Адаптація методу числа еквівалентних діб для урахування присутності джерел розосередженої генерації в системі електропостачання

Метод числа еквівалентних діб рекомендується для практичного застосування в ситуаціях коли відсутні умови для регулярної актуалізації електричних навантажень та систематичного моделювання режимів електричної мережі. Разом з тим, за таких умов є змога моделювання режиму для окремих діб деякого розрахункового періоду (N_T днів) та, відповідно, визначення втрат електричної енергії для заданої доби на основі методу поелементних розрахунків, тобто з максимальним ступенем адекватності. В цьому випадку для визначення інтегральної величини втрат за весь розрахунковий період Т (N_T днів) рекомендується використовувати наступну формулу:

, (2.14)

де – добові втрати електроенергії, – еквівалентна кількість днів, яка характеризує розрахунковий період з позиції нерівномірного добового електроспоживання.

В наведеному виразі

або , (2.15)

де K_fm – коефіцієнт форми графіка, який сформовано з N_T значень добового відпуску електроенергії в мережу

, (2.16)

За відсутності можливості щодобової фіксації інформації про відпуск електроенергії в мережу () пропонується даний показник визначати наступним чином

, (2.17)

де , , W_р, W_с, W_н – середні значення електроспоживання відповідно робочого, суботнього і недільного днів,

n_p, n_c, n_н – кількість робочих, суботніх і недільних днів у розрахунковому періоді (N_T = n_p + n_c + n_н).

Очевидно, що для визначення коефіцієнтів К_с, К_н необхідні додаткові дослідження (виміри на підстанції). В інакшому випадку дані показники повинні бути визначені розрахунковим шляхом.

Метод розрахунку втрат, що розглядається, не передбачає присутності інформації про параметри всіх елементів мережі, топології та динаміки її зміни протягом всього розрахункового періоду, оцінки навантажень окремих вузлів. Відповідно, при цьому інтегральні втрати електроенергії будуть визначатись для тієї ж структури мережі, для якої визначались добові втрати на основі спеціально проведених вимірювань та включають в себе втрати на ділянках розподільної лінії і навантажувальні втрати в розподільчих трансформаторах.

На сьогоднішній день метод, що розглядається, зберігає свою актуальність, хоча разом з тим, не відповідає в повній мірі сучасним тенденціям розвитку систем електропостачання, вимогам до результатів розрахунків не забезпечує достатньої структурованості результатів для прийняття ефективних управлінських рішень, та можливостям, які надаються оперативному персоналу сучасними інформаційно-обчислювальними системами, що впроваджуються в енергокомпаніях.

Навіть поверхневий аналіз стратегії розвитку енергетики в економічно розвинених країнах свідчить про поступове зміщення акцентів з централізованого на децентралізоване електропостачання. Останнім часом розробляється і впроваджується безліч проектів, де передбачається використання джерел розосередженої генерації чи/або акумулювання енергії.

Задача врахування впливу вказаних пристроїв на величину втрат електроенергії може розглядатись в декількох постановках.

Якщо генеруючи джерела встановлюються в мережі і моделювання режиму з наступним поелементним розрахунком добових втрат електроенергії (), а також відпуск електроенергії в мережу (відповідно та ) визначаються вже з їх врахуванням, то, очевидно, розглянута вище методика оцінки втрат не потребує корегування. Однак при цьому важливою умовою є вимога того щоб графіки роботи джерел розосередженої генерації чи/або акумулювання енергії були постійними протягом всього періоду, що розглядається.

В цьому випадку зміна режимів електроспоживання в мережі, яка аналізується, буде відображатись зміною відпуску електроенергії в систему, що обґрунтовує правомірність застосування методу числа еквівалентних діб.

Очевидно, що приведені співвідношення справедливі незалежно від того, використовується система розподіленої генерації тільки для покриття частини навантаження окремої ТП або її потужність достатня для генерації електроенергії в розподільчу лінію.

Припустимо, що при розрахунку добових втрат електроенергії () було враховано присутність в мережі джерела розосередженої генерації. Приймаючи до уваги, що для визначення втрат використовується метод поелементних розрахунків, то присутність додаткового навантаження (джерела акумулювання енергії) та генеруючих джерел, встановлених у конкретних вузлах мережі та працюючих з заданим графіком навантаження, може бути легко змодельоване. В цьому випадку не викликає зайвих труднощів визначення, в якій мірі присутність вказаного джерела могла б вплинути на інтегральну величину втрат електроенергії за весь розрахунковий період. Вирішення цієї задачі потребує перерахунку таких показників як сумарний відпуск електроенергії () та еквівалентного числа днів ().

Припустимо, що система розосередженої генерації представлена параметрами , , , , , де - потужність, яка споживається в мережі (для потреб акумулювання енергії в тій чи іншій формі) протягом годин на добу, - потужність, яка генерується в мережу протягом годин на добу, - кількість днів роботи системи в розрахунковому періоді ( днів) рисунку 2.1.

Pnt

 

Рисунок 2.1 Фрагмент лінії розподільчої мережі|сіті| з|із| джерелом розосередженої генерації

В такому випадку кількість енергії, що генерується (споживається) в мережу, визначається наступною величиною

, (2.18)

Тоді сумарний відпуск електроенергії від зовнішніх джерел буде дорівнювати:

, (2.19)

а скоригована (за рахунок джерела розосередженої генерації) величина електроспоживання робочого дня складе

, (2.20)

Для коригування параметра (за умов неможливості використання для його визначення виразів (2.15), (2.16)) попередньо необхідно перерахувати в (2.17) коефіцієнти К_с та К_в.

Якщо система розосередженої генерації функціонує тільки в робочі дні, то

, , (2.21)

Якщо вказана система працює, як в робочі, так в суботні та недільні дні, тобто протягом всього розрахункового періоду, то

, , (2.22)

Позначимо

Параметр є постійною величиною так як, враховуючи прийняту умову функціонування системи розосередженої генерації, електроспоживання робочого, суботнього та недільного днів змінюється на одну й ту саму величину ().

Тоді (2.21) буде представлено в формі

, (2.23)

Відповідно (2.22) має вигляд

, (2.24)

аналогічно

. (2.25)

В усіх наведених вище виразах в якості використовується величина , отримана в результаті проведення компанією телевимірювань, пов’язаних з моделюванням добового режиму мережі.

Це видається логічним, оскільки в більшості випадків відповідні заміри, моделювання режиму і розрахунок добових втрат електроенергії проводяться для режиму робочого дня. Отримані данні, а також прийнявши, що достатні для розрахунку інтегральних втрат електричної енергії згідно (2.14).

Ще одна постановка задачі оцінки впливу джерел розосередженої генерації припускає імітацію їх роботи протягом звітного періоду.

По суті необхідно оцінити, який ефект (з точки зору зміни втрат потужності та енергії) могло б дати використання джерел розосередженої генерації, базуючись на даних роботи електричної мережі за один з попередніх періодів часу.

У вказаній ситуації, на відміну від попередньої постановки задачі, додатково необхідно володіти інформацією про зміни в режимі мережі протягом доби, для якої проводився поелементний розрахунок втрат електричної енергії.

Оскільки в даному випадку відома інформація про параметри мережі та її режимі за конкретну добу, то ця задача може бути вирішена достатньо просто.

Припустимо, що джерело розосередженої генерації встановлено в деякому вузлі мережі “ m ” генерує (споживає) тільки активну потужність.

Очевидно, що зміна потокорозподілення буде торкатися тільки ділянок, які знаходяться безпосередньо на шляху живлення вузла “ m ” з боку зовнішнього джерела. При цьому зміна добових втрат енергії складе

, (2.26)

 

де означає, що під час додавання необхідно враховувати дані про добове електроспоживання всіх розподільних трансформаторів, які отримують живлення від i -ї ділянки мережі, означає, що в даному випадку додаються опори всіх ділянок мережі і, котрі знаходяться на шляху живлення вузла “ m ”, , - відповідає величині енергії, що споживається вузлом навантаження j за період використання джерела розосередженої генерації з відповідними параметрами () та термінами роботи ().

Коефіцієнт форми, що визначається у відповідності з (2.16) або (2.17), також потрібно скоригувати

, (2.27)

При цьому, в першому випадку, враховуючи, що

, (2.28)

маємо

, (2.29)

вираз (2.27) можливо представити наступним чином

, (2.30)

і відповідно

, (2.31)

В другому випадку

, (2.32)

де коефіцієнти , розраховуються згідно (2.23) чи (2.24).

, (2.33)

 

Використання інформаційно-обчислювальних комплексів в розподільних компаніях за умов їхнього коректного та ефективного використання дає додаткову можливість для підвищення ефективності моделювання режимів електричних мереж, визначення її інтегральних показників, зокрема, втрат електроенергії.

При цьому в багатьох випадках не потрібно значних додаткових зусиль для збору та підготовки вихідних даних.

Сучасні обчислювальні комплекси надають можливість використовувати ефективні алгоритми для розрахунку втрат електричної енергії. При цьому вибір певного алгоритму здійснюється персоналом відповідної служби енергокомпанії в залежності від характеру та об’єму вихідних даних, що є в наявності в кожному конкретному випадку. Зокрема, припускається використання методу числа еквівалентних діб при наявності наступної вихідної інформації:

· Топологія та параметри елементів (ділянок та розподільчих трансформаторів) мережі;

· Типові графіки навантажень споживачів для робочого, суботнього, недільного днів;

· Ретроспективні дані про разові заміри навантаження та/або місячного електроспоживання окремими споживачами або групами споживачів низьковольтних ліній.

Вказані дані дозволяють сформувати середні (для робочого, суботнього або вихідного дня конкретного сезону року) графіки навантаження ТП. Отримані при цьому результати дають можливість оцінити (хоча б й орієнтовно) сумарне електроспоживання для різних днів тижня (), що вже в деякій мірі слугує основою для достатньо аргументованого визначення коефіцієнтів К_с, К_н, що використовується в виразі (2.17). Крім цього з’являється можливість оцінити добові втрати електроенергії k є р, с, в, тобто для характерних днів тижня при заданій структурі розподільної лінії. Дана величина не відображає реальні втрати, однак може бути при необхідності ефективно використана при подальших розрахунках.

· Реальні добові графіки сумарного навантаження одного або деяких розрахункових періодів і дані про об’єми відпуску електроенергії (виміряні щодобово чи за деякий інтегральний період часу днів) по розподільчим лініям.

Ця інформація дозволяє скоригувати навантаження окремих вузлів мережі, визначити фактичний потокорозподіл, що відповідає дню замірів на ПС і виконати поелементний розрахунок добових втрат електроенергії ().

· Фіксація (з зазначенням дати) стану комутаційних апаратів.

В окремих випадках паралельно є можливість фіксування показників лічильників по окремим лініям, що дозволяє визначити об’єм відпущеної електроенергії для кожного часового інтервалу (s), протягом якого топологія мережі була незмінна ().

Досвід показує, що врахування динаміки мережі (зміна її топології протягом розрахункового періоду) в багатьох випадках дозволяє суттєво підвищити точність визначення розрахункових значень втрат електроенергії.

Якщо протягом розрахункового періоду ( днів) мали місце зміни переліку вузлів навантаження розподільчої лінії, то відповідні розрахунки втрат згідно (2.14), (2.15), (2.16) або (2.17) доцільно проводити незалежно для кожного періоду часу s = 1, …, m, в межах якого топологія мережі приймається фіксованою. Важко розраховувати, що після кожного переключення може бути повторно проведена процедура отримання замірів на головній ділянці лінії, розрахунку коефіцієнтів навантаження її вузлів, розрахунку потокорозподілення та добових втрат електроенергії. В окремих випадках для кожного інтервалу часу тривалістю N_s (N_s = n_sр + n_sc + n_sн) днів може бути виміряне лише фактичне значення інтегрального відпуску електроенергії в лінії () за вказаний час.

При цьому очевидно, що

, , (2.34)

В даній ситуації при визначенні втрат енергії для кожного s -го періоду часу (s = 1, …, m), а відповідно і конкретного складу споживачів, необхідно знати об’єм добового відпуску електроенергії в мережу (), величину втрат електроенергії (наприклад, у відповідності з режимом буднього дня ).

Базові графіки навантаження ТП можуть бути використані як для орієнтовної оцінки добового електроспоживання () так і втрат електроенергії (). На основі отриманих результатів наявні дані дозволять розрахувати втрати енергії, використовуючи метод поелементних розрахунків.

Якщо в енергокомпанії є технічна можливість фіксації відпуску електроенергії по лініях розподільчої мережі для кожного періоду часу (s), в межах якого топологія лінії була незмінною, то на основі отриманих результатів визначаємо скореговані величини відпуску електроенергії в мережу для характерних днів тижня і відповідні їм значення втрат.

, k є р, с, н, (2.35)

де , (2.36)

Припускаючи, що споживання електроенергії пропорційне навантаженню, а втрати потужності – квадрату навантаження, втрати енергії визначають за формулою:

, k є р, с, н. (2.37)

Для корекції величини добових втрат може бути використаний і альтернативний підхід, орієнтований на використання проведених фактичних вимірювань в мережі, що дають можливість промоделювати фактичний її режим і на його основі розрахувати втрати енергії ().

, k є р, с, н, (2.38)

де розраховується на основі графіків навантаження ТП, визначених до їх корекції за результатами телевимірювань.

У тих випадках, коли відсутня можливість прямого вимірювання об’єму відпуску електроенергії в лінію за окремий період часу s = 1, …, m, відповідна величина може бути оцінена розрахунковим шляхом.

, s = 1, …, m, (2.39)

де визначається у відповідності з (2.36).

Таким чином, отримані в процесі розрахунку за формулами (2.35) – (2.39) результати дозволяють використовувати метод числа еквівалентних діб (2.14) - (2.17) для визначення втрат електроенергії для кожного із часових інтервалів s = 1, …, m, в межах яких конфігурація лінії розподільчої мережі, а, відповідно, і склад її споживачів можуть вважатися постійними.

Безумовно, що формули (2.35) – (2.39) не забезпечують абсолютної адекватності розрахунків. Їх точність залежить від ряду факторів, зокрема, від однорідності графіків навантажень. З одного боку, необхідно враховувати ступінь неоднорідності навантаження в межах всього розрахункового періоду днів, що в принципі є визначальною ідеєю в цілому для методу числа еквівалентних діб. З іншого боку, в даному випадку додатковий вплив на адекватність розрахунків має ступінь відповідності (перш всього з позиції форми) початково змодельованих (базових) та реальних графіків навантажень окремих вузлів мережі.