Содержание к диссертации
Введение
ГЛАВА 1. Анализ проблемы потерь и снижения качества электроэнергии при ее транспортировке 9
1.1. Природа потерь электроэнергии при передаче и распределении и их структура 9
1.2. Методы расчета нагрузочных потерь в электрических сетях 18
1.3. Высшие гармонические составляющие тока и напряжения и их источники в электрических сетях 25
1.4. Основные мероприятия по сокращению технологических потерь 37
1.5. Выводы к главе 1 39
ГЛАВА 2. Работа вл в условиях неблагоприятных режимов . 41
2.1. Современное состояние и тенденции в изменении характера нагрузок (на примере МРСК «Сибири» и «Юга») 42
2.2. Анализ режимов электрических сетей 110 кВ МРСК «Сибири» и «Юга» России на их соответствие стандарту качества электроэнергии по несинусоидальности и несимметрии 53
2.3. Исследование несинусоидальных и несимметричных режимов ВЛ (на примере ВЛ ОАО «Бурятэнерго» и ОАО «Ростовэнерго») 65
2.4. Выводы к главе 2 73
ГЛАВА 3. Математическая модель режимов многопроводной вл и экспериментальная проверка ее адекватности 75
3.1. Погонные параметры ВЛ с учетом их конструктивных особенностей 76
3.2. Математическая модель режимов многопроводной ВЛ с учетом распределенности параметров 86
3.3. Частотные характеристики ВЛ и экспериментальная проверка адекватности выбранной математической модели 91
3.4. Вывод к главе 3 97
ГЛАВА 4. Развитие методики расчета и оценки добавочных потерь электроэнергии в вл электрических сетей 98
4.1. Особенности режимов, проявляющиеся при расчете потерь на частотах высшего порядка 98
4.2. Методика расчета основных и добавочных потерь мощности и электроэнергии в ВЛ 105
4.3. Расчет основных и добавочных потерь мощности и электроэнергии на примере ВЛ 110 кВ «БлМ-137» филиала МРСК Сибири – Бурятэнерго . 109
4.4. Методика оценки добавочных потерь электроэнергии в электрической сети 114
4.5. Выводы к главе 4 126
Заключение 127
Список сокращений 128
Список литературы 129
- Высшие гармонические составляющие тока и напряжения и их источники в электрических сетях
- Анализ режимов электрических сетей 110 кВ МРСК «Сибири» и «Юга» России на их соответствие стандарту качества электроэнергии по несинусоидальности и несимметрии
- Частотные характеристики ВЛ и экспериментальная проверка адекватности выбранной математической модели
- Расчет основных и добавочных потерь мощности и электроэнергии на примере ВЛ 110 кВ «БлМ-137» филиала МРСК Сибири – Бурятэнерго
Высшие гармонические составляющие тока и напряжения и их источники в электрических сетях
Технические потери в электрических сетях энергоснабжающих организаций рассчитывают по трем диапазонам напряжения: в распределительных сетях низкого напряжения (НН) 0,38 кВ. Распределительные сети 0,38 - 6 - 10 кВ, эксплуатируемые районными электрическими сетями (РЭС) и предприятиями электрических сетей (ПЭС), характеризуются значительной долей потерь электроэнергии в суммарных потерях по всей цепи передачи электроэнергии от источников до электроприемников. Это обусловлено особенностями построения и организации эксплуатации данного вида сетей: большим количеством элементов, разветвленностью схем, недостаточной обеспеченностью приборами учета, относительно малой загрузкой элементов и т.п.
В настоящее время по каждому РЭС и ПЭС энергосистем технические потери в сетях 0,38 - 6 - 10 кВ рассчитываются ежемесячно и суммируются за год. Полученные значения используются для расчета планируемого норматива потерь электроэнергии на следующий год.
Технологические потери электроэнергии нормируются (в абсолютных единицах или в процентах установленного показателя). Нормативы рассчитывают при режимах работы, технических параметрах линий, оборудовании сетей и системы учета электроэнергии в рассматриваемом периоде согласно документу «Инструкция по организации в Министерстве энергетики Российской Федерации работы по расчёту и обоснованию нормативов технологических потерь электроэнергии при её передаче по электрическим сетям» (С изменениями от 01.02.2010г.) [47].
Нормативный метод расчета нагрузочных потерь электроэнергии – метод, использующий при расчете потерь весь объем имеющийся информации о схемах и нагрузках сетей данного напряжения. При увеличении оснащенности сетей средствами измерения и оперативного контроля режимов рекомендуется применение более точных методов из их перечня, установленного методикой. Нормативная характеристика технологических потерь электроэнергии – зависимость норматива технологических потерь электроэнергии от структурных составляющих поступления и отпуска электроэнергии. Инструкция по расчету потерь в электрических сетях разработана для идеальных режимов сетей. К сожалению, реальные режимы электрических сетей далеки от идеального состояния: наблюдаются несимметрии режимов и параметров элементов, искажения синусоидальности, вызывающие дополнительные потери. Привлекательной стороной традиционных расчетов потерь является их простота, но в ущерб точности. С развитием электронной вычислительной и информационно-измерительной техники стало возможным разрабатывать более точные методы расчета и оценки уровня потерь.
Этот вид потерь обусловлен не физическими свойствами элементов ЭС, а является результатом, прежде всего хищения электроэнергии абонентами. Также их причиной являются не одновременность снятия показателей приборов учета, не своевременная оплата услуг по передаче электроэнергии. Данный вид потерь не включается в норматив технологических потерь, и соответственно, является источником прямых убытков энергосбытовых компаний.
Считается, что коммерческие потери являются результатом социальных и организационных факторов: 1. Хищение электроэнергии потребителями; 2. Недостатки в организации контроля за ее потреблением и оплатой.
На сегодняшний день известно более 40 способов хищения электроэнергии [23, 25]. Как правило, хищение имеет место в бедных регионах. Выявлялись случаи участия работников энергосбытовых компаний в мошенничестве по хищению электроэнергии. На уровень коммерческих потерь может существенно влиять качество организации ее учета. На головных участках радиальных сетей (в которых чаще всего возникает коммерческий недоучет) всех классов напряжения необходимо устанавливать счетчики технического учета электроэнергии. Это позволяет составить баланс между отпущенной в данную сеть и оплаченной потребителями электроэнергии, на основе чего становится возможным выделить участки сети с повышенным уровнем коммерческих потерь. Как известно, в Минэнерго СССР отчетные потери находились на уровне 9% от отпуска электроэнергии в сеть. Из них 2,25% - постоянные потери, 6,75% -нагрузочные. Так как социальных условий для массовых хищений электроэнергии бытовыми абонентами не было, а промышленность была в собственности у самого государства (которое и производило энергию), то доля коммерческих потерь в сетях Минэнерго СССР была пренебрежимо мала.
В настоящее время, в условиях рыночной экономики можно смело утверждать, что уровень коммерческих потерь возрос и влияет на доходы энергосбытовых компаний. Это долгое время будет существенной составляющей отчетных потерь, к которым относят все не обоснованные расчетным путем потери, в т.ч. добавочные потери от несимметрии и несинусоидальности токов.
Анализ режимов электрических сетей 110 кВ МРСК «Сибири» и «Юга» России на их соответствие стандарту качества электроэнергии по несинусоидальности и несимметрии
На протяжении всего периода наблюдений в спектре гармоник тока доминирует пятая гармоническая составляющая. С целью выявления поведения пятой гармонической составляющей тока от загрузки ЛЭП был построен график суточного изменения ее действующего значения фазы А в абсолютных единицах. Полученный график был сопоставлен с суточным графиком изменения действующего значения тока фазы А, что представлено на рисунке 2.19. . График суточного изменения амплитуд токов фазы А линии ДХ-167: а) основной частоты; б) пятой гармоники
Из представленных графиков, видно, что при пересчете коэффициента пятой гармонической составляющей в значения абсолютных единиц, т.е. А, с падением нагрузки увеличивается значение тока на пятой гармонике, таким образом, увеличивая загрузку оборудования током этой гармоники. Данная зависимость более наглядно представлена на рисунке 2.20. Несмотря на очевидную связь, коэффициент корреляции между их суточными изменениями, имеющий отрицательное значение, равен минус 0,55.
Зависимость действующего тока пятой гармоники от действующего тока на основной частоте для фазы А линии ДХ-167 в течение суток
Объяснить это можно следующим образом. С падением общей нагрузки, в т.ч. реактивной (индуктивной), увеличивается доля зарядной мощности линий. Таким образом, индуктивная и емкостная мощности еще полнее компенсируют друг друга, что приводит к улучшению пропускной способности линии, т.е. к уменьшению полного сопротивления линии электропередачи. Например, на пятой гармонике тока (по сравнению с током основной частоты, на котором режим удовлетворителен) этот эффект проявляется еще больше, так как реактивная (индуктивная) мощность потребляется меньше, а некомпенсированная зарядная мощность обратно пропорциональна реактивному сопротивлению элемента сети.
Из спектров гармоник на рисунке 2.18 видно, что коэффициенты гармонических составляющих несимметричны. Для выяснения уровня несимметрии в абсолютных единицах был проведен расчет токов обратной и нулевой последовательностей в течение суток, рисунок 2.21. Несимметрия на пятой гармонике в линии ДХ-167: а) суточное изменение значений токов прямой, обратной и нулевой последовательностей пятой гармоники; б) суточное изменение коэффициентов обратной и нулевой последовательностей Как видно из рисунка 2.21, в течение всего времени измерения пятой гармонической составляющей тока наблюдается существенная несимметрия.
Высшие гармоники тока линии в середине радиальной схемы с односторонним питанием. В качестве такой линии была выбрана одна из линий транзита ПС «Районная» - ПС «Багдарин». Общая протяженность линий в одноцепном исполнении равна около 750 км. Рассматриваемая линия СР-124 имеет протяженность 51,629 км и выполнена из сталеалюминевого провода марки АС-120/19. Коэффициент загрузки линии по экономическому току в режиме максимальной загрузки равняется 0,18.
График активной нагрузки линии имеет достаточно стабильный в течение суток характер, т.е. диапазон изменения в течение суток невелик, и выделить режим максимума нагрузок и провалов невозможно. Однако график изменения реактивной мощности, которая имеет емкостный характер, достаточно показателен и прослеживается более тесная связь реактивной мощности с высшими гармоническими составляющими тока. Таким образом, переток реактивной мощности является фактором в значительной степени определяющим значение высших гармоник тока.
В линии в середине радиальной схемы с односторонним питанием СР-124 ситуация в поведении тока пятой гармоники аналогична поведению тока пятой гармоники линии ДХ-167, рисунок 2.22. Коэффициент корреляции тока пятой гармоники с током основной частоты равняется минус 0,66, а с реактивной мощностью – 0,64.
К электрическим сетям МРСК Юга подключено большое количество тяговых потребителей. По результатам измерения режимных параметров на одной из подстанций, питающих тяговых электропотребителей, исследованы токи высших гармоник. В частотности, обследована линия длиной 29 км, питающая подстанцию «Сальская тяговая» от подстанции «Пролетарская». Линия выполнена проводом марки АС-150. Коэффициент загрузки по экономическому току в период максимальной загрузки равен 1,01, реактивная мощность носит емкостный характер и направлена от шин подстанции.
Как показали наблюдения, если в предыдущих исследованных линиях существенным образом доминировала пятая гармоническая составляющая тока, то в линии тяговой подстанции также существенна и седьмая гармоническая составляющая тока. Это объясняется работой в схеме подстанции преобразователей напряжения переменного тока в постоянный. При этом коэффициент пятой гармоники тока достигает 8%, а коэффициент седьмой гармоники – 9% от тока основной частоты. Токи 11 и 13 гармоник достигают 2%. На рисунке 2.23 представлены графики изменения действующих значений токов пятой и седьмой гармонических составляющих фазы А в абсолютных единицах в зависимости от изменения реактивной мощности (емкостного характера). Черной линией обозначены результаты аппроксимации значений токов методом наименьших квадратов.
При этом коэффициенты корреляции характеризуют слабую связь между суточными изменениями потоков реактивной мощности и токов 5 и 7 гармоник. Для 5 гармоники коэффициент корреляции равен 0,43, а для 7 гармоники – 0,32.
В целях выяснения поведения реактивной мощности в зависимости от изменения значений токов гармоник были построены обратные графики, представленные на рисунке 2.24. Видно, что с ростом значения токов гармонических составляющих, увеличивается разброс значений реактивной мощности. Отсюда можно сделать вывод, что с увеличением размахов реактивной мощности увеличиваются значения токов высших гармоник.
Известно, что тяговые нагрузки могут вносить существенный вклад в несимметрию токов и напряжений. Для выяснения фактического уровня несимметрии на высших гармониках в данной работе был проведен расчет коэффициентов несимметрии токов обратной последовательности в линии, питающей тяговую нагрузку.
Частотные характеристики ВЛ и экспериментальная проверка адекватности выбранной математической модели
Алгоритмы расчета функций от матриц погонных параметров Au(on) = JZ(G)n)Y(G)n), Al((Dn) = jY((Dn)Z((Dn), e- »)l, e )l, е-л ")1, e1 1 приведены в Приложении 1, на рисунках П. 1.4. - П. 1.7. С помощью представленных выше уравнений можно проводить исследования режимов линий с различным количеством проводов и грозозащитных тросов (практически реализованная модель - до 8 проводов и тросов). Кроме того, на основе этих уравнений возможно исследование частотных свойств ВЛ различной длины и определение резонансных частот, определение потерь мощности, а при измерениях на суточных и более интервалах - потерь электрической энергии.
На основе уравнений (3.11) рассчитываются эпюры распределения напряжений и токов вдоль проводов линии для всех гармонических составляющих, учитываемых в расчете. Расчет эпюр распределения напряжений и токов позволяет исследовать их изменение в зависимости от конструктивных особенностей опор, марки провода и, проводить соответствующие исследования потерь активной мощности в линии в условиях несимметрии и несинусоидальности [60].
Протекание гармонических процессов в сложных электрических сетях на сегодняшний день не изучено, и это препятствует расчету частотных характеристик и предсказанию условий возникновения резонансных частот в таких сетях. Концепция моделирования сложных электрических сетей с учетом распределенности параметров на гармониках высшего порядка в общих чертах описана в трудах [59], но практически она пока не была реализована. Однако на базе уже разработанной модели оказалось возможным рассчитывать и предсказывать условия возникновения резонансов в радиальных электрических сетях. Ниже следуют примеры расчета частотных характеристик ВЛ и экспериментальное подтверждение адекватности рассматриваемой математической модели путем расчета резонирующих частот в радиальной линии и их сравнения с измеренными входными частотными характеристиками радиальной ВЛ.
Частотные характеристики ВЛ и экспериментальная проверка адекватности выбранной математической модели
Под частотными характеристиками ВЛ будем понимать зависимость входных проводимостей фаз линии от частоты приложенного напряжения. Величина этих проводимостей численно будет равна фазному току, возникающему в фазах линии под действием трехфазной симметричной системы напряжений единичной величины, приложенной к зажимам линии:
Программная реализация расчета частотных характеристик многопроводной В Л осуществлена по алгоритму представленному на рисунке П. 1.9.
Для демонстрации влияния длины линии на ее частотные свойства ниже на рисунке 3.4 представлен пример результатов расчета частотных характеристик ВЛ длиной 40 и 80 км, выполненных маркой провода АС-120 на типовых опорах марки П110-5В.
Из представленного рисунка видно, что с увеличением длины ВЛ увеличивается количество резонансных частот. Как показывает опыт расчета частотных характеристик ЛЭП 110 кВ одинаковых габаритов, но с разными марками провода, сечение провода практический не влияет на количество и номера резонансных частот, что иллюстрируют данные таблицы. 3.3. В ней представлены результаты расчета для крайних случаев поперечного сечения проводов (АС-70 и АС-240) габарита опор линий 110 кВ для гармоник до сотого порядка. Представляют также практический интерес различия между частотными характеристиками одноцепных и двухцепных ЛЭП, а также влияние материала, количества и расположение грозозащитных тросов и их заземлений. В Приложении 2 приведены частотные характеристики ВЛ 110 кВ различной длины, выполненные проводом марки АС-120/19 на типовых одноцепных опорах (П110-5В). Рассмотрим радиальную линию в энергосистеме 110 кВ филиала ОАО «МРСК Сибири» – «Читаэнерго». Линия электропередачи №88 распределительной подстанции 110 кВ «Орловский ГОК» питает понизительную подстанцию 110/35/10 кВ «Нижний Цасучей» с двумя трансформаторами мощностью по 6300 МВА, рисунок 3.5. Линия «88» выполнена из провода марки АС-120 длиной 70 км и расположена на промежуточных опорах марки П110-5В, являющихся типовыми для одноцепных линий электропередачи, рисунок 3.6.
По результатам инструментального обследования установлено, что режим работы рассматриваемой линии близок к холостому ходу. При этом коэффициент загрузки линии по току в период максимальной передачи мощности равен 0,042 по условиям нагрева и 0,14 по экономическому току. Таблица 3.3
Номера резонансных гармоник ВЛ 110 кВ на унифицированных опорах марки П110-5В при различных длинах линий
На рисунке 3.7 представлены результаты расчета частотных характеристик рассматриваемой линии электропередачи. Как видно из рисунка, резонансы по всем трем фазам наблюдаются для гармоник в промежутке 21-23 включительно. Вместе с тем, резонансы возможны на гармониках 63-65, которые не измерены в ходе инструментального обследования в силу ограниченных возможностей прибора. Инструментальные измерения режимов рассматриваемой линии проводились в течение суток с интервалом по 3 минуты, что соответствует стандарту по контролю качества электроэнергии [16].
Математические ожидания коэффициентов гармонических составляющих токов линии «88» подстанции 110 кВ «Орловский ГОК» По полученным результатам видно, что частотных характеристик ЛЭП действительно оказывают влияние на спектральный состав тока. Наблюдаемые на полученном графике канонические гармоники скорей всего являются результатом протекания токов высших гармоник, генерируемых полупроводниковой преобразовательной техникой и усиливаемых подтекающим потоком реактивной мощности емкостного характера.
Доказана адекватность модели режима многопроводной ВЛ с распределенными параметрами, учитывающей особенности геометрии подвески проводов и несинусоидальность и несимметрию режимов, путем сравнения рассчитанных и измеренных частотных характеристик конкретной радиальной ВЛ 110 кВ. Это открывает возможность использовать ее для расчета и исследования частотных характеристик отдельных ВЛ, эпюр гармонических составляющих напряжений и токов всех гармоник, для исследования и расчета основных и добавочных потерь. В перспективе она может быть применена для моделирования сложных электрических сетей и решения аналогичных задач.
Расчет основных и добавочных потерь мощности и электроэнергии на примере ВЛ 110 кВ «БлМ-137» филиала МРСК Сибири – Бурятэнерго
Приведенная таблица говорит о том, что при расчета потерь электроэнергии в ВЛ по традиционной методике, их значение соответствует 166,1 кВт.ч. Однако, при расчете потерь энергии по предлагаемой в данной работе методике, учитывающей потери от несимметрии и несинусоидальности токов, то их значение на 28% больше, т.е. равняются 213,1 кВт.ч. Так, видно, что традиционный метод недооценил значение основных и добавочных потерь от несимметрии. Предлагаемый в данной работе метод расчета потерь в ВЛ отличается от традиционного своей высокой точностью.
Выступающий в качестве оценки влияния несинусоидальности и несимметрии токов на увеличение потерь коэффициент добавочных потерь электроэнергии в ВЛ «БлМ-137» согласно формуле (4.21) равен:
На момент проведения инструментального обследования электрических сетей 110 кВ филиала МРСК Сибири – Бурятэнерго их нормальная схема включала 117 ВЛ находящихся под нагрузкой. Из-за отсутствия технической возможности проведения измерений режима каждой ВЛ из них было обследовано только 36 линий, что составляет 30% от всей совокупности. Результаты расчета суточных основных и добавочных потерь представлены в виде вариационного ряда на рисунке 4.16.
Исходя из того факта, что протекание по ВЛ токов частот высшего порядка и токов обратной и нулевой последовательностей основной частоты вызывает добавочные потери электроэнергии в ВЛ, которые в kдп.ВЛ раз выше основных потерь в линии, справедливо считать, что точно так же протекающие по каждой ВЛ электрической сети токи частот высшего порядка и токи обратной и нулевой последовательностей основной частоты вызывают потери электроэнергии, которые в kдп.ВЛ.ЭС раз выше основных потерь. Иначе говоря, если коэффициент добавочных потерь в отдельной ВЛ kдп.ВЛ определяется по (4.21), то коэффициент добавочных потерь в ВЛ ЭС должен определяться по формуле:
Если реальное значение нагрузочных потерь электроэнергии в отдельной ВЛ (AWHBJI, кВт ч) может быть определено путем умножения основных потерь (AW1(1)BJ1, кВт ч) на кдп.ВЛ, то соответственно, реальное значение потерь электроэнергии в линиях всей ЭС равно: иш.эс = дп.ВЛ.ЭС А (1)ВЛ.ЭС , (4.23) Здесь уместно напомнить, что АИ71(1)ВЛЭС определяются с помощью известных программ расчета установившихся режимов сложных ЭС на основе разовых измерений в задающих узлах с интервалом в один час. Результаты расчета структурируются по типам элементов: В Л, трансформаторы (автотрансформаторы), шинопроводы, токоограничивающие реакторы. И в нашем случае принимаются суммарные потери электроэнергии в В Л ЭС - АИ71(1)ВЛЭС.
В аспекте задачи данного параграфа, оценка добавочных потерь электроэнергии заключается в определении коэффициента дпВЛЭС. Согласно одной из задач диссертации, данный коэффициент необходимо определить по результатам инструментальных измерений режимов ограниченного числа ВЛ, что будет представлять собой оценку кдп.ВЛ.ЭС. На основе полученной оценки кдп.ВЛ.ЭС и значений потерь в ВЛ сети, рассчитанных с применением программ расчета установившихся режимов сложных сетей, нагрузочные потери равны:
Этап 1. ФЗ №261 «Об энергосбережении…» предписывает обязательный энергоаудит всех предприятий, оказывающих услуги по транспортировке и распределению электроэнергии, т.е. предприятий электрических сетей (ПЭС), с периодичностью один раз в пять лет. Естественно, что энергоаудит ПЭС включает полное инструментальное энергетическое обследование всех элементов ЭС, что дает возможность раз в пять лет получать объективные значения основных и добавочных потерь по ЭС в целом, по каждому элементу.
Для определения дп.ВЛ.ЭС используются результаты суточных инструментальных измерений режимов В Л ЭС. При этом суточные графики изменения измеренных режимных параметров ВЛ принимаются в качестве реализации множества случайных процессов, т.е. они принимаются характерными для каждых суток базового периода.
Как показывает опыт, проблемы могут возникнуть при попытке полного инструментального обследования ЭС, поскольку не ко всем присоединениям ЭС имеется техническая возможность подключить прибор. Такого рода проблемы должны решаться руководством ПЭС путем реконструкции и обеспечения технического доступа к измерительным трансформаторам всех присоединений.
Этап 2. Определив действительный кдп.ВЛ.ЭС по данным о фактических значениях основных и добавочных потерь во всех ВЛ ЭС, необходимо приступить к исследованию кдп.ВЛ.ЭС в зависимости от количества обследованных В Л с целью определении оптимально порядка проведения измерений и достаточного количества ВЛ для оценки кдп.ВЛ.ЭС. Согласно теории больших чисел, при наращивании п оценка кдп.ВЛ.ЭС будет стремиться сходиться к истинному значению дп.ВЛ.ЭС :
Под оптимальным порядком проведения измерений подразумевается порядок, при котором расход ресурсов (времени, ГСМ, рабочей силы и т.д.) на достижение объективной оценки к .ВЛ.ЭС минимален. Такой порядок определяется индивидуально для каждой ЭС, обладающей своими географическими, режимными, техническими и другими особенностями.
Например, одной из режимных особенностей сетей Юга России является то, что они населены более плотно, чем Сибирь. В первом случае, естественно, нагрузки выше, чем во втором. Поэтому потери на основной частоте в южных регионах больше, чем в Сибири и, соответственно, коэффициенты добавочных потерь во втором случае больше. Кроме того, длина В Л на Юге России меньше, а в Сибири больше. Все это формирует закономерности (см. ниже), подтверждающие обоснованность предлагаемого подхода к определению кдп.ВЛ.ЭС. Этап 3. По результатам определения оптимального порядка обследования и достаточного количества обследуемых В Л дп.ВЛ.ЭС оценивается с периодичностью, необходимой для защиты тарифов в федеральной службе по тарифам. По нашему мнению, Федеральная служба по тарифам должна принимать данные о добавочных потерях, полученные по предлагаемой методике.