Содержание к диссертации
Введение
Раздел I. Методы и алгоритмы регулирования напряжения и измерения параметров в центрах питания электросетей 12
1.1 Описание технологического процесса регулирования электроэнергии, актуальность задачи 12
1.2 Анализ практических исследований по регулированию напряжения в распределительных сетях 0,38 - 10 кВ 19
1.3 Основные виды устройств для автоматического регулирования напряжения трансформаторов 24
1.4 Архитектура и функции автоматизированной информационно-измерительной системы контроля и учета электроэнергии 38
1.5 Анализ функциональных возможностей, архитектур и принципов построения, современных АС для центров питания 48
1.6 Постановка задачи исследования 54
Выводы по разделу 1 58
Раздел II. Разработка метода обеспечения совместимости и интеграции АСУ энергоресурсами 60
2.1 Задачи оптимального управления по методу интеграции АСУ энергоресурсами 61
2.2 Построение и расчет моделей электрических сетей 0,38 - 10 кВ 64
2.3 Определение параметров электрических сетей 6-10кВ 68
2.4 Динамическое программирование в целях оптимального регулирования напряжения 70
2.5 Эвристический подход к решению задач оптимального управления 71
2.6 Динамическое программирование для электрических непрерывных систем 83
2.7 Последовательность интеграции по методу обеспечения совместимости
и интеграции АСУ энергоресурсами 89
2.8 Структура интегрированной АСУ энергоресурсами на основе эффективной организации баз данных 91
Выводы по разделу II 95
Раздел III. Идентификация и адаптация автоматических систем регулирования с использованием имитационных моделей 94
3.1 Алгоритм оптимизации системы автоматического регулирования напряжения 94
3.2 Описание функций интегрированной АСУ энергоресурсами 102
3.3 Описание программного средства для ЭВМ «Расчет переходных параметров для настроек автоматизированной системы регулирования напряжения трансформаторов» 107
3.4 Описание программного средства для ЭВМ «Программа автоматизации процесса регулирования напряжения трансформаторов в центрах питания электрических сетей» 121
Выводы по разделу III 129
Раздел IV. Экономическая эффективность и направления дальнейших научных исследований 131
4.1 Расчет доходов и показателей экономической эффективности оптимального инвестиционного проекта ИАСУЭ 131
4.2 Направления дальнейших исследований 137
Выводы по разделу IV 140
Основные результаты и выводы работы 142
Список использованных источников
- Анализ практических исследований по регулированию напряжения в распределительных сетях 0,38 - 10 кВ
- Определение параметров электрических сетей 6-10кВ
- Описание функций интегрированной АСУ энергоресурсами
- Направления дальнейших исследований
Введение к работе
Актуальность темы. Развитие производства, сферы обслуживания, улучшение условий проживания населения предопределяет повышение требований к качеству электроснабжения и, как следствие, к качеству распределения и регулирования электроэнергии (ЭЭ). Одним из способов повышения эффективности распределения и регулирования ЭЭ является совершенствование структуры АСУ энергоресурсами. Это в полной мере относится к центрам питания электрических сетей, которые занимают ключевое место в процессах передачи и распределения ЭЭ.
Действующая в области электроэнергетики нормативно-правовая база предъявляет жесткие требования к качеству поставляемой потребителям ЭЭ. К таким нормативным документам относятся: Гражданский кодекс РФ, Федеральный закон РФ об электроэнергетике (ст. 38), ГОСТ 13109-97 «Нормы качества электрической энергии в системах электроснабжения общего назначения».
Одним из основных показателей качества электроэнергии (ПКЭ) является установившееся отклонение напряжения от номинального значения, поскольку наиболее экономично и надежно потребители работают при определенном оптимальном значении напряжения.
Положение о технической политике в электросетевом комплексе обязывает при выборе средств регулирования напряжения на подстанциях 35-220 кВ устанавливать трансформаторы с устройствами регулирования напряжения, предназначенными для работы в автоматическом режиме.
Значительная часть энергосистем России (около 37 %) имеет низкий уровень оснащенности (ниже 22 %) устройствами автоматического регулирования напряжения (АРН), что не позволяет обеспечивать поддержание напряжения в диапазонах, необходимых для нормальной работы приемников ЭЭ.
В условиях недостаточного финансирования технического перевооружения сетей средствами АРН существенно минимизировать затраты на проектирование, установку и эксплуатацию систем централизованного автоматизированного регулирования напряжения можно, используя каналообразующую аппаратуру, аппаратные средства, программное обеспечение совместно с другими вновь устанавливаемыми автоматизированными комплексами для центров питания электрических сетей. Одной из таких систем является распространенная автоматизированная информационно-измерительная система коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ). Наряду с этим, одним из базовых принципов (согласно Положению о технической политике в распределительном электросетевом комплексе) является автоматизация электрических сетей, реализуемая на принципах единой платформы интеграции и единой информационной среды. В этой связи особую актуальность приобрели вопросы создания эффективных методов обеспечения совместимости и интеграции АСУ энергоресурсами в центрах питания. Эта проблема на сегодняшний день недостаточно изучена и требует научного обоснования.
Работа выполнена в рамках госбюджетной темы «Интеллектуальные системы
автоматизированного проектирования и управления» (№ГР 01990000120)',
выполняемой на кафедре систем автоматизации производства ГОУ ВПО «ОГУ». !
Цель работы: повышение эффективности распределения и регулирования ЭЭ за счет интеграции автоматизированной системы учета ЭЭ и автоматизированной системы регулирования напряжения.
Задачи исследования:
разработка метода обеспечения совместимости и интеграции АСУ энергоресурсами (АСУЭ) с функциями учета потребления ЭЭ;
нахождение структурного решения интегрированной автоматизированной системы управления энергоресурсами (ИАСУЭ) на основе системы эффективной организации и ведения баз данных АСУЭ;
разработка алгоритма оптимизации системы автоматического регулирования (САР) напряжения на основе идентификации и адаптации имитационной модели САР к ее оригиналу;
оценка эффективности интегрированной АСУ энергоресурсами в производственных условиях;
- разработка пакета прикладных программ, обеспечивающих подсистему АСУЭ.
Объектом исследования является процесс распределения и регулирования
электрической энергии в центрах питания электрических сетей.
Предметом исследования является интеграция автоматизированных систем управления энергоресурсами.
Методы исследования. В работе использованы теории и методы: электрических сетей и систем, автоматического управления, идентификации динамических систем; адаптации автоматических систем; математической статистики и моделирования; информационных технологий; математического программирования.
Научная новизна результатов заключается в следующем:
разработан метод обеспечения совместимости и интеграции АСУ энергоресурсами для центров питания электрических сетей;
получено структурное решение построения интегрированной АСУ энергоресурсами и принципов информационного взаимодействия ее компонентов;
разработана система эффективной организации и ведения центральной базы данных интегрированной АСУ, обеспечивающая взаимодействие информации между компонентами системы;
создана методика оптимизации САР напряжения на основе идентификации и адаптации имитационной модели САР к ее оригиналу.
Практическая значимость:
разработаны новый алгоритм и его программная реализация для оптимизации процесса автоматического регулирования напряжения трансформаторов;
разработан алгоритм идентификации процесса регулирования;
разработаны элементы функциональной схемы ИАСУЭ;
разработан программный комплекс для функционирования АРМ ИАСУЭ, который включает: а) модуль программы автоматизации АРН; б) модуль мониторинга ПКЭ и электропотребления;
Использование результатов работы. Результаты диссертационной работы приняты к внедрению ОАО «Энергоцентр» (г. Москва), внедрены в ОАО «Энергоучет» (г. Оренбург), Управлении телекоммуникационных информационных технологий и связи ООО «Оренбурггазпром» (г. Оренбург) и в учебный процесс ГОУ ВПО «ОГУ». Результаты работы могут быть использованы электросетевыми предприятиями при автоматизации центров питания, а также крупными промышленными предприятиями, имеющими на балансе подстанции 35-110 кВ. ИАСУЭ может расширяться путем добавления новых автоматизированных ПС.
Апробация работы. Основные положения и результаты диссертационной работы докладывались и получили одобрение на семинаре Оренбургского областного союза промышленников и предпринимателей «Повышение надежности энергоснабжения потребителей Оренбургской области» (Оренбург, 2006); международной межвузовской научно-методической конференции «Проблемы формирования университетского комплекса на базе технического вуза» (Самара, 2007); третьей научно-технической конференции «Молодые ученые и специалисты в области электроэнергетики» (Москва, 2008); XV международной научно-технической конференции «Радиолокация, навигация, связь» (Воронеж, 2009); всероссийской научно-практической конференции «Многопрофильный университет как региональный центр образования н науки» (Оренбург, 2009); всероссийской научно-практической конференции «Образование в негосударственном вузе: опыт, проблемы, перспективы» (Оренбург, 2009); расширенном заседании кафедры САП ГОУ ВПО «ОГУ» (2009). На разработанные прикладные программы получены свидетельства о госрегистрации программных средств.
Основные положения, выносимые на защиту:
метод обеспечения совместимости и интеграции АСУ энергоресурсами, применяемый для центров питания электрических сетей;
структурное решение ИАСУЭ и алгоритм взаимодействия ее компонентов;
система эффективной организации и ведения баз данных интегрированной АСУ;
алгоритм идентификации систем АРН с использованием имитационного моделирования и методики оптимизации режима автоматического регулирования.
Публикации. По теме диссертации опубликовано 12 печатных работ, в том числе одна статья в журнале из перечня ведущих рецензируемых журналов ВАК и получено четыре свидетельства о регистрации программных средств.
Структура и объем диссертации. Диссертация состоит из введения, четырех разделов, основных результатов и выводов, списка использованных источников из 124 наименований, содержит 156 страниц машинописного текста, включая 18 рисунков, 15 таблиц, 3 приложения.
Анализ практических исследований по регулированию напряжения в распределительных сетях 0,38 - 10 кВ
Для поддержания необходимого режима напряжения в электрических системах используются следующие принципы регулирования напряжения: - централизованное регулирование, когда воздействие оказывается на большое количество узлов сети. Такое регулирование осуществляется генераторами и трансформаторами электростанций, трансформаторами крупных системных и районных подстанций, синхронными компенсаторами; местное регулирование используется в связи с тем, что централизованного регулирования оказывается недостаточно для поддержания напряжения в требуемом диапазоне во всех узлах.
Такое регулирование осуществляется трансформаторами понижающих подстанций и батареями статических конденсаторов; - смешанное регулирование, использующее оба принципа. Закон встречного регулирования напряжения. В соответствии с ПУЭ [85]. энергоснабжающая организация должна поддерживать напряжение в центре питания в режиме наибольшей нагрузки не ниже 1,05 С/ном, а в режиме наименьшей нагрузки не выше 1,0 [/ном (п. 1.2.23). В этом требовании заключается принцип встречного регулирования напряжения. Рассмотрим подробнее встречное регулирование на примере схемы на рис. 1.2.6. Здесь точка 1 соответствует шинам питающей подстанции высокого напряжения , например ПО кВ. Районная подстанция Б оснащена трансформатором с регулированием под нагрузкой (РПН) 110/10 кВ, который на рисунке представлен сопротивлением ZTP И имеет идеальный коэффициент трансформации. На рисунке приняты следующие обозначения: U\ — напряжение на шинах питающей подстанции А; С/г — напряжение на шинах первичного напряжения районной подстанции Б; U I — приведенное напряжение на шинах районной подстанции Б с учетом потерь напряжения в трансформаторе; 7з — напряжение на шинах вторичного напряжения районной подстанции Б; U4 — напряжение на шинах узла нагрузки, ближайшего к подстанции Б; Us — напряжение на шинах узла нагрузки, наиболее удаленного от подстанции Б. Все напряжения приведены в относительных единицах.
На рис. 1.2.6 представлены графики изменения напряжения для режимов наибольших «НБ» и наименьших «НМ» нагрузок. Напряжение на шинах первичного напряжения районной подстанции Б равно Ui = U\ - At/12, где A C/i2 - потери на участке сети от подстанции А до подстанции Б. На рисунке показаны два варианта изменения напряжения в сети между третьим и пятым узлами. В первом случае напряжение с помощью трансформатора подстанции Б не регулируется (штриховые линии). Пусть допустимые диапазоны изменений напряжения на зажимах потребителей составляют от 0,95 до 1,05 С/ном. При отсутствии регулирования напряжение [/4 и Us у потребителей в режиме наименьших и наибольших нагрузок не вписывается в заданный диапазон. Подобный характер изменения напряжения не соответствует закону встречного регулирования напряжения и наблюдается во многих распределительных сетях России. Во втором варианте, при регулировании напряжения, в режиме наименьших нагрузок напряжение /з на шинах подстанции Б понижается на Д7 = Ет , а в режиме наибольших нагрузок повышается на U = Енб (сплошные линии). Таким образом, напряжение как на зажимах ближних (четвертый узел), так и удаленных электроприемников (пятый узел) вводится в допустимые пределы. Именно такое регулирование является встречным [51].
Эпюры напряжения при встречном регулировании напряжения Разница между напряжениями на шинах первичного (второй узел) и вторичного (третий узел) напряжений будет зависеть от потерь напряжения в трансформаторе ДСЛ = ДС/гз и добавки Е, определяемой коэффициентом трансформации. Вторичное напряжение равно: С/з = Ui- AU23 + Е
Практические исследования в распределительных электрических сетях 10-0,38 кВ показывают, что данному вопросу не уделяется должного внимания [73]. По результатам периодического контроля можно выделить несколько характерных случаев, характеризующих состояние проблемы автоматического регулирования напряжения.
Первый случай. Автоматическое регулирование отсутствует. Измерения проводились на шинах РП 10 кВ, получающей питание от шин ПС 110/10 кВ, в течение 8 суток. С помощью специальных средств измерения одновременно контролировались два параметра: установившееся отклонение напряжения и мощность нагрузки. Как видно из представленных графиков, между мощностью нагрузки и напряжением наблюдается обратная зависимость. При снижении нагрузки напряжение увеличивается, а при увеличении, уменьшается. Нижняя граница отклонения напряжения в данном случае, соответствует наибольшей нагрузке, то есть когда потери напряжения в распределительной сети максимальные. Ширина диапазона установившегося отклонения напряжения составляет более 6,5%. В данном случае, обеспечить требования стандарта на выводах электроприемников невозможно [73].
Второй случай: «Грубые» настройки автоматического регулятора РПН. Другим характерным случаем, является «грубая» настройка автоматического регулятора напряжения. Пример изменения установившегося отклонения напряжения для такого варианта приведен на рис. 1.3. Блок автоматического регулятора имел следующие настройки: - напряжение, которое необходимо поддерживать в точке стабилизации (в данном случае на шинах центра питания) - 7,5%; - зона нечувствительности (ширина диапазона, в пределах которого не происходит срабатывания регулирующей аппаратуры) - 4%; - выдержка времени (для отстройки от пусковых токов) - 160 секунд. Как видно из рисунка, отклонение напряжения на шинах центра питания изменяется в диапазоне от 8UHUXH= +5,7% до 5UeepxH = +9,4%, т.е. точно вписывается в настройки автоматического регулятора (7,5±2%). При этом так же, как и в первом случае можно ожидать, что наибольшее значение установившегося отклонения напряжения соответствует наименьшей нагрузке, а наименьшее наибольшей нагрузке. Удаляясь от шин центра питания, ширина диапазона, в котором изменяется установившееся отклонение напряжения, будет только увеличиваться. Учитывая, что потери напряжения в сетях 380 В могут достигать 7,5 и даже 9%, нетрудно убедиться (рис. 1.4), что гарантировать выполнение нормативных требований на выводах всех электроприемников невозможно.
Определение параметров электрических сетей 6-10кВ
Широкое распространение микроЭВМ, персональных компьютеров и микропроцессоров в качестве обрабатывающей и вычислительной базы современных АСУ, новые информационные технологии, развитое программное обеспечение, значительный спектр выполняемых функций обеспечивает в настоящее время возможность применения таких систем для решения задач в различных областях. В первую очередь для управления энергоресурсами и контроля энергопотребления промышленных производств, в корпоративных информационных сетях, региональных и автономных энергосистемах, водоснабжении, на транспорте (ж/д и трубопроводном). Во многом это стало возможным благодаря модульной архитектуре систем, их масштабируемости, наличию режима работы в реальном времени [2,39].
Вместе с тем в последние годы наметилась тенденция к практически. повсеместной автоматизации производственных процессов, увеличению, пространственному рассредоточению и усложнению технических устройств электрических сетей, возрастанию потоков информации, что привело к значительному ужесточению требований к точности измерений, безошибочности управления в совокупности с универсальностью систем по многим параметрам.
Новые требования выявили и недостатки, присущие современным АСУ энергоресурсами.
1. Расширяющийся рынок электроэнергии определяет новые условия ДЛЯ управления энергосистемой, дает новый опыт работы. До появления рынка режимы энергосистем управлялись только системами диспетчерского управления. В настоящее время для устойчивой и эффективной работы энергосистем необходимы с одной стороны жесткий контроль, точность измерений и достоверность управлении распределительными электросетями, с другой стороны строгое соблюдение нормативных требований по качеству электроэнергии (в том числе по установившемуся отклонению напряжения). Другими словами существует острая необходимость в совместной работе на одном объекте двух различных типов автоматизированных систем - АРН и АИИС КУЭ. Очевидно, что технически и экономически целесообразно создать единую интегрированную АСУ, сочетающую функции регулирования напряжения и учета энергопотребления. В настоящее время ведущими зарубежными и российскими производителями ведутся интенсивные работы по созданию интегрированных систем. Однако, несмотря на достигнутые положительные результаты, в полной мере реализовать такую систему пока не удалось.
2. Обеспечение высокой достоверности информации является чрезвычайно важным при построении АС. Однако при резко возросших в последнее время объемах информации, пропорционально возрастает и число отказов, увеличивается вероятность появления ложных сигналов и команд управления, что негативно отражается на эффективности функционирования распределительных электросетей [2].
3. Современные АСУ в электроэнергетике, изначально ориентированные на использование одного вида канала связи (КС), адаптируются для применения в системах с различными конфигурациями каналов связи путем ввода в них дополнительных процедур передачи данных при неизменности каналообразующей аппаратуры. Однако подобная унификации программно-технических средств в системах с КС различной конфигурации без их системной, алгоритмической и структурной адаптации приводит к снижению быстродействия информационных обменов.
5. Для современных АСУ характерным является закрытость их программного кода. Такой подход становится непреодолимым барьером при модернизации, масштабировании и наращивании функциональности АСУ.
Совокупность приведенных выше недостатков современных АСУ электроэнергетики для распределительных сетей определяет требования к построению перспективных высокоэффективных интегрированных АСУ, с функциями регулирования напряжения и учета потребления электроэнергии.
Резюмируя вышесказанное можно констатировать, что современные АСУ электроэнергетики, несмотря на множество достоинств не в полной мере обеспечивают требуемую функциональность, достоверность принятия решений по управлению напряжением ПС, точность и быстродействие измерительных операций, существуют значительные возможности для повышения эффективности процессов распределения и регулирования электроэнергии. Все это требует разработки новых АСУ, методов обеспечения совместимости и интеграции АСУ, АСУТП, АС 11111, и обмена информации при контроле и управлении ПС и учете потребления электроэнергии.
Решение указанных задач позволит значительно повысить.автоматизацию процесса управления и контроля электрических сетей при производстве,. транспортировке и распределении энергоресурсов, обеспечив при этом высокие динамические характеристики системы, в первую очередь, управляемости, достоверности, быстродействия, точности измерений, тем самым значительно повысив эффективность и надежность функционирования распределительных электросетей 0,38-10 кВ.
Задача создания высокоэффективных устройств автоматического измерения, контроля и управления распределительными электросетями в различных отраслях науки и техники, разработка алгоритмов адаптации и оптимизации САР в составе ИАСУ, нахождения стуктур и алгоритмов работы ИАСУ, эффективный учет и распределение энергоресурсов входит в "Приоритетные направления развития науки, технологий и техники Российской Федерации" и "Перечень Критических технологий Российской Федерации". Все вышеперечисленное в полной мере доказывает научную и практическую необходимость и актуальность проведения диссертационных исследований. Решению поставленной проблемы и посвящена данная диссертационная работа.
Таким образом, несмотря на имеющиеся достижения в области автоматизации центров питания, с научной точки зрения рассматриваемую проблему нельзя считать окончательно решенной. Требуется систематизация имеющихся АС, разработка методов интеграции АСУ, исследование процессов информационного обмена в интегрированных АСУ центров питания. От решения этих вопросов в значительной степени зависит эффективность распределения и регулирования ЭЭ. С учетом выявленных проблемных вопросов сформулированы цель и задачи исследования.
Описание функций интегрированной АСУ энергоресурсами
Вследствие изменения параметров сетей (ввод в работу новых трансформаторов, сезонное отключение трансформаторов, замены проводов и кабелей на другую марку и сечение и т.д.) изменяются динамические характеристики системы регулирования напряжения. В процессе их функционирования снижается эффективность использования предложенного метода определения Цопт и делает первоначально настроенный автоматический регулятор в лучшем случае не оптимальным, а в худшем случае неработоспособным. В связи с этим закономерны разработка и внедрение алгоритмов оптимизации САР.
Большинство существующих способов адаптивного управления предполагает наличие адекватного математического описания объекта регулирования и построенной на его основе имитационной модели системы. Предлагаемый подход основан на идентификации и адаптации имитационной модели системы регулирования к ее оригиналу с последующим определением оптимальных настроечных параметров регулятора.
Структурная схема идентификации объекта представлена на рисунке 3.1. Процедуру идентификации выполняется при запуске системы и периодически при эксплуатации. В соответствии с рисунком 3.1, приводится последовательность основных операций идентификации [32]. 1. Устанавливаются настроечные параметры на регуляторе Wp (s) и его модели Wp(s), гарантирующие запас устойчивости. Регулятор включается в работу. 2. На вход регулятора подается внешнее ступенчатое идентифицирующее воздействие по заданию u(t), необходимое для формирования выборки регулируемого параметра y(t). 3. Записываются в базу данных величины возмущения г (/-Д/), выборки регулируемого параметра y(i-At) и фиксированных интервалов времени і-At, где At - интервал записи выборки в базу данных. 4. Выполняется процедура параметрической идентификации для принятой структуры модели объекта W0"(s) в соответствии с полученной выборкой характеристики реальной системы и ранее установленными начальными настройками на модели регулятора Wp(s).
С позиций системного подхода модель объекта будет считаться удовлетворительной, если при подаче на вход системы с действительным объектом и системы с моделью объекта одного и того же воздействия разность их выходных величин окажется достаточно малой. Критерий идентификации IUQ формируется в виде интеграла квадратов разности выходов реальной CAP y(t) и ее модели ум (/): 2-х
После определения параметров регулирования, осуществляется процедура параметрической оптимизации выбранного регулятора в среде имитационного моделирования. Структурная схема этой процедуры представлена на рисунке 3.2 [32].
В качестве критерия в алгоритме параметрической оптимизации регулятора выбран интеграл по модулю отклонения регулируемой величины напряжения в переходном процессе при ступенчатом возмущении по каналу регулирующего органа /1(f): 1,,х = ЇМО МО -Л-япіп, (3.2) где уM(t) - регулируемый параметр на выходе модели; хпп - интервал времени переходного процесса. Для окончательного формирования целевой функции интеграл (2) дополняется ограничением в виде функции штрафа на допустимую величину показателя колебательности М М оп: р = кд {і + \мдт - А,с (о р)\ ), если А„ (сор) М„„„; з где: Ак ( р) - максимальное значение амплитудно-частотной характеристики (АЧХ) для замкнутого контура регулируемой величины y(f) на резонансной частоте шр; Ма0„ - заданное значение показателя колебательности, определяющее допустимый запас устойчивости [32].
Определение параметров идентифицируемой модели и настроечных параметров регулятора в процессе адаптации базируется на численных методах с использованием алгоритма оптимизации.
Процедура идентификации объекта и оптимизации настроечных параметров регулятора в одноконтурной системе регулирования представлена в виде имитационной модели, включающей в себя объект регулирования с аддитивной случайной помехой и регулятор с реальным дифференцированием. Передаточная функция регулирования напряжения, где использование регулятора дает заметный эффект, выбрана в виде:
Как показали исследования, в большинстве случаев наиболее приемлемой оказывается аппроксимирующая модель в виде двух последовательно соединенных А-звеньев и звена транспортного запаздывания для объектов с самовыравниванием или в виде последовательно соединенных И-звена, А-звена и звена транспортного запаздывания для объектов без самовыравнивания. Такая аппроксимация позволяет снизить чувствительность по сравнению с настройками полученными по модели более высокого порядка. С учетом отмеченного, передаточная функция аппроксимирующей модели для принятого объекта с самовыравниванием может быть записана в виде: W»{s)=K%—?- -, (3.6) (tf-5 + l) где К о ,Tg ,tg - соответственно, коэффициент передачи, постоянная времени и транспортное запаздывание аппроксимирующей модели объекта.
Выборка переходного процесса, полученная в исследуемой реальной САР, и идентифицированный переходный процесс для принятого входного воздействия представлены на рисунке 3.3 а. По идентифицированной имитационной модели объекта по предлагаемой методике в соответствии со схемой на рисунке 3.2 проведен расчет настроек регулятора. Переходные процессы, полученные как на реальном объекте y0{f), так и на модели ул,(с) при изменении заданного номинального напряжения на 5 кВ продолжительностью 600 с и для возмущения по каналу регулирующего органа 1(0 = 10 % УП (указатель положения регулирующего органа) показаны на рисунке 3.3 б.
Направления дальнейших исследований
Операция чтения байта данных из порта никаких тяжелых последствий не несет, однако следует учитывать, что некоторые из разрядов портов инверсные. При эксплуатации на различных по быстродействию персональных компьютерах, а также при первом запуске программы необходимо установить коэффициент таймера (на различных ЭВМ он разный) методом подбора. Также устанавливаются время опроса датчика, время выдержки изделия под давлением и время теста.
После внесения необходимых установок нужно нажать кнопку «Сохранить и закрыть». Данные сохраняются в файл настроек «Conf.ini» и при запуске программы считываются из него.
В случае неправильной настройки оператор всегда сможет восстановить значения первичной настройки, нажав кнопку «Восстановить значения по умолчанию».
Необходимо отметить, что разработанная программа имеет возможность правильно функционировать на компьютерах, параллельный порт которых может работать в двунаправленном режиме. Используя компьютер, у которого есть возможность работы параллельного порта в разных режимах, необходимо установить режим работы порта как ЕРР.
На основе реализации программного средства определена эффективность функционирования подстанции с использованием ИАСУЭ. Реализация результатов исследования за счет внедрения интегрированной установки в производственных условиях на действующей подстанции 110/10 кВ позволила за счет внедрения интегрированной установки за период с 15.12.2008 по 10.09.2009 г.: - снизить годовые потери электроэнергии распределительных сетей 10 кВ с 7,4 до 4,6 % ; - снизить недоотпуск электроэнергии за год на 213,5 тыс. кВтч. Таким образом, внедрение разработанных программных комплексов повышает эффективность распределения и регулирования электрической энергии в среднем на 15,8 % в зависимости от условий режима работы электрической сети.
1. На основании предложенного алгоритма оптимизации - САР напряжения с помощью активной идентификации и адаптации с использованием имитационного моделирования создана возможность оптимизации подсистемы АРН в составе ИАСУЭ.
2. Осуществлена программная и техническая интеграция метода обеспечения совместимости и интеграции АСУ энергоресурсами с помощью двух программных средств, следовательно, решена поставленная задача интеграции АСУ.
3. На базе реализации программы «Расчет переходных параметров для настроек автоматизированной системы регулирования напряжения трансформаторов» получены оптимальные настройки регулятора, что обеспечило качественное электроснабжение пяти фидеров от шин исследуемого центра питания при минимуме расхода электроэнергии.
4. Реализовано программное средство «Программа автоматизации процесса регулирования напряжения силовых трансформаторов в центрах питания» с оптимальными настройками РПН, что обеспечивает работу подсистемы АРН.
5. Определена эффективность функционирования подстанции с использованием ИАСУЭ. Реализация результатов исследования в производственных условиях ОАО «Энергоучет» позволяет снизить годовые потери электроэнергии с 7,4 до 4,6 %, снизить недоотпуск электроэнергии за год на 213,5 тыс. кВтч. Внедрение разработанных программных комплексов повышает эффективность распределения и регулирования ЭЭ в среднем на 15,8 % в зависимости от условий режима работы электрической сеги.
Расчет доходов и показателей экономической эффективности оптимального инвестиционного проекта ИАСУЭ
Примем следующую структуру инвестиционного цикла Т: длительность инвестиционного периода Т = 12 лет, проектная фаза (разработка бизнес-плана создания предприятия - То = 1 год, со стоимостью этой разработки 5% от стоимости инвестиций, т.е. (0,05-154648,32) = 7732,42 млн. рублей; инвестиционная фаза согласно табл. 15.20, где Tj = 4 года, эксплуатационная фаза Т2 = 7 лет, т.е. Т = Т0 + Т,+Т2[60, 68].
Предположим, что доходы от эксплуатационной деятельности ежегодно будут возрастать на 5% (индекс 1,05), а затраты - на 3% (индекс - 1,03).
Определение критериев экономической эффективности предприятия (чистого дисконтированного дохода Д, внутренней нормы доходности - Ев.н., срока окупаемости инвестиций Тф.ок и рентабельности инвестиции - Н удобно вести по формулам [68] в следующий расчетной таблице 11.20.
Доходы от эксплуатации промышленных сетей (Р,„) могут рассматриваться опосредствовано как часть доходов, получаемых промышленными предприятиями за счет экономии электроэнергии при рациональном использовании производства и реализации выпускаемой продукции ( ,), пропорциональную доле затрат на электроэнергию (4) в стоимости (цене - Ц) или в себестоимости (S,) этой продукции: где Сп - текущие эксплуатационные затраты предприятия на содержание и обслуживание схемы электроснабжения с учётом всей потреблённой электроэнергии; Р, - рентабельность продукции /-го наименования в долях единицы (25%); НДС, - налог на добавленную стоимость по отношению к полной себестоимости продукции в долях единицы (13%); п - ассортимент продукции. Отсюда текущая прибыль [60, 68] от эксплуатации промышленных сетей определяется по формуле: Пш=Р,„-Ст-Нп (4.3) где Сш - эксплуатационные затраты промышленной электрической сети с учётом стоимости всей потреблённой (полезной и потерянной) электроэнергии по действующему покупному тарифу;
Нп- налоги, включаемые в себестоимость продукции (НДС и налог на имущество). Р = 58967,66 кВт C„p=Cv-AC3 + PmsxmaK.Z (4.4) Ст =49541,287 -15620,29 + 58967,66-8760-1,63 = 842,ОИмлн.р. Р1п = 842,021 (1 + 0,25 + 0,13) = \Ш,99млн.р. П. =1161,99 -842,021 = 319,97млн.р.
