Меню

Как можно снизить потери активной мощности



Способы уменьшения потерь мощности и электроэнергии

date image2015-07-03
views image4108

facebook icon vkontakte icon twitter icon odnoklasniki icon

Потери мощности и энергии в электрических сетях могут быть сокращены, прежде всего, путем рационализации работы приемников электроэнергии. Кроме того, применяется еще ряд мероприятий, цель которых заключается в повышении коэффициента мощности установки.

Почти все элементы электрической установки, помимо активной мощности, потребляют реактивную. В результате реактивная нагрузка в установке может составить 130% активной. Главные потребители реактивной мощности — это асинхронные двигатели и трансформаторы.

Наличие реактивной мощности и сети приводит к дополнительным потерям активной мощности.

Эти потери прямо пропорциональны квадрату реактивной мощности. Одновременно увеличивается потеря напряжения в сети.

Вследствие этого также уменьшается пропускная способность трансформаторов и проводов линий. Это вызывает необходимость их преждевременной замены.

Все эти обстоятельства привели к тому, что для потребителей электроэнергии в промышленности нормирован средневзвешенный коэффициент мощности, который определяется за любой промежуток времени (сутки, месяц, год).

Нейтральный коэффициент мощности принят равным 0,90—0,92. При более высоком коэффициенте мощности устанавливают скидки в тарифе на электроэнергию в пределах 2—6%, при более низком — надбавки в пределах 1,5—115%.

Шкала скидок и надбавок способствует повышению коэффициента мощности у потребителей, но она имеет существенный недостаток, так как построена исходя из сред­невзвешенного коэффициента мощности, а систему интересует эта величина в первую очередь в часы максимальных нагрузок. Поэтому на крупных предприятиях с присоединенной мощностью трансформаторов 5000 кВА и более расчетное значение коэффициента мощности определяют в часы дневного и вечернего максимумов нагрузки.

В сельских электроустановках скидки и надбавки на коэффициент мощности нагрузки пока не применяются, но целесообразность их введения в первую очередь на комплексах по производству сельскохозяйственной продукции на промышленной основе не вызывает сомнений.

Независимо от этого необходимо принимать все возможные меры для повышения коэффициента мощности во всех звеньях сельской электрической установки.

Одним из таких мероприятий является правильный выбор электродвигателей по мощности. Коэффициент мощности недогруженного асинхронного электродвигателя значительно ниже номинального. Поэтому при проектировании установки нельзя брать повышенные запасы мощности, а также применять двигатели закрытого типа там, где возможно использовать откры­тые.

Для работающих электродвигателей, не встроенных в рабочую машину, замена на меньшие безусловно целесообразна, если средняя загрузка их составляет менее 45% от номинальной мощности, и нецелесообразна при загрузке свыше 70%. В пределах средней загрузки (45—70%) следует провести технико-экономический расчет и установив возможное снижение потерь активной энергии, выяснить, покроет ли их стоимость затраты на замену двигателей.

Замена двигателей, встроенных в рабочую машину, в большинстве случаев настолько сложна, что оказывается нецелесообразной. У незагруженных асинхронных двигателей при нагрузке не выше 40 % целесообразно переключать обмотку статора с треугольника на звезду. Это можно делать только у двигателей, которые имеют выводы всех начал и концов фаз обмоток статора (шесть выводов) и у которых обмотка статора соединена в треугольник.

У многих потребителей продолжительность работы на холостом ходу достигает 50—60% от всего времени эксплуатации. Электродвигатели таких потребителей целесообразно снабжать ограничителями холостого хода. Ограничитель включают в цепь катушки управления магнитным пускателем, он отключает двигатель при отсутствии нагрузки. При этом потребление энергии двигателем значительно снижается.

При наличии однофазных нагрузок существенное значение имеет равномерное распределение их по фазам, особенно при максимуме нагрузки. Нарушение симметрии приводит к дополнительным потерям энергии и потере напряжения.

Большие дополнительные потери энергии вызывает работа незагруженных трансформаторов. Поэтому при постоянной недогрузке следует заменять их трансформаторами меньшей мощности. Если на подстанции установлены два или более трансформаторов, нужно своевременно отключать часть из них при снижении нагрузки. На необслуживаемых подстанциях отключение трансформатора и его обратное включение при увеличении нагрузки должны происходить автоматически или вручную, но минимальное число раз (на ночь, на выходной день, на летний период).

Наиболее радикальное средство повышения коэффициента мощности — это включение параллельно в сеть конденсаторов. Конденсаторы имеют бумажно-масляную изоляцию и на напряжение 380 В выполняются трехфазными, соединенными в треугольник, а на напряжение 6,3 и 10,5 кВ — однофазными. Мощность одного элемента конденсатора составляет 4 — 10 квар. Поэтому их обычно объединяют в батареи необходимой суммарной мощности. На зажимах конденсаторов включают большие активные сопротивления, через которые запасенная в конденсаторах энергия после отключения автоматически разряжается.

Преимущества конденсаторов заключаются в простоте монтажа и эксплуатации вследствие отсутствия подвижных частей и в малых потерях активной мощности 0,0025 — 0,005 кВт/квар. Стоимость 1 квар конденсатора зависит от напряжения и для низковольтных конденсаторов в 2,5 — 3 раза выше, чем для высоковольтных. От мощности батареи она практически не зависит.

Конденсаторные установки могут быть индивидуальные, групповые и централизованные.

Индивидуальные установки подключаются к зажимам приемника электроэнергии, например электродвигателя, и отключаются при его отключении. В этом случае конденсаторы используются плохо.

Групповая установка конденсаторов применяется в сети низкого напряжения. При этом использование конденсаторов несколько улучшается.

Наилучшее использование конденсаторов получается при централизованной установке их на стороне напряжения 6 — 10 кВ трансформаторной подстанции. При мощности 100 — 400 квар конденсаторы присоединяют через общий выключатель с силовым трансформатором.

Батареи конденсаторов большой мощности разделяют разъединителями на 2 — 3 секции, что позволяет грубо регулировать их мощность.

Технико-экономические расчеты показывают, что в сельских сетях в первую очередь целесообразно полностью компенсировать реактивную мощность потребительских трансформаторов, которая составляет 200—250 квар на 1000 кВА мощности трансформаторов. Реактивную мощность электроприемников следует компенсировать, доводя коэффициент мощности при максимуме нагрузки до 0,90—0,92, но не более 0,95.

В последнее время созданы автоматические устройства с использованием тиристоров, которые обеспечивают практически мгновенное и плавное регулирование мощности, выдаваемой конденсаторной батареей в сеть. При помощи этих устройств можно поддерживать заданный коэффициент мощности при любых нагрузках.

Читайте также:  Текущий ремонт газового оборудования котельной с котлом малой мощности

Источник

Потери электроэнергии в электрических сетях

Потери электроэнергии в электрических сетях неминуемы, поэтому важно чтобы они не превышали экономически обоснованного уровня. Превышение норм технологического расхода говорит о возникших проблемах. Чтобы исправить ситуацию необходимо установить причины возникновения нецелевых затрат и выбрать способы их снижения. Собранная в статье информация описывает многие аспекты этой непростой задачи.

Виды и структура потерь

Под потерями подразумевается разница между отпущенной потребителям электроэнергией и фактически поступившей к ним. Для нормирования потерь и расчетов их фактической величины, была принята следующая классификация:

  • Технологический фактор. Он напрямую зависит от характерных физических процессов, и может меняться под воздействием нагрузочной составляющей, условно-постоянных затрат, а также климатических условий.
  • Расходы, затрачиваемые на эксплуатацию вспомогательного оборудования и обеспечение необходимых условий для работы техперсонала.
  • Коммерческая составляющая. К данной категории относятся погрешности приборов учета, а также другие факторы, вызывающие недоучет электроэнергии.

Ниже представлен среднестатистический график потерь типовой электрокомпании.

Примерная структура потерь

Примерная структура потерь

Как видно из графика наибольшие расходы связаны с передачей по воздушным линиям (ЛЭП), это составляет около 64% от общего числа потерь. На втором месте эффект коронированния (ионизация воздуха рядом с проводами ВЛ и, как следствие, возникновение разрядных токов между ними) – 17%.

Коронный разряд на изоляторе ЛЭП

Коронный разряд на изоляторе ЛЭП

Исходя из представленного графика, можно констатировать, что наибольший процент нецелевых расходов приходится на технологический фактор.

Основные причины потерь электроэнергии

Разобравшись со структурой, перейдем к причинам, вызывающим нецелевой расход в каждой из перечисленных выше категорий. Начнем с составляющих технологического фактора:

Потери в силовых трансформаторах подстанций

  1. Нагрузочные потери, они возникают в ЛЭП, оборудовании и различных элементах электросетей. Такие расходы напрямую зависят от суммарной нагрузки. В данную составляющую входят:
  • Потери в ЛЭП, они напрямую связаны с силой тока. Именно поэтому при передаче электроэнергии на большие расстояния используется принцип повышения в несколько раз, что способствует пропорциональному уменьшению тока, соответственно, и затрат.
  • Расход в трансформаторах, имеющий магнитную и электрическую природу ( 1 ). В качестве примера ниже представлена таблица, в которой приводятся данные затрат на трансформаторах напряжения подстанций в сетях 10 кВ.

Потери в силовых трансформаторах подстанций

Нецелевой расход в других элементах не входит в данную категорию, ввиду сложностей таких расчетов и незначительного объема затрат. Для этого предусмотрена следующая составляющая.

Гололед на ЛЭП

  1. Категория условно-постоянных расходов. В нее входят затраты, связанные со штатной эксплуатацией электрооборудования, к таковым относятся:
  • Холостая работа силовых установок.
  • Затраты в оборудовании, обеспечивающем компенсацию реактивной нагрузки.
  • Другие виды затрат в различных устройствах, характеристики которых не зависят от нагрузки. В качестве примера можно привестисиловую изоляцию, приборы учета в сетях 0,38 кВ, змерительные трансформаторы тока, ограничители перенапряжения и т.д.
  1. Климатическая составляющая. Нецелевой расход электроэнергии может быть связан с климатическими условиями характерными для той местности, где проходят ЛЭП. В сетях 6 кВ и выше от этого зависит величина тока утечки в изоляторах. В магистралях от 110 кВ большая доля затрат приходится на коронные разряды, возникновению которых способствует влажность воздуха. Помимо этого в холодное время года для нашего климата характерно такое явление, как обледенение на проводах высоковольтных линий, а также обычных ЛЭП. Гололед на ЛЭП

Учитывая последний фактор, следует учитывать затраты электроэнергии на расплавление льда.

Расходы на поддержку работы подстанций

К данной категории отнесены затраты электрической энергии на функционирование вспомогательных устройств. Такое оборудование необходимо для нормальной эксплуатации основных узлов, отвечающих за преобразование электроэнергии и ее распределение. Фиксация затрат осуществляется приборами учета. Приведем список основных потребителей, относящихся к данной категории:

  • системы вентиляции и охлаждения трансформаторного оборудования;
  • отопление и вентиляция технологического помещения, а также внутренние осветительные приборы;
  • освещение прилегающих к подстанциям территорий;
  • зарядное оборудование АКБ;
  • оперативные цепи и системы контроля и управления;
  • системы обогрева наружного оборудования, например, модули управления воздушными выключателями;
  • различные виды компрессорного оборудования;
  • вспомогательные механизмы;
  • оборудование для ремонтных работ, аппаратура связи, а также другие приспособления.

Коммерческая составляющая

Под данными затратами подразумевается сальдо между абсолютными (фактическими) и техническими потерями. В идеале такая разница должна стремиться к нулю, но на практике это не реально. В первую очередь это связано с особенностями приборов учета отпущенной электроэнергии и электросчетчиков, установленных у конечных потребителей. Речь идет о погрешности. Существует ряд конкретных мероприятий для уменьшения потерь такого вида.

К данной составляющей также относятся ошибки в счетах, выставленных потребителю и хищения электроэнергии. В первом случае подобная ситуация может возникнуть по следующим причинам:

  • в договоре на поставку электроэнергии указана неполная или некорректная информация о потребителе;
  • неправильно указанный тариф;
  • отсутствие контроля за данными приборов учета;
  • ошибки, связанные с ранее откорректированными счетами и т.д.

Что касается хищений, то эта проблема имеет место во всех странах. Как правило, такими противозаконными действиями занимаются недобросовестные бытовые потребители. Заметим, что иногда возникают инциденты и с предприятиями, но такие случаи довольно редки, поэтому не являются определяющими. Характерно, что пик хищений приходится на холодное время года, причем в тех регионах, где имеются проблемы с теплоснабжением.

Различают три способа хищения (занижения показаний прибора учета):

Магнит может воздействовать только некоторые старые модели электросчетчиков

  1. Механический. Под ним подразумевается соответствующее вмешательство в работу прибора. Это может быть притормаживание вращения диска путем прямого механического воздействия, изменение положения электросчетчика, путем его наклона на 45° (для той же цели). Иногда применяется более варварский способ, а именно, срываются пломбы, и производится разбалансирование механизма. Опытный специалист моментально обнаружит механическое вмешательство.
  2. Электрический. Это может быть как незаконное подключение к воздушной линии путем «наброса», метод инвестирования фазы тока нагрузки, а также использование специальных приборов для его полной или частичной компенсации. Помимо этого есть варианты с шунтированием токовой цепи прибора учета или переключение фазы и нуля.
  3. Магнитный. При данном способе к корпусу индукционного прибора учета подносится неодимовый магнит.
Читайте также:  Типы насосов малой мощности

Магнит может воздействовать только некоторые старые модели электросчетчиков

Практически все современные приборы учета «обмануть» вышеописанными способами не удастся. Мало того, подобные попытки вмешательства могут быть зафиксированы устройством и занесены в память, что приведет к печальным последствиям.

Понятие норматива потерь

Под данным термином подразумевается установка экономически обоснованных критериев нецелевого расхода за определенный период. При нормировании учитываются все составляющие. Каждая из них тщательно анализируется отдельно. По итогу производятся вычисления с учетом фактического (абсолютного) уровня затрат за прошедший период и анализа различных возможностей, позволяющих реализовать выявленные резервы для снижения потерь. То есть, нормативы не статичны, а регулярно пересматриваются.

Под абсолютным уровнем затрат в данном случае подразумевается сальдо между переданной электроэнергией и техническими (относительными) потерями. Нормативы технологических потерь определяются путем соответствующих вычислений.

Кто платит за потери электричества?

Все зависит от определяющих критериев. Если речь идет о технологических факторах и расходах на поддержку работы сопутствующего оборудования, то оплата потерь закладывается в тарифы для потребителей.

Совсем по иному обстоит дело с коммерческой составляющей, при превышении заложенной нормы потерь, вся экономическая нагрузка считается расходами компании, осуществляющей отпуск электроэнергии потребителям.

Способы уменьшения потерь в электрических сетях

Снизить затраты можно путем оптимизации технической и коммерческой составляющей. В первом случае следует принять следующие меры:

  • Оптимизация схемы и режима работы электросети.
  • Исследование статической устойчивости и выделение мощных узлов нагрузки.
  • Снижение суммарной мощности за счет реактивной составляющей. В результате доля активной мощности увеличится, что позитивно отразится на борьбе с потерями.
  • Оптимизация нагрузки трансформаторов.
  • Модернизация оборудования.
  • Различные методы выравнивания нагрузки. Например, это можно сделать, введя многотарифную систему оплаты, в которой в часы максимальной нагрузки повышенная стоимость кВт/ч. Это позволит существенно потребление электроэнергии в определенные периоды суток, в результате фактическое напряжение не будет «проседать» ниже допустимых норм.

Уменьшить коммерческие затраты можно следующим образом:

  • регулярный поиск несанкционированных подключений;
  • создание или расширение подразделений, осуществляющих контроль;
  • проверка показаний;
  • автоматизация сбора и обработки данных.

Методика и пример расчета потерь электроэнергии

На практике применяют следующие методики для определения потерь:

  • проведение оперативных вычислений;
  • суточный критерий;
  • вычисление средних нагрузок;
  • анализ наибольших потерь передаваемой мощности в разрезе суток-часов;
  • обращение к обобщенным данным.

Полную информацию по каждой из представленных выше методик, можно найти в нормативных документах.

В завершении приведем пример вычисления затрат в силовом трансформаторе TM 630-6-0,4. Формула для расчета и ее описание приведены ниже, она подходит для большинства видов подобных устройств.

Как рассчитать потери в силовом трансформаторе

Расчет потерь в силовом трансформаторе

Для понимания процесса следует ознакомиться с основными характеристиками TM 630-6-0,4.

Параметры TM 630/6/0,4

Параметры TM 630/6/0,4

Теперь переходим к расчету.

Итоги расчета

Итоги расчета

Источник

Потери активной мощности в электрических сетях и пути их снижения Текст научной статьи по специальности « Электротехника, электронная техника, информационные технологии»

CC BY

Аннотация научной статьи по электротехнике, электронной технике, информационным технологиям, автор научной работы — Клеев Юрий Владимирович, Муромцев Александр Александрович, Пирожков Максим Сергеевич

В статье рассмотрены различные факторы, влияющие на потери активной мощности в электрической сети, сделаны выводы и предложены пути по снижению активных потерь в электрических сетях.

Похожие темы научных работ по электротехнике, электронной технике, информационным технологиям , автор научной работы — Клеев Юрий Владимирович, Муромцев Александр Александрович, Пирожков Максим Сергеевич

Текст научной работы на тему «Потери активной мощности в электрических сетях и пути их снижения»

4. Интернет-вещание в системе СМИ: особенности и принципы функционирования. [Электронный ресурс]. Режим доступа: http://www.relga.ru/Enviro n/WebObjects/tgu -www.woa/wa/Main?textid=321&level1=main&level2=artic les/ (дата обращения: 16.05.2014).

5. Яндекс. Каталог СМИ. [Электронный ресурс]. Режим доступа: http://yaca.yandex.ru/yca/cat/Media/ (дата обращения: 16.05.2014).

6. Короткое А.В., Карякина К.А. Интернет в системе мировых информационных процессов. Учебное пособие для студентов. М.: МГУ, 2006.

7. Для чего люди используют интернет? [Электронный ресурс]. Режим доступа: http://fom.ru/SMI-i-internet/11088/ (дата обращения: 16.05.2014).

8. Данные TNS Gallup Media, исследование Marketing Index для Mediacom Ltd. M., 2013.

9. Рынок цифрового контента в России и в мире, октябрь 2013. [Электронный ресурс]: J’so n & Partners Co nsulting. Режим доступа: http://adindex. ru/publication/analitics/100380/2013/10/30/103696. phtml/ (дата обращения: 16.05.2014).

10. Теория и практика медиарекламных исследований (к 15-летию Аналитического центра «Видео Интернешнл») / Аналитический центр «Видео Интернешнл»; Отв. ред. В.П. Коломиец; Науч. ред. С.В. Веселов, И.А. Полуэхтова. М: ООО «НИПКЦ Восход — А», 2011.

11. Prensky M. Digital Natives, Digital Immigrants // On the Horizon. NCB University Press. Vol. 9. № 5. October, 2001.

ПОТЕРИ АКТИВНОЙ МОЩНОСТИ В ЭЛЕКТРИЧЕСКИХ СЕТЯХ И ПУТИ ИХ СНИЖЕНИЯ

Клеев Ю.В. , Муромцев А.А. , Пирожков М.С.

1Клеев Юрий Владимирович — студент; 2Муромцев Александр Александрович — студент; 3Пирожков Максим Сергеевич — студент, кафедра электроэнергетических систем, Национальный исследовательский университет Московский энергетический институт, г. Москва

Аннотация: в статье рассмотрены различные факторы, влияющие на потери активной мощности в электрической сети, сделаны выводы и предложены пути по снижению активных потерь в электрических сетях.

Ключевые слова: электроэнергетика, параметры сети, активная мощность, влияние, потери.

При передаче электрической энергии в каждом элементе электрической сети возникают потери. Для изучения составляющих потерь в различных элементах сети и оценки необходимости проведения того или иного мероприятия, направленного на снижение потерь, выполняется анализ структуры потерь электроэнергии. Разделение потерь на составляющие может проводиться по разным критериям: виду потерь (активные, реактивные), характеру (постоянные, переменные), классам напряжения, группам элементов, производственным подразделениями и т.д. [1].

В данной работе были рассмотрены именно активные потери, которые можно представить следующими структурными составляющими:

• нагрузочные потери в оборудовании подстанций. К ним относятся потери в линиях и силовых трансформаторах;

Читайте также:  Как определить мощность кабеля таблица

• потери холостого хода, включающие потери мощности в силовых трансформаторах, компенсирующих устройствах (КУ), трансформаторах напряжения, а также потери в изоляции кабельных линий;

• потери на коронирование [2].

В качестве расчетного примера была выбрана схема сети, изображенная на рис. 1.

68,5 — активная мощность по одной пепп линии

Рис. 1. Схема сети

Для данной схемы сети был проведен выбор оборудования, выбор марки и сечений проводов воздушных линий электропередач. Также были рассчитаны все основные режимы работы сети, результаты представлены в таблице 1. Все расчеты проводились в программном комплексе КаБй^и.

Таблица 1. Активные потери в разных режимах схемы сети

Режим ДРнагр, МВт АРЛЭП, МВт ДРтр, МВт ДРЕкор> МВт ДРЕ, МВт

НБ 3,69 3,10 0,59 0,25 3,94

НМ 1,04 0,88 0,16 0,25 1,29

п/ав (в сети 220 кВ) 5,63 5,01 0,62 0,25 5,87

п/ав (в сети 110 кВ) 4,31 3,71 0,6 0,25 4,56

Таким образом, наибольшие активные потери наблюдаются в послеаварийном режиме при отключении одной цепи линии А-1 220 кВ.

Далее для сети 110 кВ было принято решение о повышении рабочего напряжения до уровня 110% от номинального на стороне СН автотрансформатора. С целью осуществления данного режима были изменены отпайки РПН на автотрансформаторах подстанции №1. Диапазон устройства РПН позволил это сделать.

ДРнагр, МВт ДРлэп, МВт ДРТР, МВт ДРЕкор, МВт ДРЕ, МВт

1,58 1,34 0,24 — 1,58

В режиме наибольших нагрузок до поднятия напряжения на шинах СН подстанции №2 активные потери в сети 110 кВ составляли 1,985 МВт. Таким образом, вследствие увеличения напряжения на шинах СН автотрансформатора активные потери в сети 110 кВ уменьшились на 0,405 МВт, т.е. на 20,4%.

Также потери активной мощности во многом зависят от сопротивления линий электропередач, которое, в свою очередь, зависит от сечения проводов ВЛ. Для того, чтобы оценить влияние сечения на активные потери, сравним два варианта итоговой спроектированной схемы сети:

1) с сечениями проводов, выбранными по экономической плотности тока без учета проверки по условиям технических ограничений;

2) с сечениями проводов, выбранными по экономической плотности тока с учетом проверки по условиям технических ограничений.

Таблица 3. Активные потери в сети при разных сечениях ВЛ

АР АР нагр, МВт АРЛЭП> МВт АРтр, МВт АРЕкор> МВт АРЕ, МВт

Без учета тех. ограничений 3,96 3,37 0,59 0,25 4,21

С учетом тех. ограничений 3,69 3,10 0,59 0,25 3,94

Таким образом, вследствие увеличения сечений некоторых проводов В Л из-за проверки по условиям технических ограничений активные потери в данной сети 220110 кВ уменьшились на 4,21 -3,94 = 0,27 МВт, т.е. на 6,41%.

Таким образом, приведем некоторые мероприятия, которые могут существенно снизить активные потери в электрических сетях:

• повышение номинального напряжения распределительных электрических сетей;

• установка устройств принудительного распределения мощностей в неоднородных замкнутых сетях;

• установка дополнительных устройств регулирования напряжения;

• замена проводов перегруженных линий электропередачи на провода большей площади сечения;

• упорядочение мощностей (перемещение) трансформаторов в распределительных сетях;

• замена морально устаревших трансформаторов в распределительных сетях на трансформаторы с меньшими потерями мощности холостого хода;

• применение проводов воздушных линий с пониженным активным сопротивлением;

• оптимизация режимов [1].

Стоит обратить внимание на то, что эксплуатационные пути оптимизации режимов не требуют дополнительных капитальных затрат, поэтому их возможность на практике должна реализовываться максимально. Если системы передачи и распределения электроэнергии условно разделить на протяженные электропередачи, системообразующие сети и системы распределения электроэнергии, то в большинстве случаев способы и средства оптимизации параметров и режимов каждого из выделенных объектов могут рассматриваться относительно независимо, хотя в ряде случаев взаимное влияние может быть достаточно существенно, например, при решении вопросов оптимальной компенсации реактивной мощности [1].

1. Железко Ю.С. Выбор мероприятий по снижению потерь электроэнергии в электрических сетях: Руководство для практических расчетов. М.: Энергоатомиздат, 1989. 176 с.

2. Герасименко А.А., Федин В.Т. Передача и распределение электрической энергии. Ростов-на-Дону: Феникс, 2008. 715 с.

РАСЧЕТ РЕЖИМОВ ЭЭС ПРИ ЗАДАНИИ НАГРУЗОК В ЧАСТОТНОЙ ОБЛАСТИ

Пирожков М.С. , Клеев Ю.В. , Муромцев А.А.

1Пирожков Максим Сергеевич — студент; 2Клеев Юрий Владимирович — студент; Муромцев Александр Александрович — студент,

кафедра электроэнергетических систем, Национальный исследовательский университет Московский энергетический институт, г. Москва

Аннотация: в статье представлено описание метода расчета режимов ЭЭС в частотной области. Расписаны его особенности, проблемы и способы их решения. Ключевые слова: электроэнергетика, режимы ЭЭС, расчет режима, частотная область, свертка.

Расчет установившихся режимов ЭЭС (электроэнергетических систем) является одним из самых часто выполняемых расчетов в различных областях энергетики. Он применяется в следующих сферах:

В эксплуатации расчет установившихся режимов используется при решении таких задач оперативного управления, как: возможность осуществления режима, оценка предельных перетоков мощности, оценка потерь активной мощности в сети, контроль уровня напряжения в узлах, коррекция параметров режима.

Также расчет режима необходим для оценки статической и динамической устойчивости и оценки режимной надежности.

Необходимость многократных расчетов накладывает на методы определенные требования, такие как быстродействие и надежность получения результатов в различных условиях эксплуатации.

Широкое применение находят детерминированные, реализуемые во временной области и стохастические методы расчета режимов.

Метод расчета в частотной области имеет несколько существенных преимуществ. Во-первых, нет необходимости использования больших массивов взаимных корреляционных моментов между нагрузками узлов, т.к. взаимные зависимости между отдельными нагрузками отражены в их гармонических составляющих (амплитуде и фазе). Во-вторых, при учете особенностей расчета можно добиться значительного уменьшения размеров массивов данных за счет выделения из гармонического ряда только влияющих гармоник и дальнейшей работе с ними.

Источник

Как можно снизить потери активной мощности



Основные мероприятия по снижению потерь в электрических сетях

Основные мероприятия по снижению потерь в электрических сетяхПотери мощности в сетях определяют с целью их снижения. Процесс снижения потерь — это оптимизация режима электрической сети. Их оптимизируют при эксплуатации и при проектировании сети. В условиях эксплуатации мероприятия по снижению потерь называются организационными (они не связаны с дополнительными капитальными вложениями), а при проектировании — в основном технические мероприятия, которые требуют дополнительных капитальных вложений.

Организационные мероприятия по снижению потерь в электрических сетях

1. Налаживание учета выработки и потребления электроэнергии.

Учет выработки электроэнергии

где: Wh — счетчик .

Таким образом, необходимо организовать учет потока энергии и его контроль.

2. Повышение уровня рабочего напряжения.

Дело в том, что сети имеют запас изоляции:

c ети до 220 кВ — на 15%,

c ети 330 кВ — на 10%,

c ети 500 кВ и выше — 5%.

Особенно это важно в сетях 0,4; 10; 35; 110; 220кВ, так как эти сети очень разветвленные.

Повышение уровня рабочего напряжения

Таким образом требуется правильное регулирование напряжение в сетях для учета потерь энергии. Надо стремиться поддержать максимально возможное при увеличении напряжения на 1% в сетях до 110 кВ потери мощности и на 2%. В сетях 220 кВ всегда надо поддерживать максимально возможное напряжение. В сетях 330 кВ и выше надо регулировать напряжение с учетом потерь на корону.

Регулирование напряжения

Δ P = Δ P к + Δ P н

3. Оптимизация режимов трансформаторов на подстанциях. Обычно на подстанции 2 и более трансформатора.

Оптимизация режимов трансформаторов на подстанциях

Это мероприятие сводится к получению мощности при которой предпочтительно отключить один трансформатор . Благодаря этому экономят на потерях холостого хода, но немного увеличивают нагрузочные потери. Так как передающая мощность меньше номинальной, то увеличение потерь незначительно.

4. Разработка обоснованных норм потребления на выработку единицы продукции.

5. Быстрый и надежный ремонт сети.

6. Определение оптимальных мест размыкания электрической сети,

Электрические сети 6 — 10 кВ (городские) и сети 35 — 110 кВ часто выполняются замкнутыми, но работают в нормально разомкнутом режиме. Они на своих участках имеют разное сечение проводов и являются неоднородными.

В замкнутой неоднородной сети протекают уравнительные мощности и естественное потокораспределение отклоняется от экономического, соответствующего минимуму потерь. В этих условиях, по критерию минимума потерь, часто отыскивают места размыкания сети.

Технические мероприятия по снижению потерь по снижению потерь в электрических сетях

1. Компенсация реактивной мощности для снижения потерь энергии. При этом улучшается режим напряжений.

Компенсация реактивной мощности для снижения потерь энергии

2. Повышение номинального напряжения за счет глубоких вводов.

Δ P = (S 2 /U 2 ) х R

3. Настройка сети.

Настройка сети

4. Замена проводов на головных участках сети. По мере повышения нагрузок на головных участках сети протекают токи, превышающие экономические токи для данных сечений.

5. Замена недогруженных трансформаторов.

6. Установка вольтдобавочных трансформаторов в замкнутых контурах электрической сети.

7. Замена трансформаторов без РПН на трансформаторы с РПН.

Источник

Мероприятия по снижению потерь электроэнергии в электрических сетях энергоснабжающих организаций

В. Н. Апряткин, инженер, Клинские электрические сети

Потери электроэнергии в электрических сетях — важнейший показатель экономичности их работы, наглядный индикатор состояния системы учета электроэнергии, эффективности энергосбытовой деятельности энергоснабжающих организаций. Этот индикатор все отчетливей свидетельствует о накапливающихся проблемах, которые требуют безотлагательных решений в области развития, реконструкции и технического перевооружения электрических сетей, совершенствования методов и средств их эксплуатации и управления, повышения точности учета электроэнергии, эффективности сбора денежных средств за поставленную потребителям электроэнергию и т. п.

Рис.

В настоящее время почти повсеместно наблюдается рост абсолютных и относительных потерь электроэнергии при одновременном уменьшении отпуска в сеть. Так, с 1994 по 1998 гг. абсолютные потери электроэнергии в сетях АО-энерго России увеличились с 67,7 до 78,6 млрд. кВт·ч, а относительные — с 8,74 до 10,81%. В электрических сетях России в целом относительные потери выросли с 10,09 до 12,22%.

По мнению международных экспертов, относительные потери электроэнергии при ее передаче и распределении в электрических сетях большинства стран можно считать удовлетворительными, если они не превышают 4-5%. Потери электроэнергии на уровне 10% можно считать максимально допустимыми с точки зрения физики передачи электроэнергии по сетям [1]. Это подтверждается и докризисным уровнем потерь электроэнергии в большинстве энергосистем бывшего СССР, который не превышал, как правило, 10%. Так как сегодня этот уровень вырос в 1,5-2, а по отдельным электросетевым предприятиям — даже в 3 раза, очевидно, что на фоне происходящих изменений хозяйственного механизма в энергетике, кризиса экономики в стране проблема снижения потерь электроэнергии в электрических сетях не только не утратила свою актуальность, а наоборот — выдвинулась в одну из задач обеспечения финансовой стабильности организаций.

Мероприятия по снижению потерь электроэнергии (ЭЭ) в электрических сетях (ЭС)

Типовой перечень мероприятий по снижению потерь электроэнергии в электрических сетях достаточно хорошо известен и включен в отраслевую инструкцию [2]. В общем виде классификация мероприятий представлена на схеме.

Как показывают расчеты, основной эффект в снижении технических потерь электроэнергии может быть получен за счет технического перевооружения, реконструкции, повышения пропускной способности и надежности работы электрических сетей, сбалансированности их режимов, т. е. за счет внедрения капиталоемких мероприятий. Эти мероприятия нашли отражение в концепциях развития и техперевооружения электрических сетей на период до 2010 г., разработанных институтами «Энергосетьпроект» и РОСЭП («Сельэнергопроект»).

Основными из этих мероприятий, помимо включенных в [2], для системообразующих электрических сетей 110 кВ и выше являются следующие:

  • налаживание серийного производства и широкое внедрение регулируемых компенсирующих устройств (управляемых шунтируемых реакторов, статических компенсаторов реактивной мощности) для оптимизации потоков реактивной мощности и снижения недопустимых или опасных уровней напряжения в узлах сетей;
  • строительство новых линий электропередачи и повышение пропускной способности существующих линий для выдачи активной мощности от «запертых» электростанций для ликвидации дефицитных узлов и завышенных транзитных перетоков;
  • развитие нетрадиционной и возобновляемой энергетики (малых ГЭС, ветроэлектростанций, приливных, геотермальных ГЭС и т. п.) для выдачи малых мощностей в удаленные дефицитные узлы электрических сетей.
Читайте также:  Типы насосов малой мощности

Очевидно, на ближайшую и удаленную перспективу останутся актуальными оптимизация режимов электрических сетей по активной и реактивной мощности, регулирование напряжения в сетях, оптимизация загрузки трансформаторов, выполнение работ под напряжением и т. п.

К приоритетным мероприятиям по снижению технических потерь электроэнергии в распределительных электрических сетях 0,4-35 кВ относятся:

  • использование 10 кВ в качестве основного напряжения распределительной сети;
  • увеличение доли сетей с напряжением 35 кВ;
  • сокращение радиуса действия и строительство ВЛ (0,4 кВ) в трехфазном исполнении по всей длине;
  • применение самонесущих изолированных и защищенных проводов для ВЛ напряжением 0,4-10 кВ;
  • использование максимального допустимого сечения провода в электрических сетях напряжением 0,4-10 кВ с целью адаптации их пропускной способности к росту нагрузок в течение всего срока службы;
  • разработка и внедрение нового, более экономичного, электрооборудования, в частности, распределительных трансформаторов с уменьшенными активными и реактивными потерями холостого хода, встроенных в КТП и ЗТП конденсаторных батарей;
  • применение столбовых трансформаторов малой мощности (6-10/0,4 кВ) для сокращения протяженности сетей напряжением 0,4 кВ и потерь электроэнергии в них;
  • более широкое использование устройств автоматического регулирования напряжения под нагрузкой, вольтодобавочных трансформаторов, средств местного регулирования напряжения для повышения качества электроэнергии и снижения ее потерь;
  • комплексная автоматизация и телемеханизация электрических сетей, применение коммутационных аппаратов нового поколения, средств дистанционного определения мест повреждения в электрических сетях для сокращения длительности неоптимальных ремонтных и послеаварийных режимов, поиска и ликвидации аварий;
  • повышение достоверности измерений в электрических сетях на основе использования новых информационных технологий, автоматизации обработки телеметрической информации.

Необходимо сформулировать новые подходы к выбору мероприятий по снижению технических потерь и оценке их сравнительной эффективности в условиях акционирования энергетики, когда решения по вложению средств принимаются уже не с целью достижения максимума «народнохозяйственного эффекта», а с целью получения максимума прибыли данного АО, достижения запланированных уровней рентабельности производства, распределения электроэнергии и т. п.

Рис.

В условиях общего спада нагрузки и отсутствия средств на развитие, реконструкцию и техперевооружение электрических сетей становится все более очевидным, что каждый вложенный рубль в совершенствование системы учета сегодня окупается значительно быстрее, чем затраты на повышение пропускной способности сетей и даже на компенсацию реактивной мощности. Совершенствование учета электроэнергии в современных условиях позволяет получить прямой и достаточно быстрый эффект. В частности, по оценкам специалистов, только замена старых, преимущественно «малоамперных» однофазных счетчиков класса 2,5 на новые класса 2,0 повышает собираемость средств за переданную потребителям электроэнергию на 10-20%. В денежном выражении по России в целом это составляет порядка 1-3 млрд. руб в год. Нижняя граница этого интервала соответствует тарифам на электроэнергию, верхняя — возможному их увеличению.

Решающее значение при выборе тех или иных мероприятий по совершенствованию учета и мест их проведения имеют расчеты и анализ допустимых и фактических небалансов электроэнергии на электростанциях, подстанциях и в электрических сетях в соответствии с Типовой инструкцией РД 34.09.101-94 [3].

Основным и наиболее перспективным решением проблемы снижения коммерческих потерь электроэнергии является разработка, создание и широкое применение автоматизированных систем контроля и учета электроэнергии (АСКУЭ), в том числе для бытовых потребителей, тесная интеграция этих систем с программным и техническим обеспечением автоматизированных систем диспетчерского управления (АСДУ), обеспечение АСКУЭ и АСДУ надежными каналами связи и передачи информации, метрологическая аттестация АСКУЭ.

Однако эффективное внедрение АСКУЭ — задача долговременная и дорогостоящая, решение которой возможно лишь путем поэтапного развития системы учета, ее модернизации, метрологического обеспечения измерений электроэнергии, совершенствования нормативной базы.

На сегодняшний день к первоочередным задачам этого развития относятся:

  • осуществление коммерческого учета электроэнергии (мощности) на основе разработанных для энергообъектов и аттестованных методик выполнения измерений (МВИ) по ГОСТ Р 8.563-96. Разработка и аттестация МВИ энергообъектов должны проводиться в соответствии с типовыми МВИ — РД 34.11.333-97 и РД 34.11.334-97 [4];
  • периодическая калибровка (поверка) счетчиков индукционной системы с целью определения их погрешности;
  • замена индукционных счетчиков для коммерческого учета на электронные счетчики (за исключением бытовых индукционных однофазных счетчиков);
  • создание нормативной и технической базы для периодической поверки измерительных трансформаторов тока и напряжения в рабочих условиях эксплуатации с целью оценки их фактической погрешности;
  • создание льготной системы налогообложения для предприятий, выпускающих АСКУЭ и энергосберегающее оборудование;
  • совершенствование правовой основы для предотвращения хищений электроэнергии, ужесточение гражданской и уголовной ответственности за эти хищения, как это имеет место в промышленно развитых странах;
  • создание нормативной базы для ликвидации «бесхозных» потребителей и электрических сетей, обеспечение безубыточных условий их принятия на баланс и обслуживание энергоснабжающими организациями;
  • создание законодательной и технической базы для внедрения приборов учета электроэнергии с предоплатой.

Очень важное значение на стадии внедрения мероприятий по снижению потерь электроэнергии в сетях имеет так называемый человеческий фактор, под которым понимается:

  • обучение и повышение квалификации персонала;
  • осознание персоналом важности для предприятия в целом и для его работников лично эффективного решения поставленной задачи;
  • мотивация персонала, моральное и материальное стимулирование;
  • связь с общественностью, широкое оповещение о целях и задачах снижения потерь, ожидаемых и полученных результатах.
Читайте также:  Блок питания для монитора мощность

Для того чтобы требовать от персонала Энергосбыта, предприятий и работников электрических сетей выполнения нормативных требований по поддержанию системы учета электроэнергии на должном уровне, по достоверному расчету технических потерь, выполнению мероприятий по снижению потерь, персонал должен знать эти нормативные требования и уметь их выполнять. Кроме того, он должен хотеть их выполнять, т. е. быть морально и материально заинтересованным в фактическом, а не в формальном снижении потерь. Для этого необходимо проводить систематическое обучение персонала не только теоретически, но и практически, с переаттестацией и контролем усвоения знаний (экзаменами). Обучение должно проводиться для всех уровней — от руководителей подразделений, служб и отделов до рядовых исполнителей.

Руководители должны уметь решать общие задачи управления процессом снижения потерь в сетях, исполнители — уметь решать конкретные задачи. Целью обучения должно быть не только получение новых знаний и навыков, но и обмен передовым опытом, распространение этого опыта во всех предприятиях энергосистемы.

Однако одних знаний и умений недостаточно. В энергоснабжающих организациях должна быть разработана, утверждена система поощрения за снижение потерь электроэнергии в сетях, выявление хищений электроэнергии с обязательным оставлением части полученной прибыли от снижения потерь (до 50%) в распоряжении персонала, получившего эту прибыль.

Необходимы, очевидно, новые подходы к нормированию потерь электроэнергии в сетях, которые должны учитывать не только их техническую составляющую, но и систематическую составляющую погрешностей расчета потерь и системы учета электроэнергии.

Очень важен контроль со стороны руководителей энергосистемы, предприятий, районов, электросетей и Энергосбыта за эффективностью работы контролеров, мастеров и монтеров РЭС с целью предотвращения получения личного дохода непосредственно с виновников хищений, «помощи» потребителям по несанкционированному подключению к сетям и т. п.

В конечном счете, должен быть создан такой экономический механизм, который ставил бы в прямую зависимость премирование персонала от его активности и эффективности в области снижения потерь.

Источник

Потери активной мощности в электрических сетях и пути их снижения Текст научной статьи по специальности « Электротехника, электронная техника, информационные технологии»

CC BY

Аннотация научной статьи по электротехнике, электронной технике, информационным технологиям, автор научной работы — Клеев Юрий Владимирович, Муромцев Александр Александрович, Пирожков Максим Сергеевич

В статье рассмотрены различные факторы, влияющие на потери активной мощности в электрической сети, сделаны выводы и предложены пути по снижению активных потерь в электрических сетях.

Похожие темы научных работ по электротехнике, электронной технике, информационным технологиям , автор научной работы — Клеев Юрий Владимирович, Муромцев Александр Александрович, Пирожков Максим Сергеевич

Текст научной работы на тему «Потери активной мощности в электрических сетях и пути их снижения»

4. Интернет-вещание в системе СМИ: особенности и принципы функционирования. [Электронный ресурс]. Режим доступа: http://www.relga.ru/Enviro n/WebObjects/tgu -www.woa/wa/Main?textid=321&level1=main&level2=artic les/ (дата обращения: 16.05.2014).

5. Яндекс. Каталог СМИ. [Электронный ресурс]. Режим доступа: http://yaca.yandex.ru/yca/cat/Media/ (дата обращения: 16.05.2014).

6. Короткое А.В., Карякина К.А. Интернет в системе мировых информационных процессов. Учебное пособие для студентов. М.: МГУ, 2006.

7. Для чего люди используют интернет? [Электронный ресурс]. Режим доступа: http://fom.ru/SMI-i-internet/11088/ (дата обращения: 16.05.2014).

8. Данные TNS Gallup Media, исследование Marketing Index для Mediacom Ltd. M., 2013.

9. Рынок цифрового контента в России и в мире, октябрь 2013. [Электронный ресурс]: J’so n & Partners Co nsulting. Режим доступа: http://adindex. ru/publication/analitics/100380/2013/10/30/103696. phtml/ (дата обращения: 16.05.2014).

10. Теория и практика медиарекламных исследований (к 15-летию Аналитического центра «Видео Интернешнл») / Аналитический центр «Видео Интернешнл»; Отв. ред. В.П. Коломиец; Науч. ред. С.В. Веселов, И.А. Полуэхтова. М: ООО «НИПКЦ Восход — А», 2011.

11. Prensky M. Digital Natives, Digital Immigrants // On the Horizon. NCB University Press. Vol. 9. № 5. October, 2001.

ПОТЕРИ АКТИВНОЙ МОЩНОСТИ В ЭЛЕКТРИЧЕСКИХ СЕТЯХ И ПУТИ ИХ СНИЖЕНИЯ

Клеев Ю.В. , Муромцев А.А. , Пирожков М.С.

1Клеев Юрий Владимирович — студент; 2Муромцев Александр Александрович — студент; 3Пирожков Максим Сергеевич — студент, кафедра электроэнергетических систем, Национальный исследовательский университет Московский энергетический институт, г. Москва

Аннотация: в статье рассмотрены различные факторы, влияющие на потери активной мощности в электрической сети, сделаны выводы и предложены пути по снижению активных потерь в электрических сетях.

Ключевые слова: электроэнергетика, параметры сети, активная мощность, влияние, потери.

При передаче электрической энергии в каждом элементе электрической сети возникают потери. Для изучения составляющих потерь в различных элементах сети и оценки необходимости проведения того или иного мероприятия, направленного на снижение потерь, выполняется анализ структуры потерь электроэнергии. Разделение потерь на составляющие может проводиться по разным критериям: виду потерь (активные, реактивные), характеру (постоянные, переменные), классам напряжения, группам элементов, производственным подразделениями и т.д. [1].

В данной работе были рассмотрены именно активные потери, которые можно представить следующими структурными составляющими:

• нагрузочные потери в оборудовании подстанций. К ним относятся потери в линиях и силовых трансформаторах;

• потери холостого хода, включающие потери мощности в силовых трансформаторах, компенсирующих устройствах (КУ), трансформаторах напряжения, а также потери в изоляции кабельных линий;

• потери на коронирование [2].

В качестве расчетного примера была выбрана схема сети, изображенная на рис. 1.

68,5 — активная мощность по одной пепп линии

Читайте также:  Текущий ремонт газового оборудования котельной с котлом малой мощности

Рис. 1. Схема сети

Для данной схемы сети был проведен выбор оборудования, выбор марки и сечений проводов воздушных линий электропередач. Также были рассчитаны все основные режимы работы сети, результаты представлены в таблице 1. Все расчеты проводились в программном комплексе КаБй^и.

Таблица 1. Активные потери в разных режимах схемы сети

Режим ДРнагр, МВт АРЛЭП, МВт ДРтр, МВт ДРЕкор> МВт ДРЕ, МВт

НБ 3,69 3,10 0,59 0,25 3,94

НМ 1,04 0,88 0,16 0,25 1,29

п/ав (в сети 220 кВ) 5,63 5,01 0,62 0,25 5,87

п/ав (в сети 110 кВ) 4,31 3,71 0,6 0,25 4,56

Таким образом, наибольшие активные потери наблюдаются в послеаварийном режиме при отключении одной цепи линии А-1 220 кВ.

Далее для сети 110 кВ было принято решение о повышении рабочего напряжения до уровня 110% от номинального на стороне СН автотрансформатора. С целью осуществления данного режима были изменены отпайки РПН на автотрансформаторах подстанции №1. Диапазон устройства РПН позволил это сделать.

ДРнагр, МВт ДРлэп, МВт ДРТР, МВт ДРЕкор, МВт ДРЕ, МВт

1,58 1,34 0,24 — 1,58

В режиме наибольших нагрузок до поднятия напряжения на шинах СН подстанции №2 активные потери в сети 110 кВ составляли 1,985 МВт. Таким образом, вследствие увеличения напряжения на шинах СН автотрансформатора активные потери в сети 110 кВ уменьшились на 0,405 МВт, т.е. на 20,4%.

Также потери активной мощности во многом зависят от сопротивления линий электропередач, которое, в свою очередь, зависит от сечения проводов ВЛ. Для того, чтобы оценить влияние сечения на активные потери, сравним два варианта итоговой спроектированной схемы сети:

1) с сечениями проводов, выбранными по экономической плотности тока без учета проверки по условиям технических ограничений;

2) с сечениями проводов, выбранными по экономической плотности тока с учетом проверки по условиям технических ограничений.

Таблица 3. Активные потери в сети при разных сечениях ВЛ

АР АР нагр, МВт АРЛЭП> МВт АРтр, МВт АРЕкор> МВт АРЕ, МВт

Без учета тех. ограничений 3,96 3,37 0,59 0,25 4,21

С учетом тех. ограничений 3,69 3,10 0,59 0,25 3,94

Таким образом, вследствие увеличения сечений некоторых проводов В Л из-за проверки по условиям технических ограничений активные потери в данной сети 220110 кВ уменьшились на 4,21 -3,94 = 0,27 МВт, т.е. на 6,41%.

Таким образом, приведем некоторые мероприятия, которые могут существенно снизить активные потери в электрических сетях:

• повышение номинального напряжения распределительных электрических сетей;

• установка устройств принудительного распределения мощностей в неоднородных замкнутых сетях;

• установка дополнительных устройств регулирования напряжения;

• замена проводов перегруженных линий электропередачи на провода большей площади сечения;

• упорядочение мощностей (перемещение) трансформаторов в распределительных сетях;

• замена морально устаревших трансформаторов в распределительных сетях на трансформаторы с меньшими потерями мощности холостого хода;

• применение проводов воздушных линий с пониженным активным сопротивлением;

• оптимизация режимов [1].

Стоит обратить внимание на то, что эксплуатационные пути оптимизации режимов не требуют дополнительных капитальных затрат, поэтому их возможность на практике должна реализовываться максимально. Если системы передачи и распределения электроэнергии условно разделить на протяженные электропередачи, системообразующие сети и системы распределения электроэнергии, то в большинстве случаев способы и средства оптимизации параметров и режимов каждого из выделенных объектов могут рассматриваться относительно независимо, хотя в ряде случаев взаимное влияние может быть достаточно существенно, например, при решении вопросов оптимальной компенсации реактивной мощности [1].

1. Железко Ю.С. Выбор мероприятий по снижению потерь электроэнергии в электрических сетях: Руководство для практических расчетов. М.: Энергоатомиздат, 1989. 176 с.

2. Герасименко А.А., Федин В.Т. Передача и распределение электрической энергии. Ростов-на-Дону: Феникс, 2008. 715 с.

РАСЧЕТ РЕЖИМОВ ЭЭС ПРИ ЗАДАНИИ НАГРУЗОК В ЧАСТОТНОЙ ОБЛАСТИ

Пирожков М.С. , Клеев Ю.В. , Муромцев А.А.

1Пирожков Максим Сергеевич — студент; 2Клеев Юрий Владимирович — студент; Муромцев Александр Александрович — студент,

кафедра электроэнергетических систем, Национальный исследовательский университет Московский энергетический институт, г. Москва

Аннотация: в статье представлено описание метода расчета режимов ЭЭС в частотной области. Расписаны его особенности, проблемы и способы их решения. Ключевые слова: электроэнергетика, режимы ЭЭС, расчет режима, частотная область, свертка.

Расчет установившихся режимов ЭЭС (электроэнергетических систем) является одним из самых часто выполняемых расчетов в различных областях энергетики. Он применяется в следующих сферах:

В эксплуатации расчет установившихся режимов используется при решении таких задач оперативного управления, как: возможность осуществления режима, оценка предельных перетоков мощности, оценка потерь активной мощности в сети, контроль уровня напряжения в узлах, коррекция параметров режима.

Также расчет режима необходим для оценки статической и динамической устойчивости и оценки режимной надежности.

Необходимость многократных расчетов накладывает на методы определенные требования, такие как быстродействие и надежность получения результатов в различных условиях эксплуатации.

Широкое применение находят детерминированные, реализуемые во временной области и стохастические методы расчета режимов.

Метод расчета в частотной области имеет несколько существенных преимуществ. Во-первых, нет необходимости использования больших массивов взаимных корреляционных моментов между нагрузками узлов, т.к. взаимные зависимости между отдельными нагрузками отражены в их гармонических составляющих (амплитуде и фазе). Во-вторых, при учете особенностей расчета можно добиться значительного уменьшения размеров массивов данных за счет выделения из гармонического ряда только влияющих гармоник и дальнейшей работе с ними.

Источник