Усовершенствование методики определения точки размыкания в сложно замкнутых воздушных сетях 110 кВ

Аннотация

В распределительных сетях наибольшее распространение получила замкнутая сеть, разомкнутая в одном из ее узлов. Точка размыкания должна выбираться по критерию минимизации потерь активной мощности, электроэнергии и обеспечивать надежность электроснабжения. На практике эта точка берется произвольно, что может привести к дополнительным потерям электроэнергии. Существующие методики определения точки размыкания не учитывают потери мощности в линии, потери мощности на уравнительную мощность и реальные значения напряжения, что в некоторых сетях может приводить к неверному определению точки разрыва. При разработке методики использовались методы математического анализа. В качестве инструмента математического расчета применялось программное обеспечение Mathcad. Исходными данными являлись реальные комплексные значения токов и напряжений, полученные по результатам плановых замеров одной из сетевых компаний.

Усовершенствована методика определения оптимальной точки размыкания в сложно замкнутых сетях 110 кВ, обеспечивающая минимальные потери активной мощности и напряжения. Справедливость предлагаемой методики проверена на примере нескольких типичных сетей 110 кВ.

В методике определения оптимальной точки размыкания необходимо учитывать потери мощности на уравнительную мощность и реальные значения напряжений в точках сети. Предлагаемая методика обеспечит минимальные потери активной мощности и напряжения, и может использоваться в реальных сетях.

Ключевые слова – потокораспределение мощностей; сложно замкнутые сети 110 кВ; точка размыкания; потери активной мощности.

1. Введение

Электрические сети, как правило, являются неоднородными из-за различного отношения X / R_j на их участках [1,2]. Согласно расчетам в неоднородной сети естественное распределение мощностей не совпадает с экономическим [3]. При естественном распределении мощностей потери активной мощности могут значительно превышать потери мощности при экономическом распределении [4].

Режим экономического распределения можно получить, если обеспечить вынужденное распределение потоков мощности в системе. Это можно осуществить: введением уравнительной ЭДС, подключением устройств продольной компенсации к отдельным линиям передачи или размыканием сети в точках раздела мощности, соответствующих экономическому распределению. Наиболее распространенным является последнее мероприятие, поскольку является более простым экономичным и обеспечивает надежность работы всей системы [2].

Большая часть существующих электрических сетей была спроектирована и построена несколько десятков лет назад в соответствии с методом экономической плотности тока. Нормативы экономической плотности тока приведены, например, в [5] и зависят от типа проводника и числа часов использования наибольшей нагрузки. Однако эти значения соответствуют уровню цен, сложившихся на 01.01.1984 г. и определены по критерию минимума приведенных, а не дисконтированных затрат. Таким образом, существующее распределение мощностей может не соответствовать экономическому, что может приводить к значительным потерям электроэнергии.

В процессе передачи электрической энергии по проводам напряжение в узлах системы может быть различным по отношению к номинальному напряжению. Это определяется балансом реактивной мощности, графиком нагрузки узла, падением напряжения на участках сети, коэффициентом трансформации трансформаторов на подстанциях, режимом работы средств компенсации реактивной мощности.

Приказ Минэнерго от 22.02.2007 г. № 49 устанавливает предельные значения коэффициента реактивной мощности (tg φ), потребляемой в часы больших суточных нагрузок электрической сети (период с 7-00 до 23-00), для потребителей, присоединенных к сетям напряжением ниже 220 кВ (см. табл. 1).

При расчетах сложнозамкнутых сетей необходимо обратить особое внимание на регулируемые параметры, прежде всего на протекающие реактивные мощности и на существующие коэффициенты трансформации трансформаторов на подстанциях 110/10(6) кВ. Изменение этих величин приведет в конечном итоге к изменению токов в линиях 110 кВ, напряжению на шинах 6-10 кВ подстанций 110/10(6) кВ. Кроме этого изменится величина потерь мощности и электроэнергии в линиях и трансформаторах.

Режим работы электрической сети можно улучшить за счет оптимизации распределения протекающих реактивных мощностей, которые зависят от характеристики самой сети (напряжения ЛЭП и ее длины, марки и сечения проводов, типа опор, расположения проводов на опорах), а также от потребляемой реактивной мощности нагрузкой на подстанциях.

Таблица 1. Предельные значения коэффициента ревктивной и активной мощности (cos φ)

Положение точки присоединения к электрической сети	tg φ	Угол φ в градусах	cos φ
Напряжением 110 кВ	0,5	260°36′	0,8949
Напряжением 35 кВ	0,4	210°48′	0,9285
Напряжением 6-20 кВ	0,4	210°48′	0,9285
Напряжением 0,4 кВ	0,35	190°18′	0,9415

Оптимальный режим по напряжению и реактивной мощности выбирается расчетным путем с использованием специальных программ оптимизации установившихся режимов – оптимизации режимов по напряжению и реактивной мощности источников [1]. От точности полученных расчетов зависит эффективность.

В большинстве существующих методик определения точки экономического потокораздела сначала определяется точка естественного потокораздела мощности исходя из условия [2]:

S_ij – поток мощности рассматриваемого участка, кВА; R_ij – активное сопротивление рассматриваемого участка, Ом.

Далее определяются потоки мощности по участкам без учета потерь мощности в линии [2]:

S_ij = S_{i − 1, j − 1} − S_i ,(2)

S_i – мощность нагрузки в соответствующем узле, кВА. При получении отрицательного значения мощности, делается предположение о разрыве линии в данной точке.

Затем рассчитываются потери активной мощности (или электроэнергии) для полученной точки разрыва с помощью выражения [6]:

где напряжение в узлах линии U_i считается номинальным.

После этого делается предположение о разрыве сети в ближайших от нее точках и поочередно для каждого случая вычисляются потоки мощности по участкам сети согласно выражению (2). Далее для каждого случая определяются потери активной мощности в сети согласно выражению (3).

За точку экономического потокораздела выбирается точка, при которой потери активной мощности в сети будут минимальными.

В данной работе было исследовано несколько реальных линий 110 кВ и для них определены точки естественного и экономического потокораздела, рассчитана передаваемая по линии мощность с учетом и без учета потерь мощности на участках линии. Проведено сравнение полученных результатов с реальными значениями.

2. Методика определения точки размыкания

Как известно, например из [2], в районных сетях 110 кВ и выше со значительными протяженностями зарядные мощности могут оказаться соизмеримыми с нагрузочными и полежат обязательному учету либо введением емкостных проводимостей (рис. 1, а), либо непосредственно (рис. 1, б).

Генерация зарядной мощности может быть определена [2]:

Q_C1 = Q_C2 = ½ B_CU²_ном ,

где B_C – емкостная проводимость участка трёхфазной линии. В этом случае потоки мощности по участкам будут определяться [7]:

S_ij = S_i − jQ_ij / 2.

Поскольку в данной работе исследовались сети 110 кВ, при определении потоков мощностей были определены потоки мощностей с зарядной мощностью и без нее. Далее было проведено сравнения полученных значений перетоков с реальными значениями.

Как было показано в работе [8] при расчете потоков мощности по участкам сети необходимо учесть потери мощности в линии и на ответвлениях:

S_ij = S_{i − 1, j − 1} ± S_i ± ΔS_i ,(4)

где – потери мощности в линии и на ответвлениях, X_ij – реактивное сопротивление рассматриваемого участка, Ом; знаки мощностей нагрузок и потерь мощности определяются направлением перетоков мощностей.

Поскольку большинство реальных сетей 110 кВ в нормальном режиме являются замкнутыми, были определены точки естественного и экономического потокораздела по имеющимся замеренным данным. Кроме этого, были определены расчетные значения перетоков мощностей по данным нагрузок с учетом и без учета уравнительной и зарядной мощностей. Уравнительная мощность должна быть учтена при расчете мощности головного участка, если напряжения в точках питания имеют различные значения. Она может быть определена [2]:

где U_A, U_B – реальные значения напряжения в точках питания, Ż – комплексно-сопряженные сопротивления участков линии, Ом.

Далее был производен расчет уровня потерь активной мощности с помощью выражения (3), при этом U_i – реальные значения напряжений в узлах линии.

После этого делалось предположение о разрыве сети в нескольких точках ближайших от существующей точки разрыва. Для каждого случая отдельно определялись потоки мощности на участках согласно выражению (4) и уровни потерь активной мощности согласно (3). За точку экономического потокораздела выбирается точка, соответствующая минимуму потерь активной мощности.

В результате проведенных расчетов при учете уравнительной и зарядной мощностей перетоки мощностей практически совпадали с реальными замеренными значениями (отклонения составили не более 5%). При расчёте перетоков без учета этих величин перетки мощности значительно отличались от реальных (до 30 %).

Как показал расчет, при экономическом распределении потери мощности могут быть до 20 % меньше, чем при естественном распределении. Так же полученные при экономическом распределении значения передаваемой реактивной мощности имели меньшие значения, чем при естественном распределении. При этом на отдельных участках исследованных сетей коэффициент реактивной мощности при естественном распределении превышал предельно допустимое значение (см. табл. 1).

Решая комплексно такую задачу, мы добьемся регулирования напряжения, а это в свою очередь обеспечит приемлемые значения установившегося отклонения напряжения у электроприемников и в точках общего присоединения (ТОП) электрической энергии в соответствии с нормативными [9] и договорными требованиями. Такой ТОП могут быть шины подстанции, к которым присоединены сети потребителей или их электроприемников.

Отличие установившегося напряжения U_у от его номинального для данной сети значения U_ном в установившемся режиме характеризуется отклонением напряжения δU_у = [(U_у − U_ном) / U_ном] · 100 %.

Стандарт [9] устанавливает на зажимах электроприемников нормально и предельно допустимое установившееся отклонение напряжения δU_у = ± 5 % и предельное ± 10 % от номинального напряжения сети.

Положительные отклонения напряжения приводят к снижению потерь напряжения и увеличению потерь мощности в сетях, увеличению производительности механизмов с асинхронным приводом. При этом срок службы электрооборудования сокращается. Повышение напряжения приводит к увеличению потребляемой реактивной мощности и соответствующим потерям в распределительной сети. В среднем при повышении напряжения на 1 % потребляемая реактивная мощность (регулируемый эффект) возрастает на 3 % для асинхронных двигателей (АД) мощностью 20–100 кВт и на 5–7 % для АД меньшей мощности [6].

В процессе поиска всевозможных режимов могут появиться несколько вариантов, удовлетворяющих условиям регулирования напряжения, но различающихся параметрами режима и потерями мощности в сети, для которой выполняется регулирование напряжения. Математически появляется задача поиска оптимального режима в допустимой области существования режимов.

Оптимизация проводится для характерных режимов работы электрической сети или в темпе процесса (в реальном времени). Каждый расчет дает оптимальные значения регулируемых параметров на короткий или относительно длительный интервал времени, в течение которого режим будет изменяться незначительно относительно расчетного [1].

Необходимо отметить, что эффективность этого мероприятия определяется наличием современных приборов учета с соответствующим классом точности, современной автоматизации измерений на подстанциях, телемеханизации и использованием средств АИИС КУЭ.

3. Полученые результаты

1. Проведен анализ двух методик расчета на примере одной из сетей 110 кВ с учетом и без учета потерь мощности в линии и зарядной мощности. При учете потерь мощности в линии и зарядной мощности перетоки мощностей в сети были близки к существующим. Без учета данных величин перетоки имели отличия до 30 % от существующих. Следовательно, при проектировании сети необходимо учитывать данные величины.
2. В рассматриваемой сети при введении полученной точки экономического потокораздела потери активной мощности уменьшились бы на 20 %. Это значительно уменьшило бы потери электроэнергии за год.
3. В рассматриваемой сети точка экономического раздела для летнего и зимнего периода получилась одна и та же. Для 2015 и 2016 гг. точки экономического потокораздела не совпали. Следовательно, для эффективного энергосбережения необходим постоянный анализ ее местоположения.
4. При экономическом распределении значения передаваемой реактивной мощности могут быть уменьшены, что может обеспечить значения коэффициента реактивной мощности в пределах допустимых значений.
5. В электрических сетях 110 кВ как наиболее резветвленных и протяженных по длине (в отличие от 35 кВ и 220 кВ), предлагается ввести постоянный контроль за перетоками мощности, это позволило бы отслеживать те неэффективные режимы, когда потери при передаче наибольшие. Путем схемных решений в энергосистемах возможно добиться минимальных потерь при передаче электроэнергии.

Список литературы

1. Лыкин А. В. Энергосбережение и повышение энергетической эффективности в электрических сетях. Новосибирск: изд-во НГТУ, 2013. – 115 с.
2. Герасименко А. А., Федин В. Т. Передача и распределние элеткричексой энергии. Изд. 2-е. Ростов н/Д.: Феникс, 2008. – 715 с.
3. Железко Ю. С. Потери электроэнергии. Реактивная мощность. Качество электроэнергии: Руководство для практических расчетов. М. : ЭНАС, 2009. – 456 с.
4. Шведов Г. В. Потери электроэнергии при ее транспортировке по электрическим сетям: расчет, анализ, нормирование и снижение: учебное пособие для вузов / Г. В. Шведов, О. В. Сипачева, О. В. Савченко; под ред. Ю. С. Железко. – М.: Издательский дом МЭИ, 2013. – 424 с.
5. Правила устройства электроустановок. – 7-е изд. (ПУЭ) / http://www.consultant.ru
6. И. И. Карташев, В. Н. Тульский, Р. Г. Шамонов, Ю. В. Шаров, А. Ю. Воробьев Управление качеством электроэнергии: учебное пособие для вузов / И. И. Карташев и др.; под ред. Ю. В. Шарова. – 2-е изд., прераб. И доп.. – М.: Издательский дом МЭИ, 2008. – 354 с.
7. Азаров В. С. Передача и распределение электроэнергии в примерах и решениях. М.: МГОУ, 2005. 215 с.
8. Сидорова В. Т., Карчин В. В. Перераспределение потоков мощностей в сложнозамкнутых воздушных сетях 10 кВ для уменьшения потерь и улучшения качества электроэнергии // Известия вузов: Проблемы энергетики. 2016. № 11–12.
9. ГОСТ 32144-2013. Электрическая энергия. Совместимость технических средств электромагнитная. Нормы качества электрической энергии в системах электроснабжения общего назначения / межгосударственный совет по стандартизации, метрологии и сертификации. Протокол № 55 П от 25 марта 2013 г. / http://docs.cntd.ru