в плохую погоду, которые в УИКе рассчитываются по формуле Pкi P1i P2i Pпi Пi. (14) Значения Pпi, Pkхi и Пi можно выразить через истинные значения Pпiист, Pkiист и Пiист, а также их погрешности Pпi, Pkхi и Пi.
Тогда: Pпi Pпiист Pпi, Pпi Pkxiист Pkxi, Пi Пiист Пi, и в соответствии с формулой (5) для определения систематической погрешности Пi Р1 Р2 Р Р покх п лучим:
Пi P1i P2i (Pпiист Pпi) (Pкхiист Pкхi) Пiист Pпi Pкхi. (15) Подставив (15) в (14), получим Pкi P1i P2i (Pпiист Pпi) (Пiист Pпi Pкхi) P1i P2i Pпiист Пiист Pкхi.
Таким образом, при определении потерь на корону в плохую погоду, систематическая погрешность потерь в проводах компенсируется. Следовательно, погрешность расчета потерь на корону в плохую погоду определяется погрешностью расчета потерь на корону в хорошую погоду (229 кВт в нашем случае). Для рассматриваемой ВЛ 500 кВ при сухом снеге потери на корону составят 5400 кВт, а относительная погрешность составит 4,2%.
Ввиду того, что класс точности измерительной техники линий напряжением 330 кВ и 750 кВ и ВЛ 500 кВ одинаковы, то и относительные погрешности для этих линий будут близки к результатам, полученным в данной главе.
Четвертая глава. Анализ эффекта от регулирования напряжения для снижения потерь на корону и в проводах в ЕНЭС по данным УИК.
С целью определения возможного диапазона изменения напряжения для снижения суммарных потерь в линии проведен анализ потерь при различном соотношении потерь на корону и потерь в проводах для отдельных линий.
Поскольку при постоянной мощности и сопротивления на стороне нагрузки нагрузочные потери в линии обратно пропорциональны напряжению линии, а потери на корону - пря мо пропорциональны напряжению линии в пятой степени, то суммарные потери в линии в зависимости от напряжения U линии можно определить по выражению: P(U ) Р (U /Uc)5 Р (Uс /U )2, где Uc - среднее значение напряжения за раскс пс сматриваемый период времени, Ркс и Рпс - средние значения потерь мощности на корону и в проводах за рассматриваемый период времени. Переходя к напряжению Uc = U2 в конце линии, дифференцируя последнее выражение по U и приравнивая полученное уравнение к нулю dP(U ) 5 Р (U )4 /(U2)5 - 2 Р (U2)2 /(U )3 0, кс2 псdU получим выражение для определения значения оптимального напряжения U = U2опт, при котором суммарные потери Р(U) минимальны:
U2опт U2 7 0,4Р Р.
пс2 кс Исследования возможности снижения суммарных потерь мощности при регулировании напряжения линии проводились на ВЛ 750 кВ Калининская АЭС - Владимирская, ВЛ 750 кВ Калининская АЭС - Ленинградская и ВЛ 500 кВ Волгодонская АЭС - Южная.
В таблице 1 приведены основные параметры ВЛ 750 кВ Калининская АЭС - Владимирская (l - длина участка ВЛ, r0 - удельное активное сопротивление фазы, С - средняя рабочая емкость фазы, a - шаг расщепления, r - радиус провода, Н - минимальный габарит провода и f - стрела провеса провода), а на рис. 6 - результаты измерения потерь на корону и в проводах для этой линии, выполненные УИК 04.01.2011.
Таблица 1. - Параметры ВЛ 750 кВ Калининская АЭС - Владимирская Фаза l, км r0, Ом/км С, пФ/м а, м r, м H, м f, м 5хАС-330/43 379,006 0,0174 13 0,4 0,013хАС-500/336 17,24 0,0197 13 0,4 0,01875 13,0 10,396,246 0,Рис.6. Результаты измерения потерь мощности на корону и в проводах ВЛ 750 кВ Калининская АЭС-Владимирская 04.01.20В таблице 2 приведены результаты расчета оптимального напряжения, обеспечивающего минимум суммарных потерь Р, при условии отсутствия ограничений по значению напряжения, а так же величина снижения потерь при переходе от текущего напряжения к оптимальному Таблица 2. - Результаты расчета оптимального напряжения, обеспечивающего минимум потерь в линии.
Продолжительность повышенных потерь на корону, час. 2,Среднее значение напряжения в конце ВЛ U2, кВ 750,Среднее значение перетока активной мощности в конце ВЛ P2, МВт 656,Среднее значение перетока реактивной мощности в конце ВЛ Q2, МВАр 147,Среднее значение потерь на корону, МВт 14,Среднее значение нагрузочных потерь Pнu2, МВт 10,Суммарное значение потерь в линии Pсум, МВт 25,Значение оптимального напряжения в конце линии U2опт, кВ 627,Суммарные потери при оптимальном напряжении Pсумопт, МВт 21,Возможный эффект снижения суммарных потерь, МВт 3,Проведенные исследования снижения суммарных потерь при регулировании напряжения линии дали следующие основные результаты:
эффективное снижение суммарных потерь мощности на линии, по всей длине которой установилась хорошая погода (потери на корону малы), достигается при значениях оптимального напряжения значительно больших номинального: 1,2 - 1,25 от Uном;
в случае, когда по всей длине линии установилась плохая погода (большие потери на корону) эффективное снижение суммарных потерь мощности на линии достигается при оптимальном напряжении значительно меньше номинального:
0,5 - 0,85 от Uном;
наибольший эффект снижения суммарных потерь мощности при регулировании напряжения линии достигается в тех случаях, когда токовая нагрузка ВЛ минимальна, а потери на корону максимальны.
При рассмотрении энергосистемы в целом необходим учет потерь во всех линиях данного региона. В связи с чем расчет оптимальных уровней напряжения в узлах энергосистемы следует определять с учетом потерь на корону и нагрузочных потерь мощности всех линий электропередачи рассматриваемого энергорайона.
В работе исследовалась возможность снижения суммарных потерь мощности при регулировании напряжения в узлах сети объединенной энергосистемы (ОЭС). Объектом исследования выбрана сеть ВЛ 500 кВ ОЭС Средней Волги (рис. 7), а также сеть 500 - 7кВ ОЭС Центра (рис. 8.).
При исследовании возможности снижения суммарных потерь мощности путем регулирования напряжения был использован ПК КОСМОС, в котором при решении задачи оптимизации режима регулированием напряжения в используется целевая функция:
nk l F(X ) Ii2(X ) Ri U Yj j корm P (U ), i1 j1 mгде: k и n - число узлов и ветвей в схеме замещения, l - число ветвей, для которых величина потерь на корону определяется по полиномам, Ii(X) и Ri(X) - величина тока и значение активного сопротивления i-ой ветви, Uj и Yj - величина напряжения и активная проводимость шунта в j-ом узле, Pкор (U ) - функция, отражающая зависимость между потерями на короm ну в ветви m и напряжениями узлов, ограничивающих эту ветвь.
Рис. 7. Фрагмент сети 500 кВ ОЭС Средней Волги Рис. 8. Фрагмент сети 500 - 750кВ ОЭС Центра В ПК КОСМОС реализованы два подхода расчета величины потерь мощности на корону. Первый опирается на использование полиномов. Для расчета величины потерь в линии на корону ее трасса делится на два участка. Условно принимается, что погода на первом участке соответствует погоде на подстанции, к которой присоединяется начало ветви, а на втором участке погода определяется метеоусловиями условиями на подстанции, к которой присоединяется конец ветви. Для различных классов напряжений и типов проводов, а также различных погодных условий экспериментальным путем определены типовые характеристики, представляющие собой полиномы второй степени.
Второй подход, предложенный автором, для определения потерь на корону использует УИК, который на основе непосредственно измеряемых величин идентифицирует потери на корону в текущем режиме в заранее определенных линиях. При оценивании состояния величина потерь, введенная в качестве исходных данных, считается неизменной величиной. После завершения оценивания запоминаются как сами величины потерь в линиях, так и значения оцененных напряжений в узлах, ограничивающих ветви. Впоследст вии, при проведении имитационных расчетов и оптимизации, считается, что величина потерь будет меняться в зависимости от изменения напряжений по следующей формуле:
5 Pijтек 0,5 Pijизм Uiтек Uiоцен 0,5 Pijизм U U, jтек jоцен где: Pijтек - величина потерь в текущем режиме в ветви i - j, ограниченной узлами i и j;
Pijизм - идентифицированная (полученная из УИК в результате измерения) величина потерь в ветви i - j; Uiтек и U - рассчитанные напряжения в узлах i и j в текущем режиме;
jтек Uiоцен и U - напряжения в узлах i и j, полученные в результате решения задачи оцениjоцен вания состояния.
Систему ограничений задачи составляют уравнения балансов активных и реактивных мощностей в узлах схемы замещения:
PУЗЛ(X) = PЗАД, QУЗЛ(X) = QЗАД.
Алгоритм проводимых в ПК КОСМОС расчетов представлен в виде блок-схеме изображенной на рис. 9.
Регулирование напряжения в сети 500 кВ ОЭС Средней Волги возможно только путем изменения напряжения на электростанциях и регулированием средствами компенсации реактивной мощности (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 (ШР) заменены на управляемые шунтирующие реакторы (УШР).
В качестве примера на рис. 10 представлена схемнорежимная обстановка энергорайона в ОЭС Центра в период зимнего минимума 2010 г после проведения оптимизации регулированием напряжения в сети.
Рис. 9. Блок-схема расчета ПК КОСМОС В таблице 2 показано изменение коммутационного положения реакторов, в таблице 3 - изменение напряжения в узлах управления реактивной мощностью, а в таблице 4 - изменение коэффициентов трансформации АТ 750/500 кВ.
Таблица 2. - Изменения коммутационного положения реакторов Состояние реакторов № Узел До расчета После расчета 1 355 ВЛАД500 Откл Вкл ! 2 356 Вл750АТ6 Вкл Откл ! 3 454 ОПЫТН750 Откл Вкл ! 4 473 КАЭС750 Откл Вкл ! 5 963 МИХ500 Вкл Откл ! 6 161 КАЛУЖ500 Вкл Вкл 7 356 Вл750АТ6 Вкл Вкл 8 454 ОПЫТН750 Вкл Вкл 9 473 КАЭС750 Вкл Вкл 10 473 КАЭС750 Вкл Вкл 11 473 КАЭС750 Вкл Вкл 12 895 Чер-я500 Вкл Вкл 13 899 БЕЛОЗ750 Вкл Вкл 14 963 МИХ500 Вкл Вкл 15 6370 EHИH750 Вкл Вкл 16 6370 EHИH750 Вкл Вкл Таблица 3. - Изменение напряжения в узлах управления реактивной мощностью Режим напряжений № Узел U исх U опт dU(%) U min U max Q исх Q опт 1 411 КГРЭС500 522,3 484,6 -7,5 450 525 1,7 -16,2 108 ЗГАЭС550 511 475 -7,2 475 ! 525 -283 -296,3 154 TЭЦ26 519 487,1 -6,4 475 525 59,7 -18,4 453 КГРЭС500 515,2 491,1 -4,8 475 525 163,7 548,5 473 КАЭС750 756 728,3 -3,7 713,5 787,5 58,8 -44,6 6370 EHИH750 725,5 748,9 3,1 713,5 787,5 6,3 347,Таблица 4. - Изменения коэффициентов трансформации АТ 750/500 кВ Коэффициенты трансформации и номера анцапф № Номера узлов Объект K исх K опт 1 356 355 Вл750АТ6 K' 0,683 0,64 2 5 6 БРАСТ750 K' 0,683 0,66 3 454 466 ОПЫТН750 K' 0,683 0,6 Во всех линиях сети потери на корону были заданы максимальными - плохая погода. В соответствии с вышеуказанной блок-схемой процесса расчета были получены как потери в исходном режиме, которые составляли 350,4 МВт, так и после оптимизации, которые составили 296,8 МВт. Таким образом, эффективность оптимизации составила 53,6 МВт, или 15,23% от суммарных потерь.
В таблице 5 представлен фрагмент потокораспределения в ОЭС Центра после проведения оптимизации режима по напряжению и потокам реактивной мощности в условиях, когда потери на корону в линиях электропередачи максимальны (плохая погода)..
Таблица 5. - Фрагмент потокораспределения в сети, после проведении оптимизации режима, схемно-режимная ситуация, представленная на рис. Узел Название U расч f расч P нагр Q нагр P ген Q ген U зад Q min Q max Р лин Q лин P Q Ток P з Q з _5 БРАСТ750 724.59 -15.36 44.7 14.8 0.0 0.0 - - 6 -313.1 67.4 0.23 7.71 255.16 0.00 0. БPACT56 -313.1 67.4 0.23 7.71 255.16 0.00 0. БPACT5 454 670.9 -119.9 1.23 25.30 543.01 8.78 178. ОПЫТН7_6 БPACT500 486.66 -16.71 72.8 28.3 0.0 0.0 - - 5 312.8 -75.1 0.23 7.71 381.66 0.00 0. БРАСТ75 312.8 -75.1 0.23 7.71 381.66 0.00 0. БРАСТ77 -309.4 8.9 0.36 5.68 367.26 2.15 40. БECKУД_453 111.8 110.0 0.13 2.07 186.09 4.68 77. КГРЭС53001 -355.3 59.7 0.44 6.78 427.40 1.81 36. ЗАПАД5_7 БECKУД_5 485.85 -17.77 5.3 32.7 0.0 0.0 - - 6 306.9 25.7 0.36 5.68 366.01 2.15 40. БPACT511 -193.1 -38.6 0.12 1.85 233.98 1.79 30. TPУБ522 -108.6 45.6 0.11 1.17 140.00 3.88 66. HOГИH5_11 TPУБ500 484.36 -18.27 8.2 70.8 0.0 0.0 - - 7 191.1 67.6 0.12 1.85 241.69 1.79 30. БECKУД_108 -528.6 -115.0 2.20 34.02 644.86 4.35 73. ЗГАЭС5355 156.6 23.0 0.37 5.71 188.72 7.74 134. ВЛАД5453 189.1 95.1 1.17 8.17 252.25 8.02 124. КГРЭС5_22 HOГИH500 486.00 -18.39 30.2 55.3 0.0 0.0 - - 7 104.6 19.3 0.11 1.17 126.39 3.88 66. БECKУД_32 -303.7 70.8 0.60 6.38 370.43 2.63 44. ЧAГИH5355 229.3 -34.9 0.59 9.16 275.51 5.68 99. ВЛАД5_32 ЧAГИH500 486.77 -19.59 0.0 40.2 6.6 0.0 - - 22 300.4 -32.8 0.60 6.38 358.45 2.63 44. HOГИH541 -45.9 31.9 0.01 0.11 66.23 0.00 31. ПAXPA594 -261.2 41.1 0.70 9.33 313.61 2.13 99. M-ЧAГ.OT _35 КГРЭС500 484.49 -22.53 0.0 0.0 -267.0 -53.5 - - 41 292.3 60.0 0.98 14.65 355.58 6.71 110. ПAXPA5963 -25.3 -6.5 0.02 0.27 31.07 4.62 73. МИХ5По данным метеостанций Гидрометцентра средняя продолжительность изморози по России за 10 лет составляет 1381 ч в год.
Таким образом, если бы мы оптимизировали режимы работы рассматриваемых сетей в период изморози возможная экономия потерь электроэнергии в год могла составить:
для сети 750/500 кВ: 1381 (ч.) 53,6 (МВт) = 74 021,60 МВтч;
для сети 500 кВ: 1381 (ч.) 20,2 (МВт) = 27 896,20 МВтч.
При средней стоимости потерь в ЕНЭС равной 1 рублю за 1 кВтч возможная экономия в денежном эквиваленте для сети 750-500 кВ составляет 74 млн. рублей в год и 27,млн. рублей в год для сети 500 кВ.
Проведенные исследования снижения суммарных потерь при регулировании напряжения в сети 500 кВ ОЭС Средней Волги и сети 750/500 кВ ОЭС Центра дали следующие основные результаты:
1. Результаты расчетов оптимизации ОЭС Средней Волги показали следующее:
в условиях, когда потери на корону в линиях минимальны, то есть наблюдается хорошая погода в регионе, напряжение в сети целесообразно поднимать, что дает достаточно весомый эффект экономии потерь мощности в сети - 7,5 МВт, что составляет 5,1% от суммарных потерь. При этом, если бы вместо ШР стояли УШР эффект от оптимизации режима увеличился бы на 6,5% до величины МВт;
в случае, когда потери на корону во всех линиях сети повышены, оптимизация режима регулированием напряжения на его снижение дала наибольший абсо лютный эффект 20,2 МВт, что составляет 4,9% от суммарных потерь. При этом, если бы вместо ШР стояли УШР эффект от оптимизации режима увеличился бы на 20% до величины 24,4 МВт;
при нахождении двух и более линий в зоне плохой погоды - потери на корону повышены, напряжение в сети ОЭС Волги целесообразно снижать в среднем на 5 кВ.
2. Оптимизационные расчеты сети 750/500 кВ ОЭС Центра показали, что наибольший эффект от оптимизации режима регулированием напряжения составляет 56,3 МВт (15,23% от суммарных потерь), в условиях когда потери на корону во всех линиях сети повышены.
3. Эффект от оптимизации режима в сети 750/500 кВ примерно в 3 раза выше эффекта от оптимизации режима в сети 500 кВ, что обусловлено наличием большего числа средств регулирования напряжения в ОЭС Центра, а также более высокой загрузкой транзитных ВЛ 500 кВ ОЭС Волги по сравнению с ВЛ 750-500 кВ ОЭС Центра. Дополнительно следует отметить возможность оказания значительного влияния на напряжение в сети 750 кВ за счет устройств регулирования напряжения под нагрузкой ПС 750/500 кВ.
ЗАКЛЮЧЕНИЕ В результате выполнения теоретических и экспериментальных исследований в работе получены следующие значимые результаты:
1. Выявлено, что алгоритм расчета текущих потерь на корону, который используется в ПК УИК, нечувствителен к потерям на корону при повышенной влажности воздуха. В алгоритм УИК внесены поправки, которые позволяют учесть вышеуказанные потери.
2. Анализ погрешности определения потерь на корону с помощью алгоритмов ПК УИК показал целесообразность использования более точной формулы определения нагрузочных потерь в проводах протяженных линий, учитывающей волновые свойства ВЛ СВН.
3. Для учета влияния на потери мощности от короны в хорошую погоду изменения напряжения вдоль линий электропередачи, протяженностью более 250 км в алгоритм УИКа введен поправочный коэффициент, являющийся функцией активной и реактивной мощности.
4. Проанализированы значения потерь мощности на корону, полученные с помощью ПК УИК на двух действующих линиях сверхвысокого напряжения, которые были сопоставлены с данными метеостанций, расположенных вблизи прохождения трассы ВЛ.
Проверена связь повышенных значений потерь на корону с появлением плохой погоды вдоль прохождения трассы ВЛ.
5. Результаты расчетов инструментальной погрешности определения потерь от нагрузки для ВЛ 500 кВ показали, что наибольшую погрешность в расчет нагрузочных потерь вносит погрешность определения температуры провода. Величина погрешности по отношению к полным нагрузочным потерям составляет 4%.
6. Показано, что максимальная инструментальная систематическая погрешность определения потерь на корону равна 229 кВт, или 19% от потерь мощности на корону в хорошую погоду - 1200 кВт для ВЛ 500 кВ. Расчет потерь на корону в хорошую погоду определяется на основе измеренного значения напряжения и расчетной величины емкости линии. Принимая во внимание то, что погрешности определения данных параметров линии весьма значительны, и тот факт, что значение потерь на корону в хорошую погоду на 2 порядка меньше максимально возможного значения, можно говорить о приемлемости 19% погрешности расчета потерь на корону в хорошую погоду.
7. Определена погрешность расчета потерь на корону в плохую погоду по алгоритмам УИКа, которая равна инструментальной погрешности определения потерь на корону в хорошую погоду (229 кВт), и в худшем случае составляет 4,2 % по отношению к потерям на корону в плохую погоду.
8. Результаты оптимизации режима напряжения на одной линии без ограничений по уровню напряжения показали, что диапазон оптимального уровня напряжения при существующей загрузке ВЛ лежит в переделах 0,5- 1,25 от Uном.
9. Результаты оптимизации ЭС с однородной сетью 500 кВ (ОЭС Средней Волги) и сетью 750/500 кВ (ОЭС Центра) с помощью программного комплекса КОСМОС показали, что наибольший эффект от оптимизации режима регулированием напряжения наблюдается в условиях изморози.
10. Результаты расчетов показали, что замена ШР на УШР в сети 500 кВ ОЭС Волги позволяет повысить эффект от оптимизации режима в среднем на 10%.
11. Доработанный ПК УИК с помощью которого осуществляется мониторинг текущих потерь на корону ВЛ 330 кВ и выше ЕНЭС в части учета потерь на корону при повышенной влажности воздуха и изменения напряжения вдоль ВЛ внедрен в ОАО ФСК ЕЭС. Данные УИКа используются в ПК КОСМОС для учета потерь на корону ВЛ 330 кВ и выше при оперативных расчетах режимов ЭЭС.
ОСНОВНЫЕ ПУБЛИКАЦИИ ПО ДИССЕРТАЦИИ Статьи в изданиях, рекомендуемых ВАК РФ:
1. Шаров Ю.В., Гаджиев М.Г. Измерение потерь мощности на корону в линиях сверхвысокого напряжения ОАО ФСК ЕЭС //ЭЛЕКТРО, 2010, № 3, с. 19 - 24.
2. Гаджиев М.Г. Анализ систематической погрешности измерения потерь на корону и в проводах в режиме реального времени. // Электричество.Ц 2011.Ц №3, с.
19Ц 25.
3. Шаров Ю.В., Гаджиев М.Г., Кравец Д.А., Афанасьев Д.А. Анализ эффекта снижения потерь в линиях электропередачи при регулировании напряжения по данным оперативного измерительного комплекса.//ЭЛЕКТРО, 2011, № 5, с. 18 - 22.
Прочие публикации:
1. Гаджиев М.Г., Шаров Ю.В.. Измерение текущих потерь мощности в линиях электропередачи. // Радиоэлектроника, электротехника и энергетика. Тез. докл. XVI Междунар.
науч.-техн. конф. студентов и аспирантов (25-26 февраля 2010 г., г.Москва).
2. Гаджиев М.Г., Шаров Ю.В., Пелымский В.Л. Снижение потерь электроэнергии при внедрении Smart Grid //Электроэнергия передача и распределение. №6, 2011 г., с. 38 - 42.
3. Гаджиев.М.Г., Кравец.Д.А., Пелымский В.Л., Воронин В.Т. Центры управления сетями - основа инновационного развития сетевых компаний // Электроэнергия передача и распределение. №1, 2012 г., с. 90 - 94.
4. Гаджиев.М.Г., Шамонов Р.Г., Воронин В.Т. - Направления развития системы регулирования напряжения и реактивной мощности в ЕНЭС // Электроэнергия передача и распределение. №2, 2012г., с.42 - 48.
Авторефераты по всем темам >>
Авторефераты по техническим специальностям