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



Сторінка9/15
Дата конвертації12.03.2016
Розмір1.11 Mb.
1   ...   5   6   7   8   9   10   11   12   ...   15

2.3Висновки до розділу 2


Для оптимального керування режимами комплексу РДЕ в електричних мережах запропоновано критерії і сформовано умови оптимальності з урахуванням електричних та гідравлічних взаємозв’язків. Показано, що практична реалізація умов оптимальності у вигляді диспетчерських графіків по веденню режиму окремих РДЕ або законів керування локальних САК вимагає значної кількості прогнозних та імітаційних розрахунків з урахуванням зв’язків між станціями, що робить необхідним організацію керування за ієрархічним принципом.

3Розділ 3
Вплив сумісної роботи сес, малих ГЕС та біогазових установок на роботу розподільних електричних мереж


В руслі переходу від оптового ринку електроенергії єдиного покупця до балансуючого і до електропостачання за двосторонніми договорами в останні роки і на перспективу в Україні спостерігається тенденція переходу від чисто централізованого електропостачання до комбінованого, коли зростає кількість місцевих джерел електроенергії. Причому частка останніх в енергобалансі енергосистем зростає. До місцевих джерел електроенергії, що працюють безпосередньо в мережах 10–6–0,38 кВ, відносяться як традиційні джерела невеликої потужності, так і альтернативні. Як альтернатива традиційним розвиваються відновлювані джерела електроенергії (ВДЕ).

З розбудовою в розподільних електричних мережах розосереджених джерел електроенергії (РДЕ) виникають нові задачі. Це необхідність оптимізації комбінованого електропостачання від ЕЕС і розосередженого генерування, узгодження покриття графіка навантаження розосередженими джерелами, які в силу своїх фізичних особливостей можуть видавати потужність за різними графіками, оцінка впливу РДЕ на значення струмів короткого замикання і, відповідно, на роботу релейного захисту та автоматики, оцінка впливу на техніко-економічні показники РЕМ, тощо. А також виділяється комплексні задачі діагностування електрообладнання, зокрема розробка пристроїв які слідкують за справністю лінії та апаратів захисту[39].

Вплив РДЕ на режими РЕМ суттєво залежить від значення сумарного розосередженого генерування в ній, від одиничної встановленої потужності РДЕ та їх типу, а також від їх місця під’єднання в електричній мережі (це можуть бути шини нижчої напруги підстанцій або відгалуження ліній електропередачі).

Рисунок 3.– Розподільні електричні мережі з комбінованим електропостачанням

Крім того слід враховувати, що одночасно змінюються економічні умови функціонування електроенергетики як галузі, зокрема змінюється модель оптового ринку [29]. У випадку реалізації електропостачання за двосторонніми договорами за участі РДЕ, коли останні видають потужність в електричну мережу, постає необхідність узгодження їх роботи з енергосистемою, від якої здійснюється централізоване живлення. Це стає обов’язковим, коли встановлена потужність РДЕ в ЕМ складає суттєву частку від її сумарного навантаження (наприклад, 20% і більше). В цьому випадку РЕМ можна і доцільно розглядати як локальну електричну систему (ЛЕС), в якій окрім зазначених вище задач постають задачі дослідження статичної і динамічної стійкості РДЕ та інші, характерні для електричної системи [30].

Серед комплексу задач, що виникають в процесі впровадження РДЕ, доцільно вивчати і розв’язувати в першу чергу ті, які безпосередньо впливають на масштаби й інтенсивність розбудови альтернативних джерел енергії, зокрема ВДЕ, та правильне рішення яких зможе сформувати наряду з «зеленими тарифами» стійку мотивацію у інвесторів та енергопостачальних компаній щодо розбудови ВДЕ в Україні.

Такою задачею, зокрема, є задача отримання максимального прибутку від експлуатації ВДЕ для їх розбудови за умови зменшення втрат електроенергії та покращення її якості в РЕМ, а також підвищення надійності електропостачання [11]. При цьому, враховуючи, що електроенергія від РДЕ передається лініями РЕМ одночасно з електроенергією інших джерел, то необхідно виділяти з сумарних втрат електроенергії ту частку, яка стосується транзиту від РДЕ. Отже, потрібно розробити методику визначення втрат електроенергії від транзитних потоків. Це особливо важливо в умовах, коли здійснюється адресне електропостачання і втрати від транзиту електроенергії повинні покриватися договірними сторонами [31].

Показано [32], що вплив РДЕ на режими РЕМ, зокрема на втрати потужності і рівні напруги, залежить від багатьох чинників, які проявляються в залежності від умов експлуатації по різному. …



3.1 Сумісна робота СЕС, МГЕС та біогазових установок в локальній електричній системі


В ЛЕС можуть використовуватися одночасно як джерела розосередженого генерування малі ГЕС, сонячні та вітрові електростанції. Перші з них за рахунок наявності водосховища можуть приймати участь в регулюванні потужності і працювати за потрібним для ЕЕС і споживачів графіком [33]. СЕС ефективно можуть використовуватися тільки в світлову частину доби, яка змінюється протягом року [14]. Мінімальне генерування відноситься до нічних годин доби (2–4 години), а максимальне генерування припадає на денні години (з 11 до 17 години) [8]. Формування розрахункової моделі електричної мережі 10 кВ з розосередженими джерелами енергії (РДЕ) та аналіз усталеного режиму засобами ПК "Втрати"

Вихідними даними для розрахунку електричних мереж є задані потужності або струми споживачів електроенергії, значення номінальних напруг ЕМ, напруга на шинах джерела електроенергії, а також параметри та схема електричних з’єднань елементів електричних мереж, на основі яких складається розрахункова заступна схема. При цьому враховуються характерні особливості мережі – конструктивне виконання ЛЕП, їх довжина, номінальна напруга і призначення розрахунків, які можуть бути проектними або експлуатаційними.

Програма розрахунку втрат потужності і енергії в розподільних електричних мережах ВТРАТИ-10/0,4 призначена для розрахунків втрат потужності і енергії в розподільних електричних мережах 10-0,4 кВ. Вона розрахована на застосування при розробленні і впровадженні заходів по зниженню технологічних втрат електроенергії на передачу електричними мережами. Програма ВТРАТИ-10/0,4:

– забезпечує розрахунок втрат потужності та електроенергії в розподільних мережах 10-0,4 кВ з кількістю вузлів до 150 на фідер, кількістю віток до 150 на фідер, кількістю фідерів до 20 на підстанцію та кількістю підстанцій до 20;

– забезпечує можливість розрахунку і аналізу режиму з замкненими контурами;

– в якості вихідної інформації для розрахунків використовуються каталожні дані ліній та трансформаторів, навантаження фідерів або коефіцієнти завантаження підстанцій;

Методичною основою алгоритмів розрахунків є «Інструкція з розрахунків та аналізу технічних витрат електричної енергії» .

Навантажувальні втрати визначаються за методом поелементних розрахунків. Навантаження у вузлах може задаватися в два способи: потужностями на підстанціях 10/0,4 кВ або коефіцієнтами завантаження трансформаторів і значенням струму (потужності) в голові фідера. В останньому випадку потужність на початку лінії перераховується в потужності вузлів. Втрати потужності визначаються в результаті розрахунку усталеного режиму мережі. Для визначення втрат електроенергії за звітний період використовуються дані характерного режиму і відповідне число годин.

Представлення схеми розподільної мережі РЕМ у програмі виконане максимально наближено до реального. Схема поділяється на підстанції 110(35)/10(6) кВ, а на шинах 10(6) кВ кожної підстанції виділяються фідери, що живляться від неї.

Для кожної підстанції задаються параметри шин 10(6) кВ:

– номер шин підстанції (довільне ціле число), який ідентифікує її у схемі;

назва підстанції;

– значення напруги, що підтримується на шинах 10(6) кВ підстанції, кВ;

– значення cos  (якщо відомо);

– тривалість звітного періоду (за який визначаються втрати електроенергії), год.;

– електроенергія, що відпущена з шин 10(6) кВ даної підстанції за звітний період, кВтгод.

У разі, якщо не задано тривалість звітного періоду, необхідну для розрахунку відпущеної електроенергії та втрат електроенергії, програма буде працювати у режимі визначення втрат потужності, тобто у вікні результатів розрахунку будуть відображені нульові значення втрат електроенергії.

У процесі роботи програма виконує аналіз небалансу електроенергії по підстанції 110(35)/10(6) кВ. Тому, якщо не задано кількість електроенергії, що відпущена з шин підстанції за звітний період, то вона буде розрахована виходячи з контрольних замірів струмів або електроенергії по фідерах 10(6) кВ підстанції.

Кожний фідер, що отримує живлення від шин 10(6) кВ підстанції має бути заданий назвою та значеннями контрольних замірів струмів в голові фідера за звітний період, або відпущеною електроенергією за даний період:

– максимальний струм – це найбільший струм, що зафіксований вимірювальними пристроями даного фідера протягом звітного періоду (характерної доби);

– мінімальний струм – це найменший струм, що зафіксований вимірювальними пристроями даного фідера протягом звітного періоду (характерної доби);

– середній струм – це алгебраїчна сума замірів струмів за звітний період (характерну добу) поділена на кількість виконаних замірів;

– електроенергія, що відпущена у фідер протягом звітного періоду – вказується у разі, якщо на фідері встановлено лічильник активної електроенергії замість середнього струму. Даний замір зазвичай є більш точним та інформативним.

Вказані значення контрольних замірів струмів не можуть бути довільними, оскільки вони використовуються для визначення коефіцієнтів завантаження підстанції 10/0,4 кВ, розподілу навантаження підстанції між фідерами, а також для визначення коефіцієнта збільшення втрат електроенергії за рахунок нерівномірності графіка навантаження. Значення заданих струмів та електроенергії мають коригуватися в процесі експлуатації програми у відповідності із зміною характеру навантаження принаймні один раз на місяць.

Від кожного фідера живиться доволі розгалужена мережа 10(6) кВ. Інформація про неї поділяється на інформацію про вузли та вітки.

У якості вузлів схеми розглядаються підстанції 10/0,4 кВ, відгалуження ліній тощо. Кожен вузол у схемі мережі повинен мати унікальний номер (оскільки вузли з однаковими номерами розглядаються як один вузол). Для вузла типу “відгалуження ЛЕП” необхідно задати лише його номер. Необхідною інформацією про вузол схеми, що символізує підстанцію 10/0,4 кВ, є його номер та марка встановленого трансформатора (додається з бази даних трансформаторів).

Для підвищення адекватності розрахунків для вузлів підстанції 10/0,4 кВ задається ряд додаткових параметрів:

– коефіцієнт завантаження встановленого трансформатора (якщо він достеменно відомий);

– значення активної та реактивної потужності генерації, якщо вузол символізує, шини ТЕЦ, або у вузлі споживання встановлений компенсатор реактивної потужності;

– еквівалентний опір мережі 0,4 кВ, що живиться від підстанції 10/0,4 кВ для врахування втрат потужності та електроенергії у даних мережах, а також максимального спаду напруги в них. Для введення еквівалентного опору мережі 0,4 кВ використовується спеціальне діалогове вікно, що дозволяє ввести кількісні та якісні характеристики мережі, визначити опір Rек та розташувати це значення у певному місці таблиці початкових даних.

У якості віток схеми мережі розглядаються ЛЕП 10 кВ та комутаційні апарати (вимикачі, роз’єднувачі, вимикачі навантаження тощо). Кожна вітка схеми однозначно задається номерами вузлів її початку та кінця. Для однозначного задавання кожної вітки схеми необхідно ввести номери вузлів, що приєднані до неї. Для вітки, що символізує ЛЕП вводиться марка проводу (вибирається з бази даних) та довжина. Для вітки, що показує комутаційний апарат вводиться його назва по схемі та стан (увімкнений, вимкнений). З метою зменшення обсягу даних, що вводяться, необхідно описувати лише ті комутаційні апарати, якими фактично можуть бути виконані перемикання.

Параметри трансформаторних підстанцій 110(35)/10(6) кВ вводяться та відображаються у головному вікні програми у секції “Інформація про підстанції”.

Для введення або редагування інформації про вітки та вузли фідера, необхідно в головному вікні програми вибрати відповідні підстанцію та фідер і натиснути на кнопку ”Редактор схеми фідера”. На екрані з'явиться вікно з параметрами віток та вузлів вибраного фідера.

У поле “N” вводиться номер вузла (ціле число).

У полі “Тип тр-ра” вибирається тип трансформатора 10/0,4, підключеного до відповідного вузла. Для вибору типу трансформатора необхідно натиснути клавішу Enter у вказаному полі. На екрані з'явиться вікно з переліком типів трансформаторів 10/0,4. Вибраний тип трансформатора буде занесено у поле “Тип тр-ра”. Якщо тип трансформатора не задається (пуста комірка), то це означає, що до відповідного вузла не підключено трансформаторів 10/0,4 кВ.

Опис ліній електропередач, що забезпечують живлення споживачів виконується у програмі шляхом введення їх марки та довжини. Тому передбачено наявність бази даних питомих параметрів повітряних та кабельних ЛЕП.

Для полегшення введення вхідної інформації про трансформаторні підстанції 10/0,4 кВ розподільних мереж використовується вбудована у програму база каталожних параметрів трансформаторів.

Після введення всіх необхідних вихідних даних необхідно перевірити їх коректність. Для цього передбачено модуль тестування схеми на наявність помилок.

Для виклику модуля тестування даних необхідно натиснути на кнопку “Аналіз схеми” головного вікна програми. При цьому на екран виводиться вікно модуля тестування, вигляд якого залежить від наявності чи відсутності помилок у схемі мережі. Натискання кнопки “Закінчити аналіз схеми” забезпечує активізацію розрахункових функцій програми.

У програмі реалізовано можливість виконання розрахунків втрат електроенергії за двома методиками: за заданою тривалістю звітного періоду (середнім навантаженням) та за графіком навантажень. Тому при натисненні на кнопку розрахунок відкривається вікно вибору варіанту розрахунку. Натискання відповідної кнопки даного вікна викликає виконання необхідного розрахунку.

Якщо розрахунок виконаний коректно то у нижній частині вікна засвічується поле “Виконано”. У даному випадку зачинення вікна “Розрахунок режиму” шляхом натискання кнопки “Готово” призводить до відкриття вікна результатів розрахунків.

Основними результатами розрахунків за допомогою даної програми є втрати потужності та електроенергії в заданій мережі або її частині. Значення

втрат структуруються за джерелами їх появи, тобто поділяються на втрати у ЛЕП, трансформаторах 10/0,4 кВ та мережах 0,4 кВ. У свою чергу з втрат у трансформаторах виділяються втрати холостого ходу та навантажувальні втрати. Відповідно до вибраного режиму розрахунків, результати виводяться по вибраному фідеру, по вибраній підстанції, по всій мережі. Вибір необхідного фрагменту схеми (підстанції, фідеру) виконується у головному вікні програми.

Результатами розрахунків у режимі "за часом втрат" є значення втрат потужності (як в окремих лініях чи трансформаторах, так і по всій мережі в цілому) та електроенергії по фідеру, підстанції чи всій мережі в залежності від вибраного режиму розрахунку. У режимі "за часом втрат" визначаються також значення напруг у вузлах схеми та струмів у її вітках.

Для проведення розрахунків крім прогнозованих струмів у головних ділянках фідерів і схеми електричних з’єднань, також необхідно задати час втрат.

Наприклад, заданий час втрат:

Твтрат = Тд·Nд = 744 (год),

де Тд = 24 – кількість годин на добу,

Nд = 31 – кількість діб в місяці.

Після проведення розрахунків за допомогою програми ВТРАТИ-10/0,4 визначаються втрати потужності та електроенергії по всій мережі.

Для подальших розрахунків у програмі «Втрати 10» оберемо фідер ПС 35/10 кВ «Вендичани», що має вигляд (рис. 3.5):

Рисунок 3.– Фідер ПС 35/10 кВ «Вендичани»


Занесемо дані про фідер у програму та, перевіривши правильність вводу даних, проведемо розрахунок усталеного режиму середніх навантажень електричної мережі. Після проведення розрахунку отримано такі дані:
Таблиця 3.1 – Розрахунок усталеного режиму середніх навантажень

Втрати потужності

кВт

Втрати електроенергії

кВт*год

У лініях 10 кВ

100,8

У лініях 10 кВ

81531,1

У трансформ. 10(6)/0,4 кВ.

23,4

У трансформ. 10(6)/0,4 кВ.

17804,3

-навантажувальні

6,3

-навантажувальні

5104,2

-неробочого ходу

17,1

-неробочого ходу

12700,1

У мережах 0,4 кВ

0

У мережах 0,4 кВ

0

Сумарні втрати

124,2

Сумарні втрати

99335,4

Дослідимо вплив розосереджених джерел енергії на режими роботи електричних мереж 10 кВ за умови співмірного генерування РДЕ та електроспоживання електричної мережі 10 кВ.

Виконаємо аналіз результатів розрахунку, при цьому звертаючи увагу на режим напруг у вузлах електромережі, втрати потужності та електричної енергії в ЕМ, що розглядаються.

Проведемо розрахунок усталеного режиму електричної мережі за умови підключення РДЕ в різних вузлах схеми. Підключимо на початку фідера РДЕ у вигляді СЕС потужністю 3700 кВт та у вигляді біогазової установки потужністю 1500 кВт.

В результаті розрахунку отримаємо такі дані:

Таблиця 3.2 – Результати аналізу ефективності приєднання РДЕ на початку фідера



Втрати потужності

Без врахування РДЕ, кВт

З врахуванням РДЕ, кВт

У лініях 10 кВ

100,8

474,3

У трансформ. 10(6)/0,4 кВ.

23,4

21,4

-навантажувальні

6,3

17,1

-неробочого ходу

17,1

4,4

В лініях 0,4 кВ

0

0

Сумарні втрати

124,2

495,8

Окрім збільшення втрат, спостерігається також підвищення напруги у вузлах. До приєднання РДЕ рівень напруг у вузлах становив в межах від 9,1 кВ до 10,0 кВ, а після приєднання РДЕ інтервал змінився від 10 кВ до 11,21 кВ.

Покажемо як зміняться втрати електроенергії при приєднанні РДЕ в середині фідера.

Таблиця 3.3 – Результати аналізу ефективності приєднання РДЕ в середині фідера



Втрати потужності

Без врахування РДЕ, кВт

З врахуванням РДЕ, кВт

У лініях 10 кВ

100,8

1113,8

У трансформ. 10(6)/0,4 кВ.

23,4

20,9

-навантажувальні

6,3

17,1

-неробочого ходу

17,1

3,9

В лініях 0,4 кВ

0

0

Сумарні втрати

124,2

1134,7

Спостерігається значне збільшення втрат електричної енергії, а також спостерігається підвищення рівня напруги у деяких вузлах до 13,1 кВ.

Приєднаємо РДЕ біля кінця фідера. Тоді матимемо такі результати:

Таблиця 3.4 – Результати аналізу ефективності приєднання РДЕ в кінці фідера


Втрати потужності

Без врахування РДЕ, кВт

З врахуванням РДЕ, кВт

У лініях 10 кВ

100,8

1333,1

У трансформ. 10(6)/0,4 кВ.

23,4

21

-навантажувальні

6,3

17,1

-неробочого ходу

17,1

3,9

В лініях 0,4 кВ

0

0

Сумарні втрати

124,2

1354,1

Після приєднання РДЕ в зазначеному вище місці також спостерігається підвищення втрат електроенергії. Рівень напруги у деяких вузлах підвищився до 13,49 кВ.

Виконавши розрахунки та порівнявши значення таблиці 1 видно, що чим далі від початку схеми (від початкового джерела живлення) підключаємо РДЕ, тим більші маємо втрати потужності і електричної енергії і тим більше зростає напруга у вузлах з підключеними РДЕ.

Отже, можна зробити висновок, що РДЕ найдоцільніше підключати в місці найбільш наближеному до початку фідера.

1   ...   5   6   7   8   9   10   11   12   ...   15


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

    Головна сторінка