Установка устройств продольно–поперечного регулирования потоков мощности в сетях

Экономический режим неоднородной замкнутой се­ти можно получить, осуществив принудительное распре­деление мощностей включением в контур продольно-перечной ЭДС. Один из способов создания такой ЭДС заключается в применении последовательных регулировочных трансформаторов ПРТ.

Пусть за счет неоднородности сети в контуре циркулирует уравнительная мощность S_y.н,имеющая направление, показанное на рис. 3.1. Для создания экономического распределения мощностей с помощью ПРТ надо создать в контуре принудительную уравнительную мощность, равную по величине   и противоположную по знаку:

                                                                                           (3.3)                                                                                        

Принятая форма записи уравнения полной мощности:

                                                                           (3.4)

а уравнения полного тока

                                                                                           (3.5)

Включение продольно-поперечной ЭДС    показано на рис. 3.2. При таком включении ЭДС верхняя ветвь (см. рис. 3.1) будет догружаться по активной мощности и разгружаться по реактивной, а нижняя – наоборот.

Уравнительная мощность, которая должна быть со­здана с помощью ПРТ для перехода к экономичному режиму,

где  – соответственно мощности при естественном и экономичном распределении.

Тогда требуемые параметры ПРТ будут равны:

                            (3.6)

Раскрывая скобки, получаем: 

                             (3.7)

Для сетей, в которых

                                                         (3.8)                                                               

Если в контур включены трансформаторы связи се­тей двух различных номинальных напряжений и их ко­эффициенты трансформации не уравновешены, то они создают в контуре продольную ЭДС:

                                                                              (3.9)

где п – число ветвей в контуре.

Тогда необходимая продольная ЭДС ПРТ: 

                                                                                     (3.10)

Для снижения класса номинального напряжения и номинальной мощности ПРТ их обычно целесообразно устанавливать в сети низшего напряжения в ветвях с меньшей пропускной способностью. Однако при наличии контуров одного напряжения создаваемые в них от ПРТ уравнительные мощности могут вызывать увеличенные потери мощности, что сведет к нулю эффект от применения ПРТ. Поэтому целесообразным местом установки ПРТ может оказаться ветвь трансформатора связи сетей двух различных номинальных напряжений (см. рис. 3.1). Номинальная проходная мощность ПРТ выбирается, исходя как из нормальных, так и послеаварийных режимов.

Для выбора мест размещения и параметров ПРТ в замкнутой сети, содержащей несколько контуров, мо­жет быть применен градиентный метод. Алгоритм расчета заключается в следующем.

Определяют естественное и экономичное распреде­ление мощностей с учетом выбора оптимальных коэффициентов трансформации трансформаторов связи.

1. Определяют уравнительные мощности во всех не­зависимых контурах.

2. Находят параметры ПРТ для каждого независи­мого контура.

3. Устанавливают поочередно ПРТ в каждый контур и определяют их экономическую эффективность. Установка ПРТ экономически целесообразна, если: 

     ,                                                                    (3.11)

где  – экономический эффект от снижения потерь активной энергии и реактивной мощности,  – капитальные затраты в ПРТ; – отчисления на аморти­зацию, текущий ремонт и обслуживание ПРТ;

,

– нормативный коэффициент эффективности капи­тальных затрат.

В формуле (3.11) не учтена стоимость потерь энергии в ПРТ из-за своей малости.

5. Принимают к установке ПРТ, дающий наибольший экономический эффект.

6. Расчеты по пп. 1–5 с учетом уже установленных ПРТ повторяют до тех пор, пока соблюдается условие (3.11).

7. Параметры ПРТ выбирают, исходя из максималь­ного режима сети, в котором, как правило, удается достигнуть наибольшего снижения потерь мощности.

3.3. Компенсация реактивной мощности

Для энергосистем, имеющих дефицит реактивной мощности, компенсирующие устройства рассматривают­ся как средства регулирования напряжения. Однако, коэффициент мощности сети оказывает непосредственное влияние на потери мощности и энергии, а также пропускную спо­собность сети. Поэтому даже при удовлетворительных уровнях напряжения установка компенсирующих и ре­гулирующих устройств в энергосистеме может оказаться целесообразной. Очевидно, установка дополнительных компенсирую­щих и регулирующих устройств будет эффективной, если приведенные затраты, связанные с их сооружением и эксплуатацией, будут меньше получаемого при этом в энергосистеме экономического эффекта:

                                                                 (3.12)

где – математическое ожидание эффекта соответственно от снижения потерь энергии, сниже­ния потерь реактивной мощности (учитывается в энер­госистемах, дефицитных по реактивной мощности), по­вышения уровня напряжения и повышения пропускной способности сети; З_к– затраты на установку и эксплуа­тацию компенсирующего или регулирующего устрой­ства.

Наиболее просто поддаются количественной оценке величины . Для определения З_Uнеобходимо располагать экономическими характеристиками качества напряжения узлов нагрузки. Что касается показателя З_п, то его можно определить на основе экономического анализа вариантов развития энергосистемы.

Рассмотрим числен­ных значений, составляющих выражения (3.11).

Экономический эффект, получаемый за счет сниже­ния потерь активной мощности и энергии, может быть определен с достаточной для практических целей точ­ностью по очевидному выражению:

где ΔР₁ и ΔР₂ – потери мощности в сети до и после установки компенсирующих устройств КУ в максималь­ном режиме; τ_р1 и τ_р2  – время потерь от протекания по сети реактивной мощности до и после установки устрой­ства, ч; β – стоимость 1 кВт·ч потерь энергии.

При некоторых допущениях, приемлемых для прак­тических расчетов, значение может быть определено также по формуле

                                                                                (3.13)

где  –установленная мощность устройства; -сред­ний экономический эквивалент реактивной мощности в узле нагрузки между значениями до и после установки КУ мощностью      - среднее значение времени потерь от протекания реактивной мощности.

Затраты, связанные с установкой и эксплуатацией КУ, определяются уравнением

                                                                                    (3.14)

где  – время использования максимальной нагрузки компенсирующего устройства; –стоимость 1 квар.ч, выданного компенсирующим устройством.

Если пренебречь другими составляющими эффекта, то экономическая целесообразность установки КУ мо­жет быть оценена с помощью выражений (3.13) и (3.14). Однако в условиях эксплуатации предпочтение следует отдавать режимным критериальным показате­лям. Поэтому и запишем:

                                                                       (3.15)                                                                                      

Здесь параметр  представляет собой граничное значение экономического эквивалента реактивной мощ­ности, на уровне которого срок окупаемости дополни­тельных капиталовложений в КУ равен нормативному. Очевидно, при значениях экономического эквивалента реактивной мощности в узлах электропотребления ниже компенсация реактивной мощности в этих узлах будет нерациональной. Сам по себе экономический экви­валент – режимный параметр, и им удобнее пользоваться, чем выражением (3.12), при практическом ана­лизе функционирующей системы.

Отсюда следует, что в качестве практического (вто­ричного) критерия экономичности расстановки дополни­тельных КУ в энергосистеме может быть использован экономический эквивалент реактивной мощности, запи­санный в виде условия:

                                                                                    (3.16)

Под экономическим эквивалентом реактивной мощ­ности в узле k₃ понимают снижение активной мощно­сти в электрической системе при установке единицы компенсирующего устройства в узле электропотребле­ния, т. е. . По мере насыщения узлов нагрузки (дефицитных по реактивной мощности) компенсирующими устройствами их удель­ные экономические эквиваленты снижаются до значения и дальнейшее наращивание мощности КУ в этих узлах становится нецелесообразным. Условие (3.16) ориентировочно соответствует степени компенсации q=0,85 – 0,90. Опыт показывает, что при дальнейшее повышение экономических показателей сети целе­сообразнее производить за счет других способов повы­шения качества напряжения и пропускной способности сети.

Снижение потерь реактивной мощности (для энерго­систем, дефицитных по реактивной мощности) можно рассматривать как экономию на компенсирующих устройствах соответствующей мощности:

Принятая форма записи уравнения полной мощности

                                                                        (3.17)

а уравнения полного тока

                                                                                                              (3.18)

Включение продольно-поперечной ЭДС    показано на рис. 3.2. При таком включении ЭДС верхняя ветвь (см. рис. 3.1) будет догружаться по активной мощности и реактивной, а нижняя – наоборот.

Уравнительная мощность, которая должна быть со­здана с помощью ПРТ для перехода к экономичному режиму,

S_у = S_e - S_э ,

где S_e и S_э  – соответственно мощности при естественном и экономичном распределении.

Тогда требуемые параметры ПРТ будут равны:

                                                (3.19)

Раскрывая скобки, получаем:

                                                     (3.20)

Для сетей, в которых X >> R

                                                                    (3.21)

Если в контур включены трансформаторы связи се­тей двух различных номинальных напряжений и их ко­эффициенты трансформации не уравновешены, то они создают в контуре продольную ЭДС:

                                                                           (3.22)

где п – число ветвей в контуре.

Тогда необходимая продольная ЭДС ПРТ

                                                                                  (3.23)

Для снижения класса номинального напряжения и номинальной мощности ПРТ их обычно целесообразно устанавливать в сети низшего напряжения в ветвях с меньшей пропускной способностью. Однако при наличии контуров одного напряжения создаваемые в них от ПРТ уравнительные мощности могут вызывать увеличенные потери мощности, что сведет к нулю эффект от применения ПРТ. Поэтому целесообразным местом установки ПРТ может оказаться ветвь трансформатора связи сетей двух различных номинальных напряжении (см. рис. 3.1). Номинальная проходная мощность ПРТ выбирается, исходя как из нормальных, так и послеаварийных режимов.

Лекция 4

СТРУКТУРА ТЕХНОЛОГИЧЕСКих потерь ЭЛЕКТРОЭНЕРГИИ В ТРАНСФОРМАТОРНЫХ ПОДСТАНЦИЯХ И МЕРОПРИЯТИЯ ПО ЕГО СНИЖЕНИЮ

4.1. Структура технологических потерь электроэнергии

Снижение технологических потерь электроэнергии (ТПЭЭ) в трансформаторных подстан­циях является частью общей задачи повышения эко­номичности работы электрической сети и энергосисте­мы в целом. Анализ структуры и динамики техноло­гических потерь (расхода) электроэнергии в электрических сетях показал, что ТПЭЭ в трансформаторных подстанциях состав­ляет порядка 30 % суммарного ТПЭЭ в сетях, причем в сетях напряжением 330 кВ составляет около 10 %, в сетях 150 кВ –20, в сетях 110кВ –30, в сетях 35 и 0,4 –10 кВ – соответственно 40 и 50 % суммарно­го ТПЭЭ в этих сетях. Отсюда видно, что основная доля суммарного ТРЭТ приходится на сети напряже­нием 0,4 – 10, 110 и 330 кВ – порядка 24–28 % на каждую из указанных сетей. Это объясняется тем, что в сетях 0,4–10 кВ больший удельный вес занимает ТРЭТ в трансформаторных подстанциях, а в сетях 330 кВ – в линиях электропередач.

Рис. 4.1. Диаграмма распределения по мощности количества силовых трансформаторов в трансфор­маторных подстанциях и распределительных пунктах сочетанием напряжений 6(10)/0,4кВ г. Луганска и области на 01.01.2008 года.     

Рис.2. Диаграмма распределения установленной мощности и потерь в силовых трансформаторах трансформаторных подстанций и распределительных пунктах напряжением 6(10)/0,4кВ возни­кающих в результате передачи потребителям г. Луганска и области требуемого объема элек­троэнергии.

1-установленная мощность силовых трансформаторов;

2-потери в силовых трансформаторах.

Основным показателем работы в области снижения ТРЭЭ в электрических сетях является выполнение в максимально возмож­ном объеме и количестве беззатратных и малозатрат­ных организационных мероприятий, мероприятий по совершенствованию систем расчетного и технического учета электроэнергии, а также технических мероприя­тий, по которым срок окупаемости капиталовложений на внедрение за счет снижения ТРЭТ не превышает восемь лет.

4.2. Мероприятия по снижению технологического расхода электроэнергии

Возможность и экономическую целесообразность внедрения в практику эксплуатации подстанций ме­тодов оптимизации режимов работы трансформатор­ных подстанций определяют ожидаемой экономиче­ской эффективностью метода и наличием необходимых технических средств. В некоторых случаях для осу­ществления результатов расчета оптимального режима работы подстанции необходимо проведение работ по реконструкции подстанции – это может быть установ­ка новых видов коммутационной аппаратуры и т. п. В общем случае надо сопоставить ожидаемую эконо­мию и необходимые для её получения затраты.

Если ожидаемое снижение ТРЭЭ составляет А кВт • ч/год и для данной подстанции удельная стои­мость ТРЭЭ равна С_о грн./(кВт • ч), то общая экономия будет Э = А∙С₀ 10^-3 тыс. грн./год и должна превышать годовые затраты З, которые включают отчисления от капиталовложений на реконструкцию подстанции К_р. Эти отчисления складываются из нормативного коэф­фициента эффективности капиталовложений Е_а = 0,12 и нормативного коэффициента амортизацион­ных отчислений К_р. Кроме отчислений в годовые за­траты входят издержки на обслуживание и ремонт вновь установленной аппаратуры Ио. Таким обра­зом, условие экономической целесообразности прове­дения той или иной реконструкции представляет со­бой следующее неравенство:

.

4.3. Методы расчета технологического расхода электроэнергии и мощности в трансформаторах

Потери активнойи реактивной мощности в трансфор­маторе.На подстанциях энергетических систем и сис­тем электроснабжения для понижения или повышения напряжения переменного тока используются статиче­ские электромагнитные преобразователи – силовые трансформаторы. Передача мощности в трансформато­рах сопровождается потерями в активном и реактив­ном сопротивлениях обмоток, а также потерями, свя­занными с гистерезисом, вихревыми токами и на­магничиванием стали.

На рис. 4.1 показаны схемы замещения двух - итрехобмоточных трансформаторов.

Рис. 4.1 Схемы замещения трансформаторов:                                                                            а – двухобмоточных; б - трехобмоточных

Для двухобмоточного трансформатора по Г-образной схеме замещения можно записать:

                                                                                                                        (4.1)

где                                                                                                 (4.2)

Так как                                                               (4.3)

а                                                                           (4.4)

                                                                                                      (4.5)                                                                                                   

то                                                        (4.6)

а                                       (4.7)

В уравнениях (4.1)...(4.7) и  –полные мощности, соответственно потребляемые трансформатором и отдаваемые в сеть, кВ • А; – потеря полной мощности в трансформаторе, кВ • А; – активная составляющая суммарных потерь мощности в тран­сформаторе, кВт;  – реактивная составляющая суммарных потерь мощности в трансформаторе, квар;

– полное сопротивление обмоток трансформатора, Ом; – сумма активного со­противления первичной обмотки и приведенного к ней активного сопротивления вторичной обмотки, Ом;

– сумма индуктивного сопротивления рассеяния первичной обмотки и приведенного к ней индуктив­ного сопротивления вторичной обмотки, Ом; g_т и  – проводимости, определяющие активную и реак­тивную слагающие намагничивающего тока транс­форматора (І_х), кСм; Р₂ – активная составляющая суммарной мощности, отдаваемой трансформатором в сеть, кВт; Q₂ – индуктивная составляющая мощ­ности, отдаваемой трансформатором в сеть, квар;

 – потери активной мощности на нагревание об­моток трансформатора, кВт; – потери реактив­ной мощности на рассеяние в обмотках трансформа­тора, квар; – приведенная величина вторичного напряжения, кВ; – коэффициент трансформации; – полная проводимость трансфор­матора, кСм; – потери активной мощности в стали трансформатора, кВт; – потери реактивной мощ­ности на намагничивание, квар.

Если действительные напряжения на зажимах трансформатора неизвестны, в расчетах принимают номинальные напряжения. В практических расчетах потерь мощности чаще всего пользуются паспортными данными трансформаторов.

При номинальной нагрузке трансформатора  

 откуда . При любой другой нагрузке  тогда

Отсюда                                     , а суммарные потери активной мощности:                                                   (4.8)        

Реактивное сопротивление в уравнении (4.7) можно заменить паспортными данными трансформатора:

                                                                        (4.9)

Подставив выражение (4.9) в уравнение (4.7), с учетом выражения (4.3), получим:

                                             (4.10)

или

                                               (4.11)

При номинальной нагрузке трансформатора

                                                       (4.12)

На основании выражений (10) и (12) можно записать

                                                      (4.13)

По аналогии с потерями в двухобмоточных транс­форматорах потери мощности в трехобмоточных трансформаторах (рис. 4.1, б) можно представить урав­нениями:

                                   (4.14)

                              (4.15)

Индексы в, с, н относятся к соответствующим обозначениям параметров обмоток высшего, среднего и низшего напряжения. Уравнения (4.8) и (4.10) для трехобмоточного трансформатора будут:

                                (4.16)

                                                                                                            (4.17)

В уравнениях (4.14)...(4.17) потери КЗ, сопротивления и реактивная составляющая напряжения КЗ указаны для отдельных обмоток. В паспортных данных эти ве­личины приводятся попарно (для обеспечения воз­можности проверки их опытом КЗ). 

В трехобмоточных трансформаторах активная со­ставляющая напряжения КЗ очень мала, поэтому u_р незначительно отличается от u_к,

                                                                                       (4.18)

Уравнение (4.17) с учетом выражения (4.18) будет иметь вид

По нормированным параметрам (между обмот­ками), приведенным в справочниках, можем опреде­лить параметры лучей схемы замещения.

Решив систему уравнений

                                                               (4.19)

получим

В каталогах трансформаторов значения потерь и отнесены к номинальной мощности и приведены к напряжению первичной обмотки. В последнее время трехобмоточные трансформаторы изготовляются с от­ношением номинальных мощностей обмоток 100/100/100 %. При этом активные сопротивления (приведен­ные) всех обмоток будут равны.

В эксплуатации имеются трехобмоточные трансфор­маторы, у которых одна или обе вторичные обмотки имеют номинальную мощность в 1,5 раза меньшую, чем мощность первичной обмотки, т. е. 100/1,5 = 66,7 % номинальной мощности трансформатора. Соотношения между мощностями в этих случаях со­ставляют 100/100/66,7 %, 100/66,7/66,7 % и 100/ 66,7/100 %.

Намагничивающая мощность  в относительных единицах равна току XX в процентах, который при­водится в каталожных данных: Поэтому

                                                                               (4.20)

При параллельной работе трансформаторов их эк­вивалентное сопротивление уменьшается, а потери в стали и потери на намагничивание (потери XX) увеличиваются. Например, при параллельной работе n одинаковых трансформаторов мощность нагрузки каж­дого трансформатора составит S/n, а потери во всех трансформаторах будут в n раз больше:

или                                                        (21)

и                                                                                                               (22)

или

                                       (23)

Зависимость потерь активной и реактивной мощ­ности от режима работы трансформатора. По уравне­нию (4.6) потеря активной мощности в трансформаторе

Если напряжение изменится на величину , то

Изменение потерь активной мощности в трансформа­торе получим при вычитании

Первая составляющая представляет собой изме­нение активной составляющей потери мощности в об­мотках трансформатора и вторая – в магнитопроводе трансформатора Первая составляющая – нагрузочные потери, а вто­рая – XX.

Изменение активной составляющей потери мощ­ности в трансформаторе можно представить в относи­тельных единицах.

Нагрузочные потери:

                          (4.24)

Потери XX               (4.25)

Аналогичные уравнения получим при рассмотрении потери реактивной мощности:

При повышении напряжения на ΔU потери мощ­ности в сопротивлениях трансформаторов снижаются и при неизменной мощности уменьшается ток), а в их магнитопроводах – увеличиваются пропорционально квадрату напряжения. В уравнениях (4.24)...(4.27) перед ΔU знак плюс соответствует увеличению, а минус – уменьшению уровня напряжения по сравнению с номинальным.

В приведенных уравнениях (4.24)...(4.27) не учтены ста­тические характеристики нагрузки и тепловой эффект (изменение сопротивления обмоток от температуры). При учете этих показателей расчет значительно усложняется, однако полученные ранее закономерно­сти сохраняются.

В сетях напряже­нием до 20 кВ включительно допускают повышение рабочего напряжения на 20 %, 35...220 кВ – на 15, 330 кВ – на 10, 500 кВ и больше – на 5.