Эксплуатация электрических систем - Факторы, влияющие на снижение расхода энергии на передачу

Расход энергии на передачу относится к эксплуатационным издержкам, сохранение которых на оптимальном для народного хозяйства уровне обеспечивается соблюдением определенной стратегии эксплуатации и применением средств, требующих проектных проработок и капиталовложений. Капиталовложения должны окупаться в сроки, не превышающие нормативных за счет снижения эксплуатационных издержек.
При оптимизации режима активной мощности потери в сетях являются одним из факторов, влияющих на экономические характеристики электростанций. При прочих равных условиях электростанция, передающая свою мощность на большие расстояния, оказывается менее экономичной. Влияние потерь в сетях на характеристики электростанций определяются на математических моделях энергосистем с помощью ЭВМ.
Средства снижения потерь энергии относятся к эксплуатационным или проектным. Они различны в электрических сетях разных уровней: межсистемных (системообразующих), питающих, распределительных и сетях НН. В подобной последовательности и необходимо их рассмотреть.
В межсистемной сети основным эксплуатационным средством снижения потерь энергии является поддержание оптимальных уровней напряжения в опорных узлах, к которым присоединены генерирующие источники. Максимальное напряжение ограничено условиями эксплуатации изоляции и для сетей 330 кВ соответствует отклонению + 10% от номинального, для более высоких напряжений — + 5%. Минимальное напряжение ограничивается требованиями статической устойчивости и регулирующими диапазонами трансформаторов связи, при которых обеспечиваются нормальные напряжения в смежных сетях других номинальных напряжений.
На уровни оптимальных напряжений влияют соотношения нагрузочных потерь; потерь на корону; расхода активной мощности на вращение агрегатов в режиме синхронных компенсаторов.
Нагрузочные потери

где Ρχ и Qi — соответственно потоки активной и реактивной мощностей на η участках, имеющих активное сопротивление Ri.
Следовательно, высокие уровни напряжения способствуют снижению нагрузочных потерь. Правда, для поддержания напряжения на приемной стороне сильно загруженных протяженных ЛЭП (рис. 9.6), поток реактивной мощности должен быть направлен навстречу потоку активной мощности. Это приводит к росту загрузки ЛЭП, однако обычно преобладающее влияние на снижение потерь оказывает повышение напряжения.

Потери на корону возникают в результате частичных разрядов на поверхности провода, вызванных большой напряженностью электрического поля. Конструкции ЛЭП для номинальных напряжений, начиная с 330 кВ, выбираются с таким расчетом, чтобы эквивалентный радиус проводов при применении расщепления был достаточно большим. Это снижает напряженность электрического поля на поверхности провода настолько, что практически при хорошей погоде, устраняет существенные потери на корону. Потери на корону возрастают при возникновении на проводах образований, на которых концентрируется напряженность электрического поля.

Рис. 9.7. Зависимости удельных потерь для ВЛ 500 кВ на корону от типа погоды N при различных уровнях напряжения (1, 2, 3)
Такими образованиями могут быть дождевые капли, задерживающийся на проводах при снегопаде снег в виде кристаллических остриев, или возникновение на них изморози. При изморози потери на корону особенно возрастают (рис. 9.7).

Рис. 9.6. Круговая диаграмма линии электропередачи
Потери на корону Ркор [17] представлены в математических моделях ЭС: для хорошей погоды, дождя, сухого снега и изморози. Изменения погоды, вызывающие повышенные потери на корону, происходят на ограниченной территории. На рис. 9.8 приведены данные гидрометцентра о вероятных протяженностях территорий, охваченных «плохой» погодой в Московской области. Из них следует, что дождь в этом районе в среднем охватывает территорию
протяженностью 200 км, а изморозь и снег — соответственно 130 и 80 км. Параметры, представляющие потери на корону, выбираются для всей территории, где имеются отклонения погоды от нормальной. «Плохая» погода имеет сравнительно небольшую длительность и составляет в европейской средней полосе: для снегопада— 8,6%, дождя — 7,1% и изморози — 3,7% от суммарного времени. Для более точного учета влияния потерь на корону на режим напряжения сети сверхвысокого напряжения целесообразно в каждом районе иметь системы их определения, используя эти данные в управлении режимом ЭС.
Потери на корону зависят от напряжения. В плохую погоду при больших Ркор может оказаться целесообразным снижение напряжения, правда, при этом возрастут нагрузочные потери. Степень целесообразного снижения напряжения выявляется с помощью оптимизационной модели.
К сожалению, гидрометеорологическая информация о погоде поступает с опозданием, что затрудняет учет погоды для снижения Якор. Поэтому актуальна задача непосредственного определения потерь на ВЛ, выделенной для этой цели в районе, где погода представляет интерес. Подобную ВЛ можно либо снабдить специальными датчиками короны, оснащенными телеканалами, либо использовать для этого двустороннее телеизмерение параметров режима.

Рис. 9.8. Вероятности протяженности участков «плохой» погоды, вызывающей повышенные потери энергии на корону в районе Московской области:
а — для дождя, средняя протяженность /ср равна 200 км; б — для снегопада, /ср=80 км; в — для изморози, /ср=130 км

Потери на корону можно определить с помощью системы, структурная схема которой приведена на рис. 9.9. Здесь 1 и 2 (Р1 и Р2) — измерения мощности, а также других целесообразных параметров в начале и конце ВЛ; 3—модель ВЛ, с помощью которой рассчитываются параметры режима на ее конце при измеренных параметрах в начале; 4 — блок, определяющий разность мощностей АР в конце ВЛ измеренных и рассчитанных на модели; 5 — блок, фиксирующий зависимость средней разности мощностей от мощности; передаваемой по линии АР —/(Pi); 6—блок, задающий некоторый порог этой разности ΔΡΠορ, который не может быть превышен в нормальном режиме; 7—блок, переключающий поток информации в случае превышения ΔΡπορ; 8 — блок, суммирующий Р2+АР\ 9 — блок, определяющий Ркор; 10 — блоки, выдающие информацию о погоде и константах модели потерь на корону, вводимые в оптимизационную модель.
На основе показаний разностей измерений в начале и конце ВЛ потери на корону невозможно определить из-за погрешностей измерения, имеющих систематическую и случайную составляющие. Случайная составляющая устраняется использованием большого числа измерений, например усреднением за 0,5—1 ч. Систематическая составляющая АР устраняется использованием модели ВЛ, с помощью которой устанавливается отличие измеряемого значения Р2 от рассчитанного на модели Р2М при измеренном Р\\ АР=Р2—Ргм.
Значения этих усредненных погрешностей запоминаются в ЭВМ, в которой образуется их зависимость от Р\. Если текущее значение этой погрешности не превышает порога, то погода относится к хорошей. При плохой погоде из-за потерь на корону АР увеличивается и превышает пороговое значение ΔΡΠορ· В этом случае необходимо прибегнуть к непосредственному измерению потерь в ВЛ. Это обеспечивается переключением блока 7, после чего о мощности в конце ВЛ можно судить по измеренной величине Р2у скорректированной на величину ΔΡ, взятой из памяти ЭВМ и устраняющей систематическую погрешность. После вычитания из величины Р2+АР нагрузочных потерь, получаемых из модели ВЛ, получаем Ркор·
Зависимость типа погоды от потерь на корону и отклонения напряжения может быть представлена в виде

где Р0, а>и Яз> b1, b2 — константы; РКОр — измеренные потери на корону; V — среднее отклонение напряжения на ВЛ.

Рис. 9.9. Структурная схема системы для определения типа погоды и констант модели потерь на корону
Зная отклонение напряжения и Ркор, легко определяется тип погоды.
Затем используем зависимость потерь на корону от типа погоды и отклонения напряжения (см. рис. 9.7): для получения констант, вводимых в оптимизационную модель для всех ВЛ района,

Здесь N — числа (например, 1; 2; 3; 4), характеризующие тип погоды, значения которых выбираются так, чтобы образовать монотонную зависимость PKop=f (Ν).
Для того чтобы обеспечить выявление приращения потерь на корону, необходимо, чтобы кванты дискретных уровней телеизмерений были меньше ожидаемых приращений потерь на корону.
Располагаемая реактивная мощность генерирующих источников, используемых для выработки активной мощности, в определенных режимах оказывается исчерпанной. Тогда может возникнуть необходимость в использовании агрегатов ГЭС в режиме СК, для вращения которых потребляется активная мощность из сети.
Потери на корону и потребление мощности на вращение агрегатов в режиме СК меньше при более низких напряжениях в сети. Оптимальное значение напряжения определяется в результате взаимодействия всех факторов в оптимизационной модели ЭС.
Опыт использования оптимизационных методов свидетельствует о том, что изменение напряжения в опорных узлах происходит в
сравнительно небольших пределах, что объясняется обычно наличием вблизи от них сильно загруженных участков электрической се· ти. В итоге фактор нагрузочных потерь преобладает. Напряжение снижается лишь при исчерпании располагаемой реактивной мощности генерирующих источников, примыкающих к узлу, так как его в этом случае нечем поддерживать.

Рис. 9.10. График расхода мощности на вращение гидрогенераторов в режиме СК на ГЭС (а) и эквивалентная схема замещения для выбора числа агрегатов, работающих в режиме СК (б):
1 — фактические характеристики; 2 — линейная аппроксимация рабочей части характеристики; 3 — квадратичная аппроксимация
Оптимальное напряжение уменьшается и в случаях использования агрегатов в режиме СК. Если имеются ГЭС с агрегатами, потребляющими различную активную мощность на вращение (рис. 9.10), то при использовании агрегатов, требующих меньшей мощности, оптимальное напряжение снижается на AUι, а при использовании агрегатов большей мощности — на AU2 (Δί/2>Δί/ι).
При использовании квадратичной аппроксимации характеристики группы агрегатов для оптимизации их выбора можно применить эквивалентную схему замещения, изображенную на рис. 9.10. Здесь R— эквивалентное сопротивление, в котором выделяются потери, равные потреблению активной мощности на вращение, a Qo — постоянная реактивная мощность, характеризующая расстояние по оси абсцисс между началом координат и экстремумом аппроксимирующей параболы.
Требуемые оптимальные напряжения могут определяться на ЭВМ заранее, а затем использоваться в реальном времени в процессе управления режимом.
Электростанции, примыкающие к опорным узлам, взаимно влияют на режимы друг друга. Поэтому они должны поддерживать напряжение, участвуя в регулировании каждая определенной долей. Долевое участие каждой из них определяется в основном параметрами сети, соотношением местоположения нагрузок и электростанций. Учитывая, что сеть с электростанциями, примыкающими к опорному узлу, достаточно компактна, другие характеристики режима имеют подчиненное значение.
Процесс управления можно автоматизировать при условии, что на электростанциях используются вторичные системы управления возбуждением. В связи с тем, что основным их элементом являются ограничители возбуждения, необходимые как средство нормальной эксплуатации генераторов (см. § 4.2), применение подобных систем на всех электростанциях обязательно.
Межсистемная сеть формируется из параллельно работающих сетей различных номинальных напряжений. Так, например, имеются параллельно работающие сети номинальных напряжений 330—110 кВ; 550—220 кВ; 750—330 кВ; 1150—500 кВ.
Известно, что реактивная мощность распределяется приблизительно обратно пропорционально активным сопротивлениям, а активная мощность — обратно пропорционально индуктивным сопротивлениям. Индуктивное сопротивление относительно больше у сетей более высокого номинального напряжения. Учитывая, что участки сети с меньшими индуктивными сопротивлениями имеют более высокое активное сопротивление, естественные потери активной мощности в подобных неоднородных сетях, у которых отношение R/X на отдельных участках различно, сопровождаются увеличением потерь.

Существенное увеличение потерь из-за неоднородности сети зависит от взаимного расположения  источников и нагрузок и проявляется в основном на участках, через которые протекают значительные мощности. Так, например, в случае, изображенном на рис. 9.11, а, пониженная индуктивность сети НН дополняется индуктивностью автотрансформаторов связи и неоднородность сети уменьшается. В случае же, изображенном на рис. 9.11,6, индуктивность автотрансформаторов дополняет и без того высокое индуктивное сопротивление сети ВН и неоднородность усиливается.
Управление потоками активной мощности в параллельно работающих сетях, имеющих различные номинальные напряжения, возможно при применении трансформаторов связи с регулированием, содержащим не только продольную, но и поперечную составляющие напряжения. Иногда для этого используется регулирование, содержащее переменную ЭДС, имеющую определенный угол по отношению к напряжению, например, 60°.

Рис. 9.11. Параллельная работа сетей различных номинальных напряжений:
а — генерирующие источники на стороне ВН; б — генерирующие источники
на стороне СН
При использовании поперечного регулирования снижаются потери активной мощности, однако возрастают потери реактивной мощности, что вызвано увеличением потока активной мощности в ветвях с большими индуктивностями.
В сетях, питающих ЭЭС, выполненных на напряжение 110— 220 кВ, потерями на корону можно пренебречь. Минимальные потери соответствуют максимально допустимым напряжениям в сети при условии, что у электроприемников поддерживаются нормальные напряжения.
Предельное напряжение (по условиям эксплуатации изоляции) соответствует отклонению, равному +15% от номинального, и ограничивается регулирующим диапазоном понижающих трансформаторов и автотрансформаторов связи. Минимально допустимое напряжение, как правило, не достигается.
В настоящее время в сети 110 кВ в эксплуатации находятся понижающие трансформаторы двух типов. У трансформаторов старых выпусков диапазон регулирования обмотки ВН составляет ±10% от номинального, а у трансформаторов новых выпусков — + 20,2%ч—12%.
В режиме максимальных нагрузок на шинах ЦП нужно поддерживать максимальное напряжение (см. § 6.4). В это время к выводам первичной обмотки понижающего трансформатора старого выпуска можно подвести напряжение с отклонением, соответствующим максимальному коэффициенту трансформации (V2= = + Ю10%):

Здесь W — требуемое отклонение напряжения на шинах ЦП в режиме максимальных нагрузок, %; δVi и 6V2— соответственно превышения номинального напряжения первичной обмотки (при крайнем положении РПН) и вторичной обмотки над номинальным напряжением сети.
Потеря напряжения в трансформаторе, принятая AW=2%, предполагает, что трансформатор слабо загружен.
К первичной обмотке трансформаторов новых выпусков в этом режиме можно подвести еще более высокое напряжение. Однако дополнительное его повышение недопустимо по условиям эксплуатации изоляции сети. В режиме минимальных нагрузок, когда отклонение напряжения (VYO на шинах ЦП должно быть снижено до нуля, к выводам первичной обмотки трансформатора в качестве максимального можно подвести отклонение напряжения, %:

Следовательно, в режиме минимальных нагрузок применительно к понижающим трансформаторам старых выпусков напряжение в сети должно быть снижено.
Для понижающих трансформаторов новых выпусков VY=0+ + 0 + 20—5=15%. Следовательно, в этом случае не требуется уменьшения напряжения, в результате чего потери энергии в сети могут дополнительно снизиться.
Поддержание напряжения в питающей сети обеспечивается генераторами электростанций и трансформаторами связи. Если учесть потери напряжения в повышающих трансформаторах, работающих в блоках с генераторами, то изменение напряжения в сети в диапазоне + 15+- +5% требует изменения напряжения на выводах генераторов в диапазоне +5-ί—10%.
Для поддержания ^1=15% повышающие трансформаторы должны иметь соответствующие коэффициенты трансформации. В большинстве случаев они ограничивают напряжение сети отклонением = +-10%. В режиме максимальных нагрузок это приводит к дополнительной потере мощности (см. § 4.5), %:

Эффект снижения потерь мощности за счет поддержания в питающей сети высоких уровней напряжения достигается при условии, что на понижающих трансформаторах используются автоматические регуляторы напряжения, управляющие коэффициентом трансформации. Только в этом случае удается обеспечить относительно независимое поддержание напряжения: в питающих сетях — для снижения потерь, а в распределительных — для обеспечения необходимого качества энергии у электроприемников.
Неполноценное использование РПН трансформаторов приводит к:
повышению потерь в питающей сети из-за вынужденного режима напряжения;
ухудшению качества энергии у электроприемников;
увеличению неоправданного потребления электроэнергии потребителями, так как напряжения в режимах средних и минимальных нагрузок завышены.
Регулирующие диапазоны автотрансформаторов связи достаточны для оптимизации напряжения питающих сетей. Однако для получения полного эффекта снижения потерь за счет регулирования уровня напряжения в питающих сетях необходимо автоматизировать управление режимом трансформаторов связи.
Питающие сети ЭЭС 110 — 220 кВ обычно работают параллельно с сетями более высоких напряжений. Замкнутое состояние сетей обеспечивает более надежную работу ЭС. Однако в связи с тем, что сечения проводов в ЛЭП 110—220 кВ невелики, контуры сети неоднородны. На участках, через которые протекают значительные перетоки мощности, неоднородность проявляется в виде повышения потерь.
Снижения потерь в таких контурах, где существенно проявляется неоднородность, можно достичь делением сети. В связи с тем, что
подобное деление производится на участках, через которые протекает значительная мощность, оно существенно снижает надежность работы. Поэтому в местах деления должна устанавливаться автоматика (АВР), которая включает отключенный выключатель в случае исчезновения напряжения со стороны основного источника питания. Деление сети в ряде случаев целесообразно и для приведения в соответствие токов КЗ и разрывной способности используемых в сети выключателей.
Некоторого уменьшения потерь в питающей сети можно достигнуть рациональным выбором числа параллельно работающих элементов, которые помимо потерь, обусловленных нагрузкой, имеют еще и потери холостого хода. К таким элементам относятся, например, синхронные компенсаторы, трансформаторы, реакторы.
Сущность выбора числа работающих агрегатов ясна из рис. 9.12. Здесь линия 1 соответствует потерям одного агрегата, а линия 2 — двух агрегатов. Включение второго агрегата целесообразно при токе нагрузки /0, соответствующем точке пересечения этих характеристик.

Рис. 9.12. Характеристики потерь в функции их режима (А) для решения задачи выбора числа работающих агрегатов:
1 — потери одного агрегата; 2 — двух агрегатов
В связи с тем, что потери на вращение СК велики (см. рис. 9.10),
характеристики пересекаются при полной загрузке предыдущего агрегата. В подобном режиме используются гидрогенераторы, пуск которых производится подачей на рабочие лопатки турбины воды с последующим закрытием направляющего аппарата и вращением генератора в режиме двигателя.
Пуск обычных СК производится с помощью пусковой обмотки включением их в сеть через пусковой реактор. Однако число пусков СК ограничено прочностью конструкции. Поэтому они работают значительно дольше, чем это необходимо по балансу реактивной мощности, что вызывает значительные дополнительные потери.
Находящиеся в эксплуатации СК, к сожалению, часто используются не полностью. Это объясняется двумя причинами. Одна из причин — это то, что охлаждение СК водородное. Водород на объекты поставляется в баллонах, которые из-за взрывоопасности нельзя перевозить по железной дороге, в результате чего СК часто охлаждаются воздухом, следовательно, снижается располагаемая мощность. Второй причиной является неправильно выбранный коэффициент трансформации трансформатора, через который работает СК. В этом случае располагаемая мощность СК определяется не загрузкой обмоток (нагревом), а допустимым напряжением на его выводах.
Возможности рационального использования силовых конденсаторных батарей ограничиваются допустимым числом операций с выключателями, осуществляющими их регулирование. Мировая практика отдает предпочтение искусственным статическим источникам реактивной мощности, регулируемым с помощью тиристоров.
При решении вопроса о числе параллельно работающих трансформаторов необходимо учитывать потери холостого хода ДРх и нагрузочные потери ДРнагр. Выбор числа параллельно работающих трансформаторов также производится в соответствии с их характеристиками, аналогично рис. 9.12.
При снижении нагрузки подстанции один из параллельно работающих трансформаторов отключают, что возможно при наличии у трансформатора выключателей. В тех случаях, когда трансформаторы из-за необходимости ограничения токов КЗ работают раздельно, отключение незагруженного трансформатора требует сложных операций, трудно выполнимых при отсутствии на подстанции постоянного дежурного персонала. Не удается воспользоваться этой возможностью и в случаях, когда со стороны ВН трансформаторы не имеют выключателей. Тогда задача отключения незагруженного трансформатора решается посезонно.
В распределительных сетях и сетях НН минимизация потерь достигается соблюдением определенных принципов их эксплуатации. Наиболее важный принцип — это поддержание в сети 6—20 кВ максимального напряжения при нормальных напряжениях у электроприемников, что (см. § 5.5) достигается правильным выбором ответвлений ПБВ РТ и автоматизацией встречного регулирования напряжения на шинах ЦП. Потери снижаются при оптимальном режиме силовых конденсаторных батарей, используемых в распределительной сети. Выбор ответвлений ПБВ корректируется с учетом их режима.
Для обеспечения требуемых показателей качества напряжения и одновременного снижения потерь энергии в распределительной сети предпринимаются различные меры. К ним относятся меры, обеспечивающие допустимые отклонения напряжения, несимметрию и содержание высших гармоник. Они сводятся к своевременному выполнению регламентных эксплуатационных работ, проводимых с определенной периодичностью. Мероприятия по снижению издержек, связанных с потерями в электрических сетях, необходимые для них средства и информация, а также ожидаемый эффект, приведены в табл. 9.1.
Из табл. 9.1 следует, что практически все средства, используемые для снижения потерь, являются многоцелевыми. Они одновременно со снижением потерь повышают уровень статической устойчивости; увеличивают пропускную способность; улучшают баланс реактивной (активной) мощности и качество энергии; уменьшают токи КЗ, освобождают персонал от монотонной работы. Использование большинства этих средств неизбежно в случаях, когда стремятся к обеспечению высокой культуры эксплуатации ЭЭС.
Таблица 9.1. Мероприятия, позволяющие снизить издержки, связанные с потерями энергии в сетях

Продолжение табл. 9.1

Средства автоматического управления режимом столь малозатратны, что целесообразность их использования, как правило, не требует доказательств, к тому же автоматизация является радикальным решением задачи.
Для достижения более высокого уровня эксплуатации в сочетании со снижением потерь в сетях иногда необходимы технические средства, требующие капиталовложений. К ним относятся устройства компенсации реактивной мощности, установки поперечного регулирования, применение на ЛЭП проводов больших сечений и т. д. Необходим периодический анализ эффективности различных средств совершенствования эксплуатации. Те из них, целесообразность которых подтверждается, должны на основе конкретной информации о режиме подвергаться проектной проработке для минимизации издержек. Под минимизацией издержек понимают приведение к минимуму не потерь, а всех видов издержек в виде оптимального сочетания капитальных и текущих затрат. Потери в сетях при этом сохраняются на оптимальном уровне. Соблюдение всех требований эксплуатации, направленных на оптимизацию режима, позволяет снизить потери на 5—10%.
Учитывая многоцелевой характер мероприятий, предпринимаемых для снижения потерь, их эффективность проверяется электрическими расчетами режимов соответствующих частей ЭС.
Расчеты характерных режимов проводятся на ЭВМ. Выявляется влияние анализируемых средств на технические характеристики режима и на потери, являющиеся одним из результатов расчета установившегося режима.
Использование потерь энергии в ЭС в качестве показателя работы привело к большим затратам труда и времени на их расчет во всех звеньях электрических сетей. Подобные расчеты зачастую являются самоцелью и не предназначены для снижения потерь.
Большинство эксплуатационных мероприятий, направленных на повышение уровня эксплуатации и снижение потерь и практически не требующих затрат, должны применяться независимо от размера потерь энергии в ЭС. Мероприятия проектного характера требуют углубленного технико-экономического анализа. Вопросы, связанные с минимизацией издержек, составляющими которых являются потери, рассматриваются в курсах электрических сетей и систем, оптимизации режимов и развития электрических систем.
Известно, что смещение во времени счетов на оплату электроэнергии потребителями позволяет существенно «уменьшать» потери энергии в одни периоды за счет их «увеличения» в другие. По-видимому, переход на полный хозрасчет и самофинансирование освободит ЭЭС от искушения прибегать к нравственно сомнительным средствам ради выполнения планируемых промежуточных показателей работы.