автореферат диссертации по энергетике, 05.14.02, диссертация на тему:Повышение точности учета потерь мощности на корону при оперативной оптимизации режима ЭЭС

005016810

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

1 0 м " ^г-п

и. к » , . , /

Москва-2012

Работа выполнена в Национальном исследовательском университете Мо< ковском энергетическом университете (МЭИ) на кафедре Электроэнергетически систем

кандидат технических наук, доцент Шаров Юрий Владимирович

доктор технических наук, профессор

Шунтов Андрей Вячеславович, ОАО «Специалюк рованное конструкторское бюро по ремонту и рекок струкции», генеральный директор

кандидат технических наук, доцент

Токарский Андрей Юрьевич, Филиал ОАО «Феде ральная сетевая компания единой энергетической сис темы» - Магистральные электрические сети Центр; главный специалист

ОАО "Научно-исследовательский институт им. Кржижановского" (ЭНИН)

Защита состоится 25 мая 2012 г. в 13 часов 30 минут на заседании диссерта ционного совета Д212.157.03 при Национальном исследовательском университет Московском энергетическом университете по адресу: г. Москва, ул. Красноказар менная, д. 17, ауд. Г-200.

Отзыв на автореферат в двух экземплярах, заверенный печатью, просим на правлятъ по адресу: 111250, г. Москва, ул. Красноказарменная, д. 14, Ученный сове НИУМЭИ.

С диссертацией можно ознакомиться в библиотеке НИУ МЭИ по адрес 111250, Москва, ул. Красноказарменная, д. 13-а.

Автореферат разослан ^.М л Д 2012 г. Председатель

диссертационного совета Д212.157.03

Научный руководитель

Официальные оппоненты

Ведущая организация

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 неизменной 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 па корону и нагрузочных потерь ВЛ. Если в хорошую погоду нагрузочные потери преобладают над потерями на коропу, то при плохой погоде (снег, дождь, изморозь) потери на корону увеличиваются на 1-2 порядка. Вот почему создание системы непрерывного измерения потерь па 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 H.H., Сергеев Ю.Г., Кос-тюшко 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, по 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.

3 Г

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, выдаваемой 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 тмящий, среднесуточный и среднегодовой уровень потерь электроэнергии BJI, 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 BJI 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 BJI ЕНЭС при регулировании напряжения по данным УЖ о текущих значениях потерь электроэнергии.

5. Определение максимального диапазона регулирования напряжения и возможного эффекта экономии мощности потерь на единичных BJI 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 корониро-вания изменения напряжения вдоль линии для BJI, протяжённостью более 250 км.

4. Доказано, что погрешность определения текущих потерь на корону в плохую погоду, 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 BJI 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 BJI.

Практическая ценность и реализация результатов работы:

1. Анализ погрешностей рассматриваемого метода позволил оценить степень точности алгоритмов, используемых в ПК УЖ, 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 BJI 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 BJI 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 BJI и их структурных составляющих по разности измеряемых по концам линии потоков активной мощности.

3. Результаты исследования погрешности алгоритма определения текущих потерь мощности на коропу, заложенного в ПК УИК. Разработанные рекомендации по усовершенствованию алгоритма ПК УИК с целью повышения точности расчета нагрузочных потерь в BJI и потерь на корону можно использовать как при проектировании, так и при эксплуатации электрических сетей.

4. Результаты исследований диапазона регулирования напряжения на одиночных ВJI500 и 750 кВ и эффекта экономии потерь мощности по данным УИК.

5. Результаты исследований возможной экономии потерь мощности регулирова-

нием 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 страниц, включая 37 рисунков 43 таблицы и 7 страниц библиографического списка (59 наименований).

Апробация работы. Основные положения и результаты работы были доложены и обсуждены: на 14-ой 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.

Личный 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 сета 500 кВ ОЭС Средней Волги и сети, 500 - 7.50 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.- 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 3,5 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 лилии 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 научно-исследовательском 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 Р\ значений выходящей активной мощности Р2, измеренных в её конце, с дальнейшим учетом систематической погрешности измерения суммарных потерь в линии Пс:

Р^ = Р,-Р2-ПС. (1)

Усреднение измеряемых через 5 сек значений Р\ и Р2 позволяет уменьшить случайную погрешность измерения активной мощности.

Определить Пс можно, используя (1), тогда систематическая погрешность измерения потерь в линии будет равна Пс =Р1—Р2—РТ, где:

РЪ=РК + Р„, (2)

Рк - потери мощности от короны и токов утечки по изоляторам,

Р„ - потери мощности в проводах от токов нагрузки.

Как видно из (2) //с можно определить, если известно Рп и Рк. Зная значения активной Р и реактивной Q мощности, передаваемой по линии, величину Рп можно определить по выражению:

Р„ = Я,(Р2 + в2)/ил, (3)

где: Я, =г201[1+0,004(г„-20)] - активное сопротивление фазы линии, Ь~ длина линии, г20-

удельнос активное сопротивление фазы при температуре 20°С, 1„- температура провода

Потери мощности на корону можно достаточно точно определить при хорошей погоде по величинам напряжения и плотности воздуха по формуле:

Р„ =ЬрЬ(0,01Ъ5и2 -0,П5и3/иоп + 0,268[/4/[/02л),

(4)

где: Ър - коэффициент наклона редуцированной характеристики потерь, Сол - 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

ЛС=Р,-Р2-Р„-Р„. (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 Р, то можно получить поле точек Пс = . Используя методы регрессионного анализа нетрудно найти среднее за сутки значение

Лс=а + ЬР (6)

и среднеквадратическое отклонение погрешности от средней <

(7)

Тогда потери мощности на корону в плохую погоду можно определить по формуле: Р.=Р,-Р2-Р.-Л.. (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 Ра с учётом случайной погрешности измерения. Если считать что случайная погрешность имеет нормальное распределение, то если Рк <Р„+<тп, вероятность того, что имеет место хорошая погода будет равна 0,8413.

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 Ра зависит от измеряемых значений напряжения С/ и плотности воздуха 3, то определение потерь на корону при повышенной влажности воздуха затруднено или вовсе невозможно. Согласно данным измерений Од = 1,28 МВт. Так как Рх + о>, = 1,78 > Р„, = 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 ко-ропу в хорошую погоду.

Чтобы учесть потери при повышенной влажности воздуха продолжительностью Гив, значения потерь при хорошей погоде продолжительностью Тх надо увеличить в К раз, где К- коэффициент, равный:

К = \ + 2/(\ + Тх/Тпв). (9)

Определить отношение Т^/Т^ можно только в среднем за год. На рис. 2 представлена зависимость значения К от Тх/Тпв . 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 Тх1Тпв = 6,92, поэтому К = 1,25.

В заключительной части главы было показано, что программный комплекс УИК позволяет определять составляющие 1потерь электроэнергии в режиме

реального времени и проводить оптимизацию режима работы 9 ! 10 19 г*\. 15 " 35 <0 электрической сети с целью Рис. 2. Зависимость К от отношения Тх/Т„в уменьшения этих потерь и до-

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 МВт-ч, а для ВЛ 750 кВ Калининская АЭС - ПС Ленинградская - 435 МВт-ч.

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 Р„ 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 V 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^, предложенный Г.К. Зарудским:

2 ,s, Я ______ . „ ,rns„ . Я2 „sin2 А,

(1+«Г+Й -IXr

. а ctgl) + 2Q +Р (^)(1 + —2 Sin Я х0 sin Я

2Я

Т

(10)

где: и 2, - активная и реактивная мощности в конце линии, отнесенная к натуральной мощности ВЛ, Л = аа-1 - волновая длина ВЛ, / - длина линии, а0 ю коэффициент изменения фазы электромагнитной волны для идеализированной линии = = 0), г0,х0 и g0,b0 - удельные активные и реактивные сопротивления и проводимости линии.

Инструментальные погрешности метода определялись с использованием формулы полного дифференциала функции и

ди . ди . ди ,

Д и = — Дхч--Ау+—Аг,

дх ду dz

(И)

где: Дм - петрешность функции, Дх, Ду, Дг - погрешности аргументов. В соответствии с (11), инструментальная погрешность определения нагрузочных потерь по (3) равна:

Р2 + 62

AP„ = R^rAP + R^-AQ-2RP +Q AU +-

U U2 Г/

Г/2

-дд.

(12)

Ü.P МВт

-NU 0 % -NU2Q%

NU 50 -NU 100

400 600

Р Мит

Рис. 3 Результаты расчетов инструментальной погрешности определения нагрузочных потерь в зависимости от тока ТТ и нагрузки ТН

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 проводах, что по отношению к натуральной мощ-

ности ВЛ (900000кВт) составит 0, 0128%.

Выражение для расчета инструментальной погрешности расчета потерь на корону в хорошую погоду по (11) имеет вид:

í U2 U'

АР =bL 0,0735-2-Г/ -0.275-3-—+0,268-4—

unn ul

гу-

ст

AU+\ 0,275—=—0,268-2—г- ДГ/,

U¡

и',

(13)

На рис. 4 представлена зависимость погрешности расчета потерь на корону в хорошую погоду для разных значений нагрузки ТН -ЖГ в %.

Расчет погрешности определения потерь на корону для ВЛ 500 кВ длиной 300 км показал, что инструментальная погрешность определения потерь иа 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 1200 кВт. 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 2 порядка меньше максимально возможного значения, можно сделать вывод о том, что величина погрешности расчета потерь на корону 19% вполне приемлема.

О 200 400 800 «00 1000 Р, МВт

Рис. 4. Результаты расчетов погрешности Рис. 5. Результаты расчетов суммарной по-определения 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

о4)

Значения Ры, Ры и Я, можно выразить через истинные значения РЫжт , РШст и ПЫст , а также их погрешности ДРп,, ДРы и АП1.

Тогда: ТЫ=Р~,- Д/»;, Тл = Р^5= Щ, и по формуле (5) для определения систематической погрешности 77( = Р, - Р2- Ра— Р„ получим:

= (15)

Подставив (15) в (14), получим

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 петрешностью 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 BJI 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 - прямо пропорциональны напряжению линии в пятой степени, то суммарные потери в линии в зависимости от напряжения U линии можно определить по выражению: Pz (U) =

= р •(U/U )5 +Р„С -(UJU)2, где U0 - среднее значение напряжения за рассматриваемый период времени, Ркс и Рт - средние значения потерь мощности на корону и в проводах за рассматриваемый период времени. Перехода к напряжению ис=игъ конце линии, дифференцируя последнее выражение по i/и приравнивая полученное уравнение к нулю

^~' = 5 -Ркс2-(иу/(и2у- 2 ■ Рпс2 ■ (U2)21(U)% = 0, аи

получим выражение для определения значения оптимального напряжения U = U2o„m, при котором суммарные потери Pz{U) минимальны:

U2O„=U^0AP„JPKC2.

Исследования возможности снижения суммарных потерь мощности при регулировании напряжения линии проводились на BJI 750 кВ Калининская АЭС - Владимирская, BJI 750 кВ Калининская АЭС - Ленинградская и ВЛ 500 кВ Волгодонская АЭС - Южная.

В таблице 1 приведены основные параметры ВЛ 750 кВ Калининская АЭС - Владимирская (/ - длина участка ВЛ, г0 - удельное активное сопротивление фазы, С - средняя рабочая емкость фазы, а - шаг расщепления, г - радиус провода, Н - минимальный габарит провода и/- 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 к В Калининская АЭС - Владимирская

Фаза 1, км го, Ом/км С, пФ/м а, м г, м Я, м

5хАС-330/43 379,006 0,0174 13 0,4 0,0126 13,0 10,0

ЗхАС-500/ЗЗб 17,24 0,0197 13 0,4 0,01875

Рис.6. Результаты измерения потерь мощности на корону и в проводах ВЛ 750 кВ Калининская АЭС-Владимирская 04.01.2011

В 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 линин.__

Продолжительность повышенных потерь на корону, час. 2,33

Среднее значите напряжения в конце ВЛ 112, кВ 750,04

Среднее значение перетока активной мощности в конце ВЛ Р2, МВт 656,03

Среднее значение перетока реактивной мощности в конце ВЛ 02, МВАр 147,09

Среднее значение потерь на корону, МВт 14,65

Среднее значение нагрузочных потерь Рни2, МВт 10,49

Суммарное значение потерь в линии Реум, МВт 25,14

Значение оптимального напряжения в конце линии Шопт, кВ 627,45

Суммарные потери при оптимальном напряжении Рсумопт, МВт 21,60

Возможный эффект снижения суммарных потерь, МВт 3,54

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 (потерн на корону малы), достигается при значениях оптимального напряжения значительно больших номинального: 1,2 -1,25 от Uhom;

• в случае, когда по всей длине линии установилась плохая погода (большие потери на корону) эффективное снижение суммарных потерь мощности па линии достигается при оптимальном напряжении значительно меньше номинального: 0,5 - 0,85 от Uhom;

• 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 — 750 кВ 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:

F{X) = X + £ ^-Yj+j^PKorJU),

,=1 М № 1

где: кип- число узлов и ветвей в схеме замещения, 1 - число ветвей, для которых величина потерь на корону определяется по полиномам, 1,(Л) и R,{X) - величина тока и значение активного сопротивления г-ой ветви, UjhYj- величина напряжения и активная проводимость шунта в j-ом узле, РКГ1р (U) - функция, отражающая зависимость между потерями на корону в ветви т 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. Впоследствии, при проведении имитационных расчетов и оптимизации, считается,

что величина потерь будет меняться в зависимости от изменения напряжений по следующей формуле:

Р = 0 5 ■ Р-

ijmeK > iju

I {^тк'к /^¡оцен j ^ О' ^ ^ijivtM jmen /^joyeH^j

С л Исходные данные - нагрузки и генерация в узлах, топология сети

а

Расчет устаноЕ (методом Ны ившегося режима отона - Рафсона) кзг—.........

где: Р„тек - величина потерь в текущем режиме в ветви i - j, ограниченной узлами i и j\

' идентифицированная (полученная из УИК в результате измерения) величина потерь в ветви г -UlmeK и UJnleK - рассчитанные напряжения в узлах z и j в текущем режиме; UtolleH и Uj - напряжения в узлах г и j, полученные в результате решения задачи

оценивания состояния.

Систему ограничений задачи составляют уравнения балансов активных и реактивных мощностей в узлах схемы замещения:

РузлРО = 1*зад> Qy«(X) — Ог\д-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 ре)улирова-нием 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 схемно-режимная обстановка энергорайона в ОЭС Центра в период зимнего минимума 2010 г после проведения оптимизации регулированием напряжения в сети.

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 AT 750/500 кВ.

Погокораслределение заданного режима с рассчитанными потерями во всех элементах сети

Проведение оптимизации режима - процесс минимизации целевой функции (суммарных потерь) методом последовательного квадратичного программирования

(SQP)

и

Потокораспределение режима с рассчитанными потерями во всех элементах сети после проведения оптимизации режима Перечень управляющих воздействий (коммутационное положение СКРМ, значение коэффициентов трансформации АТ, ^__изменение С?„.)_ ^

Рис. 9. Блок-схема расчета 11К КОСМОС

КЖЛ.ЭС750

ОПЫТН750

719

ье-

•иснуно_опытнаоо

«И-]« 0*}4Ж

Ч5>

БРАСТ750 ЯВ 2

£1 * *

КТ.КТ

IIII

КГГРЭС500 Ч»р-я500 ___ 72+) V?

-Ин

ввлойпз^ ,2Й=-

0*\7Я

В« С1СУД_5

-Чё=

Т^оо

1Г

4:

ЭГАЭС350

¥

ПАХЯА.500

___

М ИХ 500

во™"К,

■г

не

* В0Т75СХТ6

J

1НЗ»!

^¡у^ВЗе.

- «аДшшв

га-« ©

кт-рэсзоо уь чвч

М-ЧА.Г.ОТ 5« 465_

500 475 КАЛУЖ1М

1

Рис. 10. Схемно-режимная обстановка энергорайона в ОЭС Центра в период зимнего минимума 2010 г после проведения оптимизации регулированием напряжения в сети

Таблица 2. - Изменения коммутационного положения реакторов

Состояние реакторов

____

1 355- ВЛАД500 Откл Вкл /

2 356 ВЛ750АТ6 Вкл Откл

3 454 ОПЫТН750 Откл Зкл

4 473 КлАЭС750 Откл Вкл

5 963 МИХ500 Вкл Откл

6 161 КАЛУЖ500 Вкл Вкл

7 356 Вл750АТ6 Вкл Вкл

8 454 ОПЫТН750 Вкл Вкл

9 473 КЛАЭС750 Зкл Вкл

10 473 КЛАЭС750 Вкл Вкл

11 473 КлАЭС750 Вкл Вкл

12 895 Чер-я500 Вкл Вкл

13 899 БЕЛ03750 Вкл Вкл

14 963 МИХ5С0 Вкл Вкл

-15 6370 ЛЕНИН750 Вкл Вкл

16 6370 ЛЕНИН750 Вкл Вкл

Таблица 3. - Изменение напряжения в узлах управления реактивной мощностью

Режим напряжений

1 4111 ГРРЭС5бО 522, 3 484, 6 -7,5 450 . 525 1,7 'МШ1

2 108 ЗГАЭС550 511 475 -7,2 47 '5 1 . 525 -283 -2 96,3

3 154 ТЭЦ2Б 519 487,.1 ; -6, 4 4 75 - 525 59,7 -18,7

4 453 КГР.ЭС5/00 515,2 491,1 ---4, 8 475 525 163,7 548,2

5 473 КлАЭЁ750- 756 728', 3 Л..-3/7 713,5 787,5/ .58,8 -44,9

6 6370 ЛЕНИН!50 ■ 725-, 5 748,9 43,1 713,5 787,5 ,/6,3 347, 7

СПЫТН750

Таблица 4. - Изменения коэффициентов трансформации АТ 750/500 кВ

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 пежима, схемно-режимная ситуация, представленная на рис. 10_

Коэффициенты трансформации и номера анцапф

0, 683

О, 683

0,64 32

С,6585 Ц

Вл750АТ6

6БРАСТ750

0, 683

454 ОПЫТН750 _6 ¡БРАСТ500 | 486. 66|: -16.71| 5 ЕРАСТ750

5 КРАСГ760 7.БЕСКУД.5

453. КГРЭС500 3001: ЗАПАД 500 7 ! бескуд_5

6 БРАСТ600 Iii ТРУК500 22НОГПН500

11 j ТРУБ500

7ЬвЕСКУД_5 __

108:ЗГАЭС850_ [_ _ ;-

355|тВЛАДМД '■' 453! КГРЭС500 _22 [НОГИН500 ТБЕСКУД_в 32;ЧАГНН500^1 355МАД500 32 |чАГПН500 7 ггГнсгпнмю

4ltnAXPA500 9l' И-ЧАГОТ

35 :кггэс5о6 41! ПАХРА500 963 МНХ500

По 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 МВт-ч;

• для сети 500 кВ: 1381 (ч.) • 20,2 (МВт) = 27 896,20 МВт-ч.

При средней стоимости потерь в ЕНЭС равной 1 рублю за 1 кВт-ч возможная экономия в денежном эквиваленте для сети 750-500 кВ составляет 74 млн. рублей в год и 27,89 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 УПГР эффект от оптимизации режима увеличился бы на 6,5% до величины 8 МВт;

• в случае, когда потери на корону во всех линиях сети повышены, оптимиза-

ция режима регулированием напряжения на его снижение дала наибольший абсолютный 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 пого-

ду 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 £/„„„.

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.- 2011.- №3, с. 19-25.

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.

Подписано в печать Зак. Щ Тир. WO п.л.

Полиграфический центр МЭИ Красноказарменная ул., д. 13

61 12-5/2492

Национальный исследовательский университет Московский энергетический Институт

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

Диссертация на соискание ученой степени кандидата технических наук

Научный руководитель: Кандидат технических наук, доцент Шаров Юрий Владимирович

Москва-2012

ОГЛАВЛЕНИЕ Введение. 3 Глава 1. Потери электроэнергии в электрических сетях, их структура, методы расчета и оптимизации электрических режимов с учетом потерь на корону.............................................. 9

1.1. Потери электроэнергии в электрических сетях и их структура................................................................. 9

1.2. Методы расчета потерь мощности и энергии на корону.. 13

1.3. Существующие методы учета потерь на корону при оптимизации электрических режимов по напряжению и потокам реактивной мощности............................................. 26

Глава 2. Алгоритм измерения потерь мощности на корону и в проводах в режиме реального времени.................................... 29

Глава 3. Анализ систематической погрешности измерения потерь на

корону и в проводах в режиме реального времени............... 44

Глава 4. Анализ эффекта от регулирования напряжения для снижения

потерь на корону и в проводах в ЕНЭС по данным УИК....... 60

4.1 Диапазон регулирования напряжения на одиночных ВЛ

500 и 750 кВ............................................................... 60

4.2. Возможности регулирования напряжения в сети 500 кВ

и 500 - 750 кВ при различных погодных условиях на ВЛ...... 65

Заключение............................................................... 118

Перечень обозначений и сокращений.............................. 120

Приложение 1. Расчёт рабочих ёмкостей фаз.................... 121

Приложение 2. Анализ возможности снижения потерь для отдельных линий электропередачи при различном соотношении потерь на корону и потерь в проводах..................... 123

Литература................................................................ 129

Введение

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 (BJI) 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 BJ1. 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 BJI 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 H.H.,

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 УЖ 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. Учет потерь мощности и энергии на корону нужен не только при проектировании сетей и линий, но и при расчете установившихся режимов энергосистем, а также может быть целесообразен при перспективном и ретроспективном анализе балансов энергии электроэнергетических систем (ЭЭС), планировании оперативного резерва мощности электростанций.

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, выдаваемой 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 В Л 500, 750 кВ.

Определение с помощью ПК КОСОМС 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 исследования. При решении поставленных задач использовались методы математического анализа, анализа погрешностей в сложных системах с большим количеством измеряемых величин, методы расчета установившихся режимов, 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. В связи с чем алгоритм ПК «УИК» был соответствующим образом доработан.

4. Доказано, что погрешность определения текущих потерь на корону в плохую погоду, 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, предложены 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 УЖ с целью повышения точности определения текущих потерь на корону в ВЛ СВН.

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 В Л 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 так же 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. Рекомендации по доработке алгоритма с целью повышения точности расчета ПК УИК.

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 страниц, включая 37 рисунков 43 таблицы и 7 страниц библиографического списка (59 наименований).

Апробация работы. Основные положения и результаты работы были доложены и обсуждены: на 14-ой 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.

Личный вклад автора. Проведено исследование методической и инструментальной погрешностей, заложенных в ПК УЖ 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 УЖ о текущих значениях потерь электроэнергии для сети 500 кВ ОЭС Средней Волги и сети, 500 - 750 кВ ЩЭС Центра.

Глава 1. Потери электроэнергии в электрических сетях, их структура, методы расчета и оптимизация электрических режимов с учетом потерь на корону.

1.1. Потери электроэнергии в электрических сетях и их структура.

Перемещение любого материального объекта из одного места в другое требует определенных затрат (работы). Электрическая энергия (ЭЭ), передаваемая по электрическим сетям, является единственным продуктом, который расходует самого себя, не требуя для этого других ресурсов.

Фактические потери электроэнергии (ПЭ) определяют как разность электроэнергии, отпущенной в электрическую сеть и полезно отпущенной потребителям. Эти потери включают в себя следующие составляющие: потери в элементах сети, обусловленные физическими процессами передачи, расход электроэнергии на работу оборудования, установленного на подстанциях (ПС) и обеспечивающего передачу ЭЭ, коммерческие потери.

Технические ПЭ являются частью фактических потерь и обусловлены физическими процессами, происходящими при передаче ЭЭ по электрическим сетям и выражающимися в преобразовании части ЭЭ в тепло в элементах сети. Их значения можно определить расчетным путем на основе законов электротехники. Технические потери складываются из потерь на нагрев проводов, потерь на корону и утечку по изоляторам, потерь в трансформаторах, автотрансформаторах, статических и синхронных компенсаторах, шунтирующих реакторах и на плавку гололеда. Технические потери в свою очередь разделяют на следующие группы [1]:

1. Нагрузочные потери, зависящие от нагрузки электропередачи (потери на нагрев проводов, трансформаторов, автотрансформаторов, синхронных компенсаторов);

2. Условно-постоянные потери, зависящие от состава включенного оборудования (потери на холостой ход трансформаторов, в батаре-

ях статических конденсаторов и статических компенсаторов, шунтирующих реакторах, синхронных компенсаторах);

3. Потери, зависящие от погодных условий (потери на корону, утечку по изоляторам и плавку гололеда).

Необходимо отметить, что в инструкции по расчету нормативных значений технологических ПЭ при ее передаче по электрическим сетям утвержденной приказом №326 Минэнерго России от 30.12.2008 г. (Методика 1) потери на корону в В Л относят к условно-постоянным потерям.

ПЭ зависят от ряда факторов, таких как длина линии, передаваемая мощность, состав оборудования и климатические условия. Многолетний опыт расчета ПЭ в сетях показал, что основными составляющими потерь в сетях 220 кВ и выше (Единая национальная электрическая сеть - ЕНЭС) являются потери на нагрев проводов и на их коронирование [2]. Для количественной оценки вышеуказанных составляющих в суммарных потерях электропередачи рассмотрим данные годового отчета ОАО «ФСК ЕЭС» [3]. По данным указанного отчета за 2007 г. абсолютная величина потерь электроэнергии в ЕНЭС составили 21 401,11 млн. кВт-ч., структура указанных потерь представлена на рис. 1.1.

Рис. 1.1. Структура потерь электроэнергии линии ЕНЭС за 2007 г.

В 2010 г. потери элек�