Сумісна робота сонячних електричних станцій, малих гідроелектростанцій та біогазових установок в системі



Сторінка10/15
Дата конвертації12.03.2016
Розмір1.11 Mb.
1   ...   7   8   9   10   11   12   13   14   15

3.2Дослідження впливу сумісної роботи різнотипних РДЕ в розподільних електричних мережах


Дослідимо вплив сумісного генерування малих ГЕС та сонячних електростанцій на режими роботи електричних мереж 10 кВ. Оцінимо вплив неузгодженості сумісної роботи різнотипних РДЕ на економічність роботи ЕМ та якість електроенергії.

Для споживачів заданого фідера (рис 3.5) побудуємо добовий графік сумарного споживання електроенергії згідно табл. 1. Графік споживання задано у відсотках від Рср.


Таблиця 3.5 – Добові графіки електроспоживання та генерування

Час, год.

0-2

2-4

4-8

8-12

12-16

16-20

20-24

Рнав, %

60

80

140

120

90

130

65

Рг.СЕС, %

0

0

45

90

100

50

0

Рг.ГЕС І, %

60

80

100

85

80

90

65

Рг.ГЕС ІІ, %

100

100

100

100

100

100

100

Рг.ГЕС ІІІ, %

80

80

0

0

0

0

80

Побудуємо добовий графік генерування для сонячної електростанції згідно даним з табл. 3.5. (графік подано у відсотках від встановленої потужності СЕС Р=3700 кВт).



Рисунок 3.- Добовий графік генерування для сонячної електростанції


Побудуємо добові графіки генерування для гідроелектростанції згідно даним з таблиці 3.5 (графік подано у відсотках від встановленої потужності МГЕС). Графіки будуються для генерування, узгодженого з навантаженням, узгодженого з генеруванням СЕС та стабільного генерування (Рг.ГЕС І (t), Рг.ГЕС ІІ (t), Рг.ГЕС ІІІ (t)). Побудуємо також добові графіки навантаження фідера, враховуючи потужності генерування та споживання.

Рфід i= Рнав і – Рг.ГЕС і – Рг.СЕС (3.)



графік гес 1.bmp

Рисунок 3.– Добовий графік генерування для гідроелектростанції для Рг.ГЕС І (t)



графік гес 2.bmp

Рисунок 3.– Добовий графік генерування для гідроелектростанції для Рг.ГЕС ІІ (t)


графік гес 3.bmp

Рисунок 3. – Добовий графік генерування для гідроелектростанції для Рг.ГЕС ІІІ (t)


Після виконання розрахунків в програмі «Втрати» знайдемо вузли з максимальним та мінімальними рівнями напруги. Побудуємо графіки знайдених напруг ( в залежності від часу).

Рисунок 3.– Залежність максимального рівня напруги від часу


Рисунок 3.– Залежність мінімального рівня напруги від часу



3.3Розрахунок втрат електроенергії та потужності в розподільних мережах з РДЕ


На сьогодні втрати електроенергії в електричних мережах енергопостачальних компаній України складають 11,5–12,1% від її відпуску в електричну мережу, що значно більше ніж в США (6,5%), Англії (8,6%), Франції (4,5%) і навіть в Росії (8,7%). Визнано, що розподільні мережі є найбільш проблемним і затратним фактором електропостачання територій [36].

Важливим напрямком впливу на втрати електроенергії у розподільних мережах є РДЕ. Очевидно, що на значення втрат в ЕМ впливають як параметри РДЕ, так і схеми їх приєднання, а також обсяг та графік споживання суміжних навантажень.

На рисунку 3.1 наведено можливі схеми приєднання РДЕ в РЕМ, які суттєво відрізняються впливом на потоки потужності і, відповідно, на втрати потужності і електроенергії в мережі. На рисунку 3.1 (а) РДЕ приєднані до шин підстанції. В цьому випадку трансформатор розвантажується на потужність, яка виробляється РДЕ, і в результаті зменшуються навантажувальні втрати в трансформаторі. В лініях електропередачі втрати не змінюються. У варіанті, показаному на рисунку 3.12 (б), розвантажуються як трансформатор підстанції, так і частина ЛЕП, що забезпечує додаткове зменшення втрат потужності. Оскільки зменшується потік потужності, то зменшуються також втрати напруги, що сприяє покращенню рівнів напруги на шинах підстанцій 10/0,4 кВ.

Виходячи з типових схем приєднання РДЕ до розподільних мереж, за певних потужностей генерування вони частково компенсують потоки потужності, що зумовлені навантаженням споживачів, і надходження електроенергії з боку системи зменшується. Разом з цим зменшуються втрати електроенергії в розподільних мережах. В загальному їх можна оцінити як [37]



(3.)

де Sсист – повна потужність, що надходить до шин приєднання РДЕ з боку системи у режимі середніх навантажень;

Рг, Рнав – середні потужності, відповідно, РДЕ та суміжного навантаження;

Uн – номінальна напруга ЕМ;

rек – еквівалентний опір ЕМ, визначений з урахуванням приведення навантажень до Uн;

kф – коефіцієнт форми графіка навантаження споживачів, суміжних з РДЕ;

Тп – тривалість звітного періоду.
а)

б)
Рисунок 3.– Варіанти приєднання РДЕ в електричній мережі
Вирази для наближеного визначення втрат електроенергії в ЕМ залежно від типу та потужності генераторів РДЕ мають такий вигляд:


  • для випадку застосування синхронних генераторів (СГ)

(3.)

  • для випадку застосування асинхронних генераторів (АГ)

. (3.)

З метою оцінки міри впливу різних типів генераторів РДЕ на втрати електроенергії в розподільних мережах введено коефіцієнти впливу, що характеризують відношення втрат електроенергії в ЕМ до та після введення розосередженого генерування в експлуатацію [14]:



(3.)

(3.)

З наведених виразів видно, що збільшення втрат в розподільних мережах за рахунок роботи РДЕ буде мати місце лише у випадку коли середня потужність генерації станції буде перевищувати аналогічний показник суміжного навантаження удвічі.

Оцінити вплив джерел енергії на втрати потужності у вітках РЕМ можливо за результатами розрахунків усталених режимів. Проте виділити в цих втратах складову від РДЕ є проблематично. Складність задачі оцінки впливу режимів роботи РДЕ на втрати потужності в РЕМ полягає в тому, що втрати потужності залежать від перетоків у вітках схеми мережі нелінійно і скористатися методом накладання неможливо. В інженерній практиці використовується ряд методів, що дозволяють виконувати розрахунок зазначеної складової втрат як з однозначно заданою інформацією, так і з імовірнісно-статистичним оцінюванням втрат [38]. Використання даних методів в розімкнених розподільних мережах, як правило, призводить до виникнення похибки, допустимої на етапі планування режимів ЕМ. Однак, у замкнених розподільних ЕМ збільшується вплив нелінійності функції втрат потужності, що може викликати суттєві помилки обчислення додаткових технічних втрат електроенергії у випадку відхилення режиму ЕМ від планового.

В [23] показано, що втрати потужності у вітках ЕМ визначаються як



, (3.)

де – вектор втрат потужності у вітках схеми;



– матриця коефіцієнтів розподілу втрат потужності у вітках схеми ЕМ в залежності від потужності у її вузлах .

В (3.6) втрати потужності в і-й вітці визначаються:



, (3.)

де ;



– транспонований вектор та діагональна матриця напруг у вузлах включаючи і базисний;

МΣ і – вектор-стовпець матриці з’єднань віток у вузлах включаючи і балансуючий;



і-й вектор-рядок матриці розподілу струмів по вітках схеми.

Вектор-рядок складається з коефіцієнтів, які показують, яку частку в сумарних втратах в і-й вітці складає протікання по ній потужності від кожного вузла, в тому числі і від РДЕ.

Зауважимо, що коефіцієнти розподілу втрат залежать від параметрів заступної схеми, які за певних допущень можна вважати постійними, а також від значень напруги у вузлах ЕМ, які визначаються навантаженням і генеруванням у вузлах схеми. Таким чином нелінійність залежності втрат потужності в ЕМ від параметрів її режиму враховується. Визначення коефіцієнтів матриці через поточні значення вузлових напруг по суті означає лінеаризацію режиму електричної мережі при зафіксованих потужностях у вузлах.

Таким чином, для випадку, коли зміна потужностей у вузлах ЕМ є незначною, тобто не викликає істотних (не більше 1%) відхилень напруги у вузлах, залежність втрат потужності в ЕМ від потужностей у її вузлах можна вважати лінійною. Отже, для дослідження впливу РДЕ на втрати потужності в розподільних мережах з прийнятною точністю можна використовувати метод накладання, тобто визначати втрати згідно (3.7).

Розосередження генерування електроенергії в розподільних електричних мережах змінює перетоки потужності в них, що впливає на параметри режиму, зокрема на втрати електроенергії. Виділити втрати в мережах від РДЕ з сумарних втрат можна, використавши коефіцієнти розподілу втрат у вітках. Останні показують, яку частку в сумарних втратах в і-й вітці складає протікання по ній потужності від кожного вузла, в тому числі і від РДЕ.

Для підвищення ефективності використання різнотипних РДЕ і забезпечення надійного електропостачання споживачів якісною електроенергією згідно графіка навантаження необхідно створити систему керування РДЕ з врахуванням їх розосередження в просторі і часі.

Враховуючи, що втрати електроенергії є одним з важливих показників ефективності експлуатації електричних мереж, а також звітних показників, процедура видачі технічних умов на підключення РДЕ до ЕМ повинна включати етап оцінювання впливу параметрів та графіків видачі потужності РДЕ на зазначені втрати.

Розрахунки з дослідження впливу розосереджених джерел електроенергії на режими роботи ЕМ виконані на прикладі Слобода-Бушанської ГЕС, яка розташована у Ямпільському районі на річці Буша.

Електрична схема станції подана на рисунку 3.13. Слобода-Бушанська ГЕС видає електроенергію безпосередньо в електричну мережу 10 кВ через фідер Ф-45 підстанції 110/10 кВ «Михалівка».

Рисунок 3.– Електрична схема Слобода-Бушанської ГЕС


Для дослідження впливу ГЕС на режими роботи мережі розраховано: режим максимальних навантажень, режим середніх навантажень з визначенням втрат електроенергії, а також режим мінімальних навантажень.

Основні результати, що характеризують вплив Слобода-Бушанської ГЕС на втрати електроенергії в електричній мережі, подані у таблиці 3.1.


Таблиця 3.1 – Результати розрахунку втрат електроенергії в мережі
10 кВ Ф-26

Вид
розрахунку

Поступлення електроенергії з системи, кВт·год

Втрати в ЛЕП,
кВт·год/%

Втрати в трансформаторах, кВт·год/%

Сумарні втрати,
кВт·год/%

Сумарні

Хол. ходу

Навант.

Без врахування ГЕС

286615,4

6773

5571,1

2671

2900,1

12344

2,36

1,94

0,93

1,01

4,31

З врахуванням ГЕС

110882,3

2369,1

4996,2

2671

2325,2

7365,2

0,83

1,74

0,93

0,81

2,57

Вплив ГЕС

-175733,1

-4403,9

-574,9

0

-574,9

-4978,8

-61,31%

-65,02

-10,32

0,00

-19,82

-40,33

З результатів розрахунків видно, що фактично вся електроенергія, що генерується Слобода-Бушанською ГЕС споживається у межах електричної мережі 10 кВ Ф-45, тобто не передається в систему і не викликає додаткового завантаження трансформаторів зв’язку та додаткових втрат електроенергії у мережах вищої напруги. Разом з тим, надходження електроенергії до мережі Ф-45 зменшується на 61,3%, тобто можна стверджувати, що функціонування ГЕС забезпечує, розвантаження розподільних мереж 110 кВ та зменшення втрат електроенергії в них.

Додатковою перевагою подібної схеми приєднання малих ГЕС є істотне (у відповідності з прикладом – більше 40%) зменшення втрат електроенергії у розподільних мережах 10 кВ, за рахунок суттєвого розвантаження ЛЕП 10 кВ та підвищення рівнів напруги в мережі в цілому.

Результати розрахунку окремих режимів роботи мережі 10 кВ Ф-45 (таблиця 3.2) показують, що в усіх режимах робота Слобода-Бушанської ГЕС має позитивний вплив. Для всіх режимів спостерігається зменшення втрат потужності за рахунок перерозподілу потоків потужності і розвантаження окремих ЛЕП магістралі фідера Ф-45.
Таблиця 3.2 – Результати розрахунку режимів мережі 10 кВ Ф-45


Вид
розра-

хунку


Мінімальна напруга,
кВ

Втрати в ЛЕП,
кВт

Втрати в трансформаторах, кВт

Сумарні втрати,
кВт

Сумарні

х.х.

Навант.

Режим середніх навантажень

Без урахування ГЕС

10,0

7,8

6,9

3,6

3,3

14,7

З урахуванням ГЕС

10,1

2,8

6,3

3,6

2,7

9,1

Оцінка впливу, %

1,0

-64,10

-8,70

0,00

-18,18

-38,10

Режим мінімальних навантажень

Без урахування ГЕС

10,1

1,2

4,1

3,6

0,5

5,3

Продовження таблиці 3.2



Вид
розра-

хунку


Мінімальна напруга,
кВ

Втрати в ЛЕП,
кВт

Втрати в трансформаторах, кВт

Сумарні втрати,
кВт

Сумарні

х.х.

Навант.

Режим середніх навантажень

З урахуванням ГЕС

10,1

0,7

4,1

3,6

0,5

4,8

Оцінка впливу, %

0,0

-41,67

0,00

0,00

0,00

-9,43

Режим максимальних навантажень

Без урахування ГЕС

9,78

24,7

14,0

3,6

10,4

38,7

З урахуванням ГЕС

9,88

15,3

13,9

3,6

10,3

29,3

Оцінка впливу, %

1.02

-38,06

-0,71

0,00

-0,96

-24,29

Виходячи з цього можна стверджувати, що робота Слобода-Бушанської ГЕС позитивно впливає на режими мережі 10 кВ, до якої вона приєднана, а також не погіршує нормальних режимів роботи мережі 110 кВ, оскільки її вплив є неістотним.

Електричні мережі, що були призначені для забезпечення споживачів централізованого електропостачання, експлуатуються в режимах, які абсолютно не відповідають проектним. Тому, для обгрунтування працездатності електромереж в нових експлуатаційних умовах на прикладі Слобода-Бушанської СЕС було досліджено вплив такої станції на режими ЕМ за різних схем її приєднання.

На даний момент СЕС видає потужність на шини ПС «Михалівка» по ЛЕП 10 кВ довжиною більше 11 км з незначним суміжним навантаженням. Однак технічно можливі ще 2 напрямки видачі потужності: на шини ПС «Івонівка» Могилів-Подільських ЕМ (2 км) та на шини ПС «Ямпіль» (5 км).

Результати розрахунків з визначення впливу РДЕ на ЕМ для різних схем приєднання (рис. 3.14) показують, що для поточної схеми видачі потужності втрати потужності в ЕМ (у режимі середніх навантажень) після введення третьої черги СЕС (потужність генерування становить 1700 кВт) можуть зрости майже у 10 разів і стати співмірними з генеруванням Слобода-Бушанської ГЕС. У випадку спорудження розподільного пристрою та відновлення ЛЕП до ПС «Івонівка» видача потужності супроводжується значно меншими втратами та негативним впливом на режим напруг в ЕМ. Таким чином, оптимізація схеми приєднання РДЕ, потужності яких істотно перевищують суміжне електроспоживання, крім зменшення негативного впливу на режими електромереж може забезпечити додатковий прибуток від підвищення обсягів реалізації електроенергії.



а) видача потужності на шини ПС 110/10 кВ «Михалівка»



б) видача потужності на шини ПС 110/10 кВ «Івонівка»

Рисунок 3.– Вплив генерування Слобода-Бушанської СЕС на режими
Могилів-Подільських електромереж 10 кВ

1   ...   7   8   9   10   11   12   13   14   15


База даних захищена авторським правом ©refs.in.ua 2016
звернутися до адміністрації

    Головна сторінка