Организационные и технические пути снижения потерь электроэнергии в системах передачи и распределения электроэнергии.

Ответ:Классификация мер. Все меры подразделяются на три группы: - Организационные, к которым относятся мероприятия по совершенствованию эксплуатационного обслуживания электрических сетей и оптимизации их схем и режимов. Эти меры являются практически без затратными. - Технические мероприятия, направленные на реконструкцию, модернизацию и строительство сетей. Эти мероприятия требуют дополнительных капитальных вложений.

- Мероприятия по совершенствованию учета электроэнергии, которые могут быть без затратными и затратными. Для без затратных мероприятий эффект выражается размером снижения потерь электроэнергии или соответствующего ему снижение затрат. При оценке эффективности технических мероприятий необходимо дополнительно учитывать и необходимые капиталовложения. Были определены для энергетики предельное значение срока окупаемости капиталовложений, равное 8.3 года. Тогда эффективность технических мероприятий может быть определена по выражению. где Ра, Ро - нормативы ежегодных отчислений от капиталовложений на амортизацию и обслуживание оборудования; К - капитальные вложения, связанные с мероприятием; СЭ - удельные затраты на электроэнергию. Одним из основных мероприятий по снижению потерь мощности является установка компенсируя устройств (КП) в сетях потребителей электроэнергии. Примерно 60% всего необходимого снижения достигается с ее помощью. Около 20% дает установка КП в сетях 35-110 кВ энергосистем и сельских сетей. Примерно 10% - другие технические мероприятия. Организационные мероприятия. Рассмотрим режимные мероприятия, которые являются составной частью организационных мероприятий. К режимных мероприятий относятся следующие: - Оптимизацию законов регулирования напряжения в центрах питания разомкнутых сетей 36-150 кВ; - Оптимизацию установившихся режимов замкнутых сетей по реактивной мощности и коэффициентам трансформации; - Уровень напряжения источников питания в сети; - Перевод генераторов в режим работы СК при дефиците реактивной мощности; - Оптимизацию мест размыкания контуров сетей 110 кВ и выше с несколькими номинальными напряжениями; - Оптимизацию мест размыкания сетей 6-35 кВ с двусторонним питанием; - Оптимальное включения трансформаторов на подстанциях в режиме малых нагрузок (отключение части трансформаторов; экономические режимы работы трансформаторов; - Выравнивание графика нагрузки сети; - Выравнивание нагрузок фаз низковольтных сетей. Перевод генераторов в режим СК целесообразно только для тех генераторов, которые в определенный момент времени не используются по своему основному назначению. Как правило, это или мало экономические генераторы, выведенные из работы на период сезонного снижения нагрузки, или генераторы электростанций, работающих на дефицитном топливе. При работе в режиме СК генераторы потребляют из сети небольшую активную мощность и генерируют реактивную мощность. Рассмотрим такую меру, как оптимизация мест размыкания контуров сетей 110 кВ и выше с несколькими номинальными напряжениями. Экономический распределение мощности в замкнутых сетях является пропорциональным активным сопротивлениям ветвей замкнутого контура. Естественное распределение мощности в замкнутых сетях пропорционально полным сопротивлениям R j X веток замкнутого контура. С учетом того, что в сетях выше 110 кВ Х>> R, то распределение пропорционально полным сопротивлениям в большей мере соответствует минимуму потерь реактивной мощности. Оба условия, т.е. минимумы потерь активной и реактивной мощностей, совпадают лишь в однородных сетях. В наибольшей мере неоднородность выражена в сетях с несколькими уровнями номинальных напряжений. Размыкание сети стоит делать в точке потокораспределения экономического распределения мощности. При получении двух точек потокораспределения, стоит сравнить потери при размыкании в каждой из них и выбрать лучшую. Оптимальные точки размыкания могут быть разнообразными для режимов наибольших и наименьших нагрузок. Если отсутствует возможность оперативного изменения точек размыкания течение суток, то выбирают точку, обеспечивающей минимум потерь электроэнергии за сутки DW = DP1 * t1 DP2 * t2, где t1 и t2 определяют по суммарному графику нагрузки сети. Наиболее эффективно применение в таких сетях вольтодобавочные агрегата. Если он установлен, то речь идет о выборе ЭДС E 'и E''. Рассмотрим такую меру, как оптимизация мест размыкания сетей 6-35 кВ с двусторонним питанием. По физической сути влияние на потери аналогичен рассмотренному выше. Отличие в том, сети напряжением 6-35 к, как правило, работают разомкнуто. Поэтому рассматривать нужно вопрос не о размыкания контура, а о поиске лучшего места размыкания. Обычно в распределительных сетях есть точки сечения для различных после аварийных режимов сети. Рассмотрим такое мероприятие, как обоснование уровня напряжения источника питания. В сетях напряжением до 330 кВ выгодным является крупнейший допустимый уровень напряжения, при выполнении ограничений: - U <= Uмакс. доп.
- Фактическая напряжение в распределительной сети соответствует нормированным значением качества. При увеличении всех напряжений на U, погрузочные потери снижаются на U2. При этом: - Увеличивается генерация реактивной мощности линиями сети, что может привести к снижению мощности КУ; - Снижаются потери в продольных элементах схем замещения сети; - Увеличение потерь холостого хода трансформатора можно ограничить, регулируя ответвления трансформаторов. В сетях 330 кВ и выше необходимо обосновывать оптимальный уровень напряжения за роста потерь активной мощности воздушных линий на корону. Оптимальное включение числа трансформаторов на подстанциях в режиме малых нагрузок (отключение части трансформаторов). Отключение одного из n параллельно работающих трансформаторов целесообразно, если при этом снижение потерь холостого хода является большим, чем увеличение нагрузочных потерь активной мощности (потери в обмотках трансформатора) через перераспределение суммарной нагрузки между меньшим числом трансформаторов. Критерием отключения при установке на подстанции n одинаковых двобмоткових трансформаторов является соотношение: где SНОМ - номинальная мощность одного трансформатора; DPx, DPk - потери активной мощности холостого хода и короткого замыкания трансформатора; SНМ - мощность потребителей, питающихся от до шин на стороне НН подстанции в режиме наименьших нагрузок. При выполнении критерия, на подстанции должны работать "n-1" трансформатор, а при невыполнении "n" трансформаторов. При наличии на подстанции разнотипных трансформаторов используют метод экономических интервалов. Вычисляются зависимости потерь активной мощности от мощности нагрузки при работе одного трансформатора, затем двух трансформаторов, и т.д до полного числа установленных на подстанции трансформаторов. Затем результаты расчетов представляют в виде графиков (рис. 1). На рис. 1 использованы обозначения: SКР1 - критическое значение мощности, которые позволят решить вопрос иметь на подстанции один (потребляемая нагрузкой мощность меньшее значение SКР1) или два (потребляемая нагрузка мощность большее значение SКР1, но меньшее значение SКР2) и т.д.

Выравнивание графика нагрузки сети осуществляется посредством применения к потребителям стимулирующих мер, обеспечивающих перенос части нагрузки на ночные часы или другие, когда в системе нет максимума нагрузки. Другие организационные мероприятия это сокращение продолжительности технического обслуживания и ремонта основного оборудования электрических станций и сетей за счет улучшения организации труда, совмещение ремонтов последовательно включенных элементов сети, проведением их по оптимальному графику, выполнением пофазно ремонтов, ремонтов без снятия напряжения и т.д. Технические мероприятия. К техническим мерам относят мероприятия по реконструкции, модернизации и строительства сетей. Большинство из них связано с установкой дополнительного оборудования и предусматривается на стадии проектирования сетей. В условиях эксплуатации рассматриваются, как правило, мероприятия с незначительными капитальными вложениями. К ним относят - Внедрение КП 6-10 кВ, - Замену трансформаторе что недогружены и перегруженных трансформаторов из имеющегося фонда или путем перемещения с одной подстанции на другую; - Внедрение в работу устройств автоматического регулирования напряжения на трансформаторах и КП; - Внедрение ВДА. Совершенствование технического учета.Сейчас создаются системы автоматизированного учета электроэнергии. Задача: упорядочение балансов электроэнергии по подстанции, разомкнутой сети, района и разработка мероприятий по снижению коммерческих потерь в случае несоответствия суммы показаний приборов учета электроэнергии, установленных у потребителей, и приборов технического учета, обеспечение расчетов потерь мощности и энергии в сетях и выбора мер по снижению потерь достоверной информацией. Мероприятия по повышению надежности работы электрических сетей.Перерыва питания электроснабжения потребителей нежелательны, а в ряде случаев недопустимы. Они могут вызвать нарушение нормального функционирования установок связи, транспорта, технологических процессов промышленных предприятий, нормальных условий жизни и деятельности населения. Могут возникнуть аварии, порчи оборудования, брак продукции и т.д. Вопросы обеспечения надежности электроснабжения регламентируются Правилами устройства электроустановок. Под надежностью в энергетике понимают свойство оборудование, установки, схемы или системы сохранять свою работоспособность, т.е. выполнять свои функции, сохраняя свои эксплуатационные показатели в заданных условиях. Основными показателями надежности являются: - Параметр потока отказов - среднее число отказов ремонтируемого изделия в год; - Время восстановления после отказа TВ - среднее время вынужденного простоя, необходимого для поиска и устранения одного отказа;
- Коэффициент вынужденного простоя, определяет возможность нахождения элемента или установки в вынужденном простое; - Частота плановых ремонтов; - Средняя длительность одного планового ремонта; - Коэффициент технического использования (характеризует возможность пребывания установки в работоспособном состоянии). При эксплуатации выделяют следующие мероприятия по повышению надежности работы электрических сетей: 1. Контроль за состоянием оборудования. Создаются экспертные системы диагностики. Очень важен контроль или профилактические испытания изоляции. 2. Ремонтные работы. Планово-предупредительный и капитальный ремонт. 3. Диспетчерские службы и ликвидация аварий. Эксплуатационный персонал выполняет надзор за сетевыми сооружениями и их ремонт. Персонал диспетчерских служб управляет режимами работы системы, в том числе и ликвидирует аварийные ситуации при повреждениях линий и оборудования подстанций и электрических станций.