Повышение экономичности работы электрических сетей

1.

Лыкин Анатолий Владимирович
ЭЛЕКТРОЭНЕРГЕТИЧЕСКИЕ
СИСТЕМЫ И СЕТИ
Часть 1
ПОВЫШЕНИЕ ЭКОНОМИЧНОСТИ
РАБОТЫ
ЭЛЕКТРИЧЕСКИХ СЕТЕЙ

2. 1. Потери электрической энергии

При передаче электрической энергии
неизбежны технические потери
электрической энергии.
Передача электроэнергии требует расхода
электроэнергии на собственные нужды
подстанций.
Неизбежны потери электроэнергии, связанные
с погрешностями системы учета и
хищениями электроэнергии
© Лыкин А.В. НГТУ, 2011
2

3.

Динамика потерь электроэнергии в электрических сетях
России за 1994–2004 годы
Наименование
показателя
Численные значения показателя по годам
Ед.
изм.
Отпуск в млрд.
сеть
кВт.ч
млрд.
Потери в кВт.ч
сети
%
1994
1995
1996
1997
1998
1999 2000 2001 2002 2003 2004
774,4
757,1
748,1
733,1
727,1
744,8
777,5
790,6
789,8
814,3
830,1
78,1
79,5
83,0
85,3
90,3
95,0
99,2
103,6
103,1
107,1
107,5
10,09
10,51
11,09
11,64
12,42
12,76
12,75
13,10
13,05
13,15
12,95
За указанный период отпуск электроэнергии в сеть увеличился на 7,2 %,
абсолютные потери выросли на 37,6 %, а относительные – на 18,8 %.
В середине 80-х годов ХХ века потери в сетях СССР составляли 9,2 %,
В 2003 году они достигли максимального уровня – 13,15 %.
© Лыкин А.В. НГТУ, 2011
3

4.

Динамика потерь электроэнергии в
электрических сетях АО-энерго России за 19942004 гг.
млрд.кВт.ч
Отпуск в сеть
Потери в сети, млрд.кВт.ч
процент
Потери в сети, %
900
23
800
21
700
19
600
17
500
15
400
13
300
11
200
9
100
7
0
5
1994
1995
1996
1997
1998
1999
2000
2001
2002
2003
2004
год
В середине 80-х годов ХХ века потери в сетях бывшего Минэнерго СССР
составляли 9,2 %, то в 2004 году они достигли уровня 12,95 %.
© Лыкин А.В. НГТУ, 2011
4

5.

Чем выше доля промышленного потребления (Тюменьэнерго
70,5 %), тем ниже уровень относительных потерь – 6,7 %.
© Лыкин А.В. НГТУ, 2011
5

6.

Структура технических потерь электроэнергии в
электрических сетях АО-энерго Российской Федерации в
2002 г.
Номинальное
напряжение,
кВ
Технические
потери
В том числе
Переменные
Условно-постоянные
млн. кВт.ч
% от суммы
млн. кВт.ч
% от суммы
млн. кВт.ч
% от
суммы
Всего
67180,3
100,0
50537,6
75,2
16642,7
24,8
500 кВ
2219,6
3,3
1444,3
65,1
775,3
34,9
330 кВ
695,8
1,0
417,9
60,1
277,9
39,9
220 кВ
12640,8
18,8
8531,8
67,5
4109,0
32,5
110 кВ
18535,6
27,6
13231,4
71,4
5304,2
28,6
35 кВ
10582,8
15,8
7703,3
72,8
2879,5
27,2
10 кВ
10039,0
14,9
7051,0
70,2
2988,0
29,8
0,4 кВ
12466,7
18,6
12157,9
97,5
308,8
2,5
© Лыкин А.В. НГТУ, 2011
6

7.

Структура технических потерь электроэнергии в
электрических сетях АО-энерго Российской Федерации в
2002 г. по ступеням напряжения
0,4 кВ
18,6%
500 кВ
3,3%
330 кВ
1,0%
220 кВ
18,8%
10 кВ
14,9%
35 кВ
15,8%
© Лыкин А.В. НГТУ, 2011
110 кВ
27,6%
7

8.

Структура технических потерь электроэнергии в
электрических сетях АО-энерго Российской Федерации в
2002 г. по видам оборудования
СН ПС
2,7%
КУ
0,7%
Реак-торы
0,5%
ТТ, ТН
1,4%
ХХ
16,1%
Корона
3,3%
Тр-ры
10,3%
© Лыкин А.В. НГТУ, 2011
ВЛ
65,0%
8

9.

Суммарные технические потери
электроэнергии в электрических сетях АОэнерго РФ в 2002 году составили 67,2 млрд
кВт•ч.
Отчетные потери в 2002 году достигли 103,1
млрд кВт•ч, следовательно, небаланс или
коммерческие потери электроэнергии
составляют около 27 млрд кВт•ч.
Из общей величины технических потерь
около 78 % приходится на электрические сети
110 кВ и ниже, в том числе 33,5 % – на сети
0,4–10 кВ
© Лыкин А.В. НГТУ, 2011
9

10.

Если принять во внимание, что коммерческие
потери сосредоточены в основном в сетях 0,4–10
кВ, то общая доля потерь в них от суммарных по
стране в целом составляет около 60 %.
Учитывая, что по объективным причинам загрузка
электрических сетей 0,4 кВ будет увеличиваться в
связи с опережающим ростом бытового
потребления электроэнергии, доля потерь в
распределительных сетях в ближайшие годы
также будет расти.
© Лыкин А.В. НГТУ, 2011
10

11.

Структура потребления по РФ за 1990 г.
Строительство; 1,7
Транспорт и связь;
11,2
© Лыкин А.В. НГТУ, 2011
Непромышленные
потребители; 10,7
С/Х потребители;
7,9
Население; 8,7
Промышленность;
59,8
11

12.

Структура потребления по РФ за 2002 г.
Непромышленные
потребители; 17,5
Население; 14,9
Строительство; 1,2
Транспорт и связь;
10,3
© Лыкин А.В. НГТУ, 2011
С/Х потребители;
3,3
Промышленность;
52,8
12

13.

Данные по относительным потерям электроэнергии в
электрических сетях стран дальнего зарубежья 2
© Лыкин А.В. НГТУ, 2011
13

14.

Динамика потерь электроэнергии в электрических сетях
Японии.
процент
30
25 24,4
20
17,6
15
10,7
10
7,9
6,5
5,5
5
5,4
5,2
1990
1995
0
1950
1955
© Лыкин А.В. НГТУ, 2011
1960
1965
1970
1975
1980
1985
2000
14

15. Отчетные потери электроэнергии:

Wо Wт Wп.ст Wу Wхищ
Технологические потери ЭЭ
при ее передаче
© Лыкин А.В. НГТУ, 2011
Потери от хищений ЭЭ
(Коммерческие потери)
15

16. Технологические потери ЭЭ (ТПЭ)

Потери в линиях и оборудовании
электрических сетей – технические потери
Расход ЭЭ на собственные нужды подстанций
Потери, вызванные погрешностью системы
учета ЭЭ
© Лыкин А.В. НГТУ, 2011
16

17. Технические потери

Технические потери, вызваны
физическими процессами
диссипации (рассеивания) энергии.
Они разделяются на:
Условно-постоянные (не зависящие от
передаваемой мощности)
Нагрузочные (потери в линиях, силовых
трансформаторах и специальных элементах,
через которые протекает ток нагрузки)
© Лыкин А.В. НГТУ, 2011
17

18. Условно-постоянные потери

Потери на холостой ход силовых
трансформаторов
II. Потери на корону в ВЛ 110 кВ и выше
III. Потери в КУ, ШР, соединительных проводах и
сборных шинах РУ подстанций
IV. Потери в системе учета ЭЭ
V. Потери в вентильных разрядниках и ОПН
VI. Потери в устройствах присоединений ВЧ связи
VII. Потери в изоляции силовых кабелей
VIII. Потери от токов утечки по изоляторам ВЛ
I.
© Лыкин А.В. НГТУ, 2011
18

19.

Потери холостого хода:
W х
Pх
T
U
2
U ном 0
2
(t )dt
W х Pх T
Потери на корону:
Wкор Pкор.срT
© Лыкин А.В. НГТУ, 2011
19

20. Нагрузочные потери

Фактическое значение технических потерь может быть
установлено только расчетным путем.
Потери мощности в элементе электрической сети:
P
P Q
2
U
2
2
R
В большинстве случаев P и Q в элементах сети изначально неизвестны и
поэтому необходимо рассчитывать установившиеся режимы
электрических сетей.
© Лыкин А.В. НГТУ, 2011
20

21.

Потери электроэнергии
T
T
0
0
Wн P(t )dt 3R I 2 (t )dt
Практически потери электроэнергии в элементе
электрической сети получаются суммированием
потерь мощности за каждый расчетный интервал с
учетом его продолжительности:
N
W Pi ti
i 1
Однако во многих случаях пользоваться этой
формулой нельзя, так как невозможно выполнять
расчеты режимов в темпе процесса.
© Лыкин А.В. НГТУ, 2011
21

22. Коммерческие потери

Коммерческие потери обусловлены
несовершенством системы учета потребления
электрической энергии, неодновременностью
оплаты за электроэнергию и ее хищениями
© Лыкин А.В. НГТУ, 2011
22

23. Структура коммерческих потерь электроэнергии

В общем случае составляющие коммерческих потерь
электроэнергии можно объединить в три группы:
-обусловленные погрешностями измерений отпущенной в
сеть и полезно отпущенной электроэнергии потребителям;
-обусловленные занижением полезного отпуска из-за
недостатков энергосбытовой деятельности и хищений
электроэнергии;
- обусловленные задолженностью по оплате за
электроэнергию.
© Лыкин А.В. НГТУ, 2011
23

24. 5.2. Расчет потерь электроэнергии

Рассмотрим наиболее простой и широко
используемый метод расчета потерь, который
называется методом времени потерь или
времени максимальных потерь.
© Лыкин А.В. НГТУ, 2011
24

25.

Период времени, за который
рассчитываются потери, примем равным
одному году: T = 8760 ч
T
T
R
Wнi 3Ri I i2 (t )dt 2i S i2 (t )dt
U ном 0
0
T
T
Ri
2
2
2 Pi (t )dt Qi (t )dt .
U ном 0
0
Ri
2
2
Wнi 2 Pmax
Q
i p
max i q
U ном
© Лыкин А.В. НГТУ, 2011
25

26.

Вместо величин p и q используют их
средневзвешенное значение, которое
можно получить по формуле
2
max i
P
p Q
2
max i q
S
2
max i
T
Ri
Ri 2
2
Wнi 2 S i (t )dt 2 S max i
U ном 0
U ном
Wнi Pmax i
© Лыкин А.В. НГТУ, 2011
26

27.

Время называется временем
максимальных потерь или короче – время
потерь.
P
Время потерь – это
время, в течение
которого элемент сети,
работая с наибольшей
нагрузкой, будет иметь
такие же потери
энергии, что и работая
по действительному
графику нагрузки в
течение года.
© Лыкин А.В. НГТУ, 2011
Pmax
T
27

28.

Время потерь – фиктивная величина.
Таким образом,
T
© Лыкин А.В. НГТУ, 2011
2
S i (t )dt
0
2
S max
i
28

29.

Время потерь зависит от характера
изменения как активной, так и
реактивной нагрузки элемента
, ч
f (Tmax , cos ср )
8000
7000
6000
кривые для разных
коэффициентов
мощности приведены
на рис.
cos
5000
4000
3000
2000
cos
cos
1000
0
© Лыкин А.В. НГТУ, 2011
1000 2000 3000 4000 5000 6000 7000 8000 Tmax, ч
29

30.

Для нагрузок с типовой формой графика
нагрузок t можно определить по
эмпирической формуле:
2
Tmax
0,124
8760
10000
В технико-экономических расчетах
принимается одинаковым для всех ее
элементов и определяется исходя из Tmax,
n
Wн Pmax i
i 1
© Лыкин А.В. НГТУ, 2011
30

31.

С учетом потерь холостого хода и потерь на
корону общие технические потери в сети
вычисляются по формуле
W Pх Pкор 8760 Pmax
© Лыкин А.В. НГТУ, 2011
31

32. 5.3. МЕРОПРИЯТИЯ ПО СНИЖЕНИЮ ПОТЕРЬ ЭНЕРГИИ В ЭЛЕКТРИЧЕСКИХ СЕТЯХ

Организационные
Технические
Мероприятия по совершенствованию
систем расчетного и технического учета
электроэнергии
© Лыкин А.В. НГТУ, 2011
32

33. Организационные мероприятия:

Оптимизация мест размыкания линий 6-35
кВ с двусторонним питанием
2. Оптимизация установившихся режимов
электрических сетей
по активной и
реактивной мощности
3. Оптимизация распределения нагрузки
между
подстанциями
основной
электрической сети 110 кВ и выше
переключениями в ее схеме
4. Оптимизация мест размыкания контуров
электрических
сетей
с
различными
номинальными напряжениями
1.
© Лыкин А.В. НГТУ, 2011
33

34. Организационные мероприятия:

5. Оптимизация рабочих напряжений в центрах
питания радиальных электрических сетей
6. Отключение
в
режимах
малых
нагрузок
трансформаторов на подстанциях с двумя и более
трансформаторами
7. Отключение трансформаторов на подстанциях с
сезонной нагрузкой
8. Выравнивание нагрузок фаз в электросетях 0,38
кВ и др.
© Лыкин А.В. НГТУ, 2011
34

35. Технические мероприятия:

установка компенсирующих устройств;
замена проводов на провода с большим
сечением;
замена перегруженных и недогруженных
трансформаторов;
установка трансформаторов с РПН, ЛР, ВДТ,
шунтирующих реакторов и т. п.;
установка устройств регулирования потоков
мощности в неоднородных замкнутых сетях
высокого и сверхвысокого напряжения;
перевод сетей на более высокое номинальное
напряжение и др.
© Лыкин А.В. НГТУ, 2011
35

36. Мероприятия по совершенствованию систем расчетного и технического учета электроэнергии

Проведение рейдов по выявлению неучтенной
электроэнергии в производственном и
коммунально-бытовом секторе
Установка автоматизированных систем учета
электроэнергии (АСКУЭ) коммерческого и
технического учета на подстанциях и
электростанциях
и другие (более 30 мероприятий)
© Лыкин А.В. НГТУ, 2011
36

37. Оптимизация мест размыкания линий 6..35 кВ с двусторонним питанием

Б
А
UА
Z1
Z2
SН1
Z3
SН2
Zn + 1
UБ
SНn
Линия с двусторонним питанием
© Лыкин А.В. НГТУ, 2011
37

38. Оптимизация режима по напряжению и реактивной мощности

P
P Q
2
U
2
2
R
• Основным методом повышения напряжения в сети является
централизованное повышение напряжения в ЦП. Это либо шины
электростанции, либо шины СН или НН понижающих подстанций.
• В электрических сетях сверхвысокого напряжения эффект от
повышения напряжения и снижения передаваемой реактивной
мощности может оказаться еще большим, однако необходимо учесть,
что при этом могут возрасти потери на корону.
© Лыкин А.В. НГТУ, 2011
38

39.

Схема распределительной сети 110 кВ
© Лыкин А.В. НГТУ, 2011
39

40.

Потери в сети
5
Потери, МВт
4
3
2
1
0
105
110
115
120
125
Нагрузочные
3,716
3,111
2,665
2,317
2,039
Холостого хода
0,096
0,105
0,115
0,125
0,136
Суммарные
3,812
3,216
2,78
2,442
2,175
Напряжение ЦП, кВ
© Лыкин А.В. НГТУ, 2011
40

41.

Отключение трансформаторов на
подстанциях с сезонной нагрузкой
При малых загрузках трансформаторов потери
холостого хода превышают нагрузочные потери и,
следовательно, для снижения потерь целесообразно
отключение одного из параллельно работающих
трансформаторов.
© Лыкин А.В. НГТУ, 2011
41

42. Понижающая подстанция с двумя двухобмоточными трансформаторами

Потери в трансформаторе:
нагрузочные и холостого
хода
ВН
П/ст
НН
Н
ВН
П/ст
НН
Н
I – включен один
трансформатор;
II – включены оба
трансформатора
© Лыкин А.В. НГТУ, 2011
S2
Pн Pх 2 R Pх
U
P
I
S
2
2
U ном
R Pх ,
2
S
R
II
P 2
2 Pх .
U ном 2
42

43. S1 – мощность, при которой потери одинаковы как при одном включенном трансформаторе, так и при двух

P
PI
PII
2 Pх
ВН
Pх
ВН
П/ст
НН
НН
Н
Н
S1
© Лыкин А.В. НГТУ, 2011
П/ст
S
43

44.

S12
2
U ном
S12 R
R Pх 2
2 Pх
U ном 2
ВН
ВН
П/ст
П/ст
НН
Н
2
S1
2
U ном
Н
R
Pх
2
S1 U ном
© Лыкин А.В. НГТУ, 2011
НН
2 Pх
R
44

45.

Пример.
Рассчитать нагрузку трансформаторов на
подстанции с двумя трансформаторами ТРДЦН63000/110, ниже которой выгодно отключать один
из трансформаторов.
Активное сопротивление обмоток одного
трансформатора R = 0,87 Ом,
потери холостого хода DPх = 59 кВт.
В соответствии с формулой, получим
S1 U ном
2 Pх
2 59 10 3
110
40,51 МВ А
R
0,87
© Лыкин А.В. НГТУ, 2011
45

46. Замена проводов и перевод ВЛ на более высокое номинальное напряжение

Применяется этот способ в основном для
повышения пропускной способности
электрической сети для тех случаев, когда
нагрузка линии достигла предельных для
существующего номинального напряжения
значений.
Замена проводов выполняется на перегруженных
линиях и, как правило, в распределительных
электрических сетях 0,38…10 кВ. Основная цель
замены проводов это снижение потери
напряжения в линиях и повышение ее
пропускной способности
© Лыкин А.В. НГТУ, 2011
46

47.

Пример. Пусть на участке линии 35 кВ с
сопротивлением в 1 Ом передается мощность 35
МВ А. Тогда потери мощности на этом участке
составят величину МВт, а при номинальном
напряжении 110 кВ с теми же сечениями
проводов – МВт, т. е. снижение потерь
произошло в 10 раз!
© Лыкин А.В. НГТУ, 2011
47

48. Пример

Пусть на участке линии 35 кВ с сопротивлением в 1 Ом передается
мощность 35 МВ А. Тогда потери мощности на этом участке составят
величину
35 2
35
2
1 1
МВт
а при номинальном напряжении 110 кВ с теми же сечениями проводов –
35 2
110
2
1 0,1
МВт
т. е. снижение потерь произошло в 10 раз!
© Лыкин А.В. НГТУ, 2011
48