Оцінка ефективності розподілу засобів генерації

Необхідно наявні джерела розосередженої генерації встановити так, щоб мінімізувати втрати активної потужності і зменшити плату за електроенергію. Оскільки існує велика кількість можливостей розміщення установок генерації в системі електропостачання, то в роботі вибрані для проведення порівняльних розрахунків тільки місця установки, раціональні з практичної точки зору. Це мають бути: шини груп споживачів низької напруги, шини РП, Кожне нове місце встановлення джерел розосередженої генерації представлене окремим режимом.

Режимом роботи системи електропостачання називається її стан, обумовлений значеннями частоти, струму, напруги, потужності, показниками, що відображають значення втрат потужності, надійність, якість електричної енергії в цілому і характеризують процеси передачі і розподілу електроенергії та називаються параметрами режиму.

Для проведення розрахунків в роботі розглянута спрощена схема підприємства [2].

Схема складається з 8 асинхронних двигунів АД1-АД8, які живляться через кабельну лінію довжиною L1 від трансформаторів Т1-Т8, відповідно. Трансформатори, в свою чергу, будуть живитися від РП через кабельні лінії довжиною L2, а РП від ГПП напругою 10 кВ, через дві, паралельно прокладені, кабельні лінії, довжиною L3.

В роботі розглянуто декілька моделей вихідної схеми. При цьому конфігурація схеми не буде змінюватись. Розглядаючи чотири варіанти схеми, визначимо, як впливає завантаження ліній, трансформаторів, зміна параметрів схеми (наприклад, кабельних ліній на повітряні) на вибір оптимальних зон розміщення джерел розосередженої генерації.

Схему представимо в чотирьох варіантах:

1. Варіант №1 - Вихідна схема з кабельними лініями (параметри схеми залишаємо такими, як в [2]);

2. Варіант №2 - Вихідна схема з повітряними лініями;

3. Варіант №3 - Відносно першої схеми змінено величини перерізів та довжин кабельних ліній;

4. Варіант №4 - Відносно другої схеми змінено перерізи і довжини повітряних ліній.

Параметри елементів схеми кожного з варіантів наведені в таблиці 3.6.

 

Таблиця 3.6 - Параметри елементів схеми для різних варіантів

	РЩ1-Т1	Трансформатор	Т1-РП	РП-ГПП
Варіант №1	АСБ (4х185)	ТМ 400/10	АСБ (3х185)	АСБ 2(3х185)
Варіант №2	АС (3х185)	ТМ 400/10	АС (3х185)	АС 2(3х185)
Варіант №3	АСБ (4х185)	ТМ 400/10	АСБ (3х16)	АСБ 2(3х120)
Варіант №4	АС (3х185)	ТМ 400/10	АС (3х35)	АС 2(3х50)

 

Для кожного варіанту схеми розраховано по сім режимів:

1. Режим 1 - Режим вихідний - це режим без компенсації. Тобто проводимо розрахунок вихідної схеми, без встановлення джерел розосередженої генерації. З результатами, які ми отримаємо при розрахунку цього режиму, ми будемо порівнювати результати всіх інших режимів;

2. Режим 2 - Режим часткової компенсації активної потужності. Встановлюємо джерело розосередженої генерації на кожній з 8 ліній на стороні 0,4 кВ (РЩ1) для компенсації активної потужності Рг=60 кВт.

3. Режим 3 - Режим частковоїкомпенсації активної та реактивної потужності. Встановлюємо джерело розосередженої генерації на кожній з 8 ліній на стороні 0,4 кВ (РЩ1), для компенсації активної потужності Рг=60 кВт та реактивної в обсязі Qг=200 кВАр – для перших двох варіантів схеми, та Рг=60 кВт, Qг=80 кВАр – для двох останніх варіантів.

4. Режим 4 - Режим повної компенсації активної потужності.

Встановлюємо джерело розосередженої генерації на одній з 8 ліній на стороні 0,4 кВ (РЩ1), і компенсуємо активну потужність Рг=200 кВт.

5. Режим 5 - Режим повної компенсації реактивної потужності. Встановлюємо установку на одній з 8 ліній на стороні 0,4 кВ (РЩ1) потужністю 200 кВ для повної компенсації реактивної потужності. Тобто установка працює на холостому ходу.

6. Режим 6 – Режим часткової компенсації активної потужності. Встановлюємо джерело розосередженої генерації на стороні 10 кВ (РП) потужністю 600 кВт.

7. Режим 7 - Режим часткової компенсації активної потужності. Встановлюємо два джерела розосередженої генерації: один - на стороні 10кВ РП, другий – на стороні 0,4кВ у споживача.

 

Першим розглянуто варіант №1 схеми і її вихідний режим, тобто режим без компенсації.

В мережі, представленій на рисунку 3.17, навантаженням є трифазні асинхронні двигуни з короткозамкненим ротором, у яких низький ( або ). Прийнято, що навантаження кожної з 8 ліній однакові і дорівнюють . Номінальну напругу в розподільчій мережі приймаємо .

 

Параметри схеми варіанта №1 зведемо в таблиці 3.7 та 3.8:

 

Таблиця 3.7 – Параметри кабельних ліній

АСБ (4х185)	0,1	0,167	0,0596
АСБ (3х185)	0,5	0,167	0,077
АСБ 2(3х185)		0,167	0,077

 

 

Таблиця 3.8 – Параметри трансформатора

ТМ 400/10		4,5	5,7		2,55

 

 

Сумарні втрати активної та реактивної потужності та в мережі дорівнюють:

та , (3.37)

де та - втрати активної та реактивної потужності відповідно на i- му відрізку мережі (в лінії або в трансформаторі).

Сумарні втрати напруги на радіальній ділянці мережі дорівнюють:

, (3.38)

де - втрати напруги на i- му відрізку мережі, %.

Втрати потужності на ділянці мережі РЩ1 – Т1 будуть складати:

(3.39)

де ; - активний опір 1 км кабелю, Ом/км; - довжина ділянки, км;

(3.40)

 

 

де ; - реактивний опір 1 км кабелю, Ом/км; - довжина ділянки, км;

 

Для 8 ліній втрати в лініях складуть:

В кінці цієї ділянки навантаження буде складати:

Втрати потужності і напруги в силовому трансформаторі ТМ - 400/10 розраховуються згідно [4] і по формулам (32), (33), (34), що наведені в [5].

Для трансформатора кожної з восьми ліній з постійним незмінним графіком навантаження:

; (3.41)

.

; ;

Тоді для 8 трансформаторів:

Тоді в кінці ділянки мережі РП – Т-1 навантаження буде складати:

.

Втрати потужності на ділянці мережі РП-Т-1 буде складати:

асчётная часть

Для 8 ліній втрати потужності в лініях будуть складати:

Тоді в кінці ділянки мережі ГПП1-РП навантаження становитиме:

Втрати потужності в лінії ГПП1-РП дорівнюють:

Сумарні втрати потужності в мережі (рисунок 3.17) складуть:

Розрахуємо втрати напруги в мережі (рисунок 3.17).

Втрати напруги на ділянці Т-1-РЩ1 будуть складати:

(3.42)

Втрати напруги в трансформаторі ТМ – 400/10 складатимуть:

(3.43)

Втрата напруги на ділянці РП-Т-1 будуть складати:

Втрати напруги від ГПП1 1 с.ш. до РП. складатимуть:

 

Розглянутий режим є вихідним, тобто режим, характеристики якого порівнюються з результатами, отриманими при розрахунках наступних шести режимів. По аналогії з проведеними розрахунками, прораховані всі режими з урахуванням встановлюваних, в різних вузлах і при різній кількості установок, джерелами розосередженої генерації.

Отримані результати всіх розрахункових режимів першого варіанту схеми електропостачання зведено до таблиць 3.9 – 3.18:

 

Таблиця 3.9 – Завантаження трансформаторів

 

Режим
Режим 1	72,7
Режим 2
Режим 3	35,5
Режим 4	В лінії з установкою	50,4
Без установки	72,7
Режим 5	В лінії з установкою
Без установки	72,7
Режим 6	72,7
Режим 7

 

 

В таблиці 3.9 показано завантаження трансформаторів. З отриманих показників видно, що при встановленні джерела розосередженої генерації на стороні 0,4кВ завантаження трансформатора зменшується. Найменше завантаження трансформатора в третьому режимі. Тобто коли джерело розосередженої генерації використовується для генерації активної потужності та компенсації реактивної.

Наступна таблиця – таблиця навантажень ділянок мережі (таблиця 3.10). В цій таблиці відслідковується зміна навантаження на кожній ділянці в залежності від місця встановлення та призначення установки генерації.

 

Таблиця 3.10 – Таблиця навантажень на ділянках мережі

Режим
Режим 1	200+j200	208,35+j202,98	212,36+j222,69	1699,52+j1781,808
Режим 2	140+j200	146,22+j202,22	149,41+j219,34	1195,75+j1754,94
Режим 3	140+j0	142,05+j0,73	143,77+j13,198	1150,296+j105,648
Режим 4	0+j200	4,175+j201,49	6,623+j216,26	1493,774+j1775,36
Режим 5	200+j0	204,175+j1,49	206,658+j16,37	1693,774+j1575,469
Режим 6	200+j200	208,35+j202,98	212,36+j222,69	1099,52+j1781,808
Режим 7	140+j200	146,22+j202,22	149,41+j219,34	1036,549+j1778,449

З результатів, що наведені в таблиці 3.10, можна побачити, що в залежності від місця встановлення джерел розосередженої генерації, навантаження на ділянках помітно зменшується, а отже зменшуються втрати активної потужності на цих ділянках. Якщо ж оцінити по значенням S₃ , виявився останній, тобто сьомий режим, коли встановлювали два джерела генерації: один в точці 1, другий в т.2.

Завантаження кабельних ліній показано в таблиці 3.11.

 

Таблиця 3.11 – Завантаження кабельних ліній

 

Режим	АСБ (4х185)	АСБ (3х185)	АСБ 2х(3х185)
	, %		, %		, %
Режим 1	408,25	118,3	17,766	5,73	142,164	45,9
Режим 2	352,37	102,1	15,322	4,94	122,605	39,55
Режим 3	202,07	58,6	8,335	2,69	66,692	21,5
Режим 4	288,68	83,7	12,492	4,03	133,956	43,2
Режим 5	288,68	83,7	11,969	3,86	133,554	43,08
Режим 6	408,25	118,3	17,766	5,73	120,88
Режим 7	352,37	102,1	15,322	4,94	118,85	38,34

 

Як видно з таблиці, всі кабельні лінії, як в вихідному режимі, так і в режимах з генерацією, не перевантажені. Що слугує для нормальної роботи кабельних ліній. Також можна зробити висновок, що при використанні джерел розосередженої генерації в кожній з 8 ліній, на стороні 0,4кВ, в якості генератора активної потужності та компенсатора реактивної потужності (режим 3) лінії розвантажуються майже на 50% від вихідного режиму.

Також важливим показником при розрахунку режиму є втрати напруги на ділянках мережі. Для першого варіанту схеми для всіх режимів втрати напруги представлені в таблиці 3.12.

 

Таблиця 3.12 – Втрати напруги на ділянках мережі

 

Режим	,	,	,	,	, %
В	%	В	%	В	%	В	%
Режим 1	11,33	2,83	0,29	0,0029	2,63	0,026	21,05	0,21	3,067
Режим 2	8,825	2,206	0,268	0,0027	2,09	0,021	16,74	0,17	2,4
Режим 3	5,845	1,46	0,051	0,00051	1,25	0,013	10,01	0,1	1,57
Режим 4	2,98	0,745	0,217	0,0022	0,89	0,009	19,31	0,19	0,946
Режим 5	8,35	2,09	0,074	0,0007	1,79	0,018	20,21	0,2	2,31
Режим 6	11,33	2,83	0,29	0,0029	2,63	0,026	16,04	0,16	3,02
Режим 7	8,825	2,206	0,268	0,0027	2,09	0,021	15,5	0,16	2,39

З таблиці 3.12 видно, що втрати напруги на всіх ділянках не перевищують допустимим нормам. І при встановленні джерел розосередженої генерації режими напруги не погіршуються.

У наступних двох таблицях (таблиці 3.13-3.14) приведені втрати активної потужностей. Втрати потужності представлені в натуральних і абсолютних величинах.

Оскільки в кожному режимі розглянута різна кількість джерел розосередженої генерації, то для аналізу втрат активної та реактивної потужності, буде доцільним перевести всі отримані значення втрат в абсолютні величини.

Таблиця 3.13 – Втрати активної потужності, кВт

 

, кВт	, кВт	, кВт	, кВт	кВт	Режим
Для 1 лінії	Сумарне ліній	Для 1 лінії	Сумарне ліній	Для 1 лінії	Сумарне ліній
8,35	66,8	4,01/1	32,08/8	0,08	0,64	5,063	104,583	Режим 1
6,22	49,76	3,19/1	25,52/8	0,0588	0,47	3,77	79,52	Режим 2
2,05	16,4	1,72/1	13,76/8	0,017	0,136	1,11	31,406	Режим 3
4,175	62,625	2,448/1	30,518/8	0,039	0,599	4,495	98,237	Режим 4
4,175	62,625	2,483/1	30,553/8	0,036	0,596	4,468	98,242	Режим 5
8,35	66,8	4,01/1	32,08/8	0,08	0,64	3,66	103,18	Режим 6
6,22	64,67	3,19/1	31,26/8	0,0588	0,62	3,538	100,087	Режим 7

 

Таблиця 3.14 – Втрати активної потужності, %*

%	%	%	%	%	Режим
Для1 лінія	Сумарне ліній	Для1 тр-ра	Сумарне ліній	Для 1 лінії	Сумарне ліній
-	63,873	-	30,674	-	0,612	4,841		Режим 1
-	47,58	-	24,4	-	0,45	3,605	76,035	Режим 2
-	15,681	-	13,157	-	0,131	1,061	30,03	Режим 3
-	59,88	-	29,181	-	0,573	4,298	93,932	Режим 4
-	59,881	-	29,214	-	0,57	4,272	93,937	Режим 5
-	63,873	-	30,674	-	0,612	3,5	98,66	Режим 6
-	61,835	-	29,89	-	0,593	3,383	95,7	Режим 7

 

%* - всі порівняння наведені відносно вихідного режиму без компенсації (режиму 1).

 

З отриманих результатів (табл. 3.14) можна зробити висновок, що:

- із розглянутих режимів найкращим відносно являється режим часткової компенсації активної та реактивної потужності, тобто режим 3. При такому встановленні джерел розосередженої генерації втрати активної потужності зменшуються майже до 30% від початкового значення;

- відносно всіх ділянок мережі найбільші втрати активної потужності виявлені на ділянці Т1-РЩ1.

У наступних двох таблицях (таблиці 3.15, 3.16) приведені втрати активної потужностей. Втрати потужності представлені в натуральних і абсолютних величинах.

 

 

Таблиця 3.15 – Втрати реактивної потужності, кВАр

кВАр	кВАр	кВАр	кВАр	кВАр	Режим
Для1 лінії	Сумарне ліній	Для 1 тр-ра	Сумарне ліній	Для 1 лінії	Сумарне ліній
2,98	23,8	19,71/10,2	157,68/81,6	0,036	0,288	2,33	184,138	Режим 1
2,22	17,76	17,12/10,2	136,96/81,6	0,027	0,22	1,74	156,68	Режим 2
0,73	5,84	12,468/10,2	99,744/81,6	0,008	0,064	0,51	106,158	Режим 3
1,49	22,35	14,77/10,2	152,74/81,6	0,018	0,27	2,073	177,433	Режим 4
1,49	22,35	14,88/10,2	152,85/81,6	0,0165	0,2685	2,06	177,53	Режим 5
2,98	23,8	19,71/10,2	157,68/81,6	0,036	0,288	1,69	183,498	Режим 6
2,22	23,08	17,12/10,2	155,09/81,6	0,027	0,279	1,631	180,08	Режим 7

 

Таблиця 3.16 – Втрати реактивної потужності, %**

%	%	%	%	%	Режим
Для 1 лінії	Сумарне ліній	Для 1 тр-ра	Сумарне ліній	Для 1 лінії	Сумарне ліній
-	12,925	-	85,631	-	0,156	1,265		Режим 1
-	9,645	-	74,379	-	0,119	0,945	85,088	Режим 2
-	3,172	-	54,168	-	0,035	0,277	57,651	Режим 3
-	12,138	-	82,949	-	0,146	1,126	96,359	Режим 4
-	12,138	-	83,008	-	0,146	1,119	96,411	Режим 5
-	12,925	-	85,631	-	0,156	0,918	99,65	Режим 6
-	12,534	-	84,225	-	0,152	0,886	97,796	Режим 7

** - всі порівняння наведені відносно вихідного режиму без компенсації, тобто режиму 1.

 

З отриманих результатів таблиці 3.16 робимо висновок, що:

а) оптимальним режимом встановлення джерел розосередженої генерації, являється режим часткової компенсації активної та реактивної потужності, тобто режим 3. При такому режимі втрати реактивної потужності зменшуються на 42% відносно вихідного режиму 1;

б) якщо розглядати втрати по кожній ділянці мережі, то найбільші втрати реактивної потужності виявлені в трансформаторі.

Після розрахунку всіх режимів можемо оцінити річні втрати електричної енергії. Втрати активної енергії в мережі можна визначити, помноживши втрати активної потужності на час роботи мережі при даному навантаженні:

 

, (3.44)

де - річні втрати електроенергії режиму, ;

- час роботи за рік,

Оскільки в характеристиці підприємства не уточнюється кількість змін, то річні втрати електроенергії будемо розраховувати для трьох інтервалів часу:

,

,

.

Економія електричної енергії ()від застосування джерел розосередженої генерації:

 

, (3.45)

де - річні втрати електроенергії режиму без генерації джерелами розосередженої генерації, тобто вихідного режиму 1;

Тоді економія електроенергії в гривнях буде складати:

 

, (3.46)

де - вартість електричної енергії, отриманої від системи централізованого енергопостачання,

Зведемо в таблицю 3.17 ці три показники, тобто втрати електроенергії , економія електроенергії від застосування джерел розосередженої генерації та економію в гривнях .

 

 

Таблиця 3.17 – Показники економії в грн. та кВт год від зменшення втрат електроенергії

Режим
Режим 1				-	-	-	-	-	-
Режим 2
Режим 3
Режим 4
Режим 5
Режим 6
Режим 7

 

 

Як видно із таблиці 3.17, найменші втрати електроенергії відносно вихідного режиму відповідають режиму 3. Тобто, економія коштів від зменшення втрат електроенергії, також буде при цьому режимі. Протягом року підприємство буде заощаджувати: при роботі в одну зміну – 49760 грн; при двозмінній роботі – 99521 грн; при роботі в три зміни - 149281 грн.

В таблиці 3.17 показано заощадження коштів на зменшенні втрат електроенергії від застосування джерел розосередженої генерації, але без врахування витрат на вироблення електричної енергії самою генеруючою установкою.

Тому в таблиці 3.18 представлено прибуток, який ми отримуємо від встановлення генеруючих установок, з урахуванням коштів, які треба потратити для вироблення електроенергії.

Таблиця 3.18 – Економічні показники від застосування джерел розосередженої генерації

	Вартість ел.ен., тис.грн	Вартість ел.ен., виробл. установкою, тис.грн	Плата за всю спожиту ел.ен, тис.грн	Прибуток *, тис.грн
Режим 1	1155,7	2311,3	3467,0	-	-	-	1155,7	2311,3	3467,0	-	-	-
Режим 2	813,1	1626,2	2439.3	105,6	211,2	316,8	918,7	1837,4	2756,1	237,0	473,9	710,9
Режим 3	782,2	1564,4	2346,6	105,6	211,2	316,8	887,8	1775,6	2663,4	267,9	535,7	803,6
Режим 4	1015,8	2031,5	3047,3	44,0	88,0	132,0	1059,8	191,8	3179,3	95,9	191,8	287,7
Режим 5	1151,8	2303,5	3455,3	0,44	0,88	1,32	1152,2	2304,4	3456,7	3,4	6,9	10,4
Режим 6	747,7	1495,3	2243,0	132,0	264,0	396,0	879,7	1759,3	2639,0	276,0	552,0	828,0
Режим 7	704,9	1409,7	2114,6	145,2	290,4	435,6	850,0	1700,1	2550,2	305,6	611,2	916,9

* - При розрахунку прибутку врахована паливна складова виробітку енергії засобами генерації

 

Відповідно до даних [1] вартість установок розосередженної генерації становитиме (таблиця 3.19):

 

Таблиця 3.19 – Вартість установок розосередженої генерації

Види установок	Вартість грн./кВт	Вартість 1 шт., тис. грн. при	Вартість 8шт., тис.грн., при
Р=60кВт	Р=600кВт	Р=60кВт	Р=600кВт
Двигун внутрішнього згорання
Газопоршнева електростанція	1500-2800	90-168	900-1680	720-1344	7200-13440
Газотурбінна установка	1500-2800	90...	900...	720...	7200...

 

Висновки

 

1. Проведено розрахунки і порівняння семи режимів для чотирьох варіантів схеми.

2. В кожному режимі змінювали місце розташування і кількість джерел розосередженої генерації. В прибуток, який отримали від встановлення установок, не входить вартість цих установок. Вважалось що установки вже придбані.

3. Поставлену задачу вибору оптимального місця встановлення генеруючих установок в роботі розглянуто з урахуванням певної кількості критеріїв. Тому висновки отриманих результатів треба робити по кожному критерію окремо. Отже:

- оптимальними зонами встановлення генеруючих установок з урахуванням мінімізації втрат активної потужності та електричної енергії являються шини груп споживачів. При цьому джерело генерації повинно працювати в режимі часткової компенсації, як активної так і реактивної потужності.

- якщо показником розглядати прибуток, який ми можемо отримати від встановлення джерел розосередженої генерації, то оптимальним режимом є режим встановлення джерел розосередженої генерації на шинах 10 кВ РП, та на шинах 0,4 кВ груп споживачів.

4. Інформаційно-обчислювальний комплекс ІВК – СЕС в роботі використано для проведення аналізу з ефективності і управління режимами, а також для створення великої кількості варіантів. Можливості комплексу дозволяють для будь-якої схеми електропостачання здійснити багатоваріантність моделювання з визначенням найвпливовіших факторів, проглянути варіанти встановлення засобів генерації, здійснювати порівняльний аналіз

5. Здійснено порівняльний аналіз стосовно результатів розрахунків проведених за допомогою та отриманих при ручному підрахунку. Можна вважати, що похибки не перевищують значення %. Причину похибок можна пояснити тим, що програма при розрахунках користується усередненими значеннями технічних параметрів елементів схеми, тобто спрощеними розрахунковими моделями. Зазначеної точності здійснюваних розрахунків достатньо для проведення досліджень та вирішення практичних задач.