Содержание к диссертации
Введение
Глава 1 Тенденции развития работ в области анализа и управления режимами местных электрических сетей 15
1.1 Значение информатизации МЭС в новых экономических условиях 15
1.2 Развитие технического обеспечения анализа и управления режимами МЭС 19
1.3 Программное обеспечение расчетов и анализа режимов МЭС 26
Выводы 32
Глава 2 Методы расчета установившихся режимов местных электрических сетей 34
2.1 Информационное обеспечение местных сетей 34
2.2 Традиционные алгоритмы расчета режима методом "в два этапа" 39
2.3 Представление местных сетей эквивалентными четырехполюсниками 47
2.4 Расчет режимных характеристик методом эквивалентных четырехполюсников 56
2.5 Сопоставительный анализ результатов расчетов МЭС методом «в два этапа» и методом эквивалентных четырехполюсников 58
Выводы 61
Глава 3 Анализ погрешностей определения параметров режима, наблюдаемость и оценивание состояния МЭС 63
3.1 Предельные погрешности параметров режима МЭС 63
3.2 Доверительные интервалы оценки напряжений в узлах нагрузки 71
3.3 Определение дисперсий режимных параметров МЭС 77
3.4 Проблема наблюдаемости МЭС 85
3.5 Вероятностное оценивание режима по данным телеизмерений 92
Выводы 100
Глава 4 Методы расчета и снижения потерь энергии в МЭС 101
4.1 Современное состояние проблемы расчета и снижения потерь энергии в МЭС 101
4.2 Методика расчета технических потерь электроэнергии в МЭС с использованием информации АСКУЭ и АСДУ... 111
4.3 Разработка метода решения задачи оптимизации комплекса мероприятий по снижению потерь энергии в МЭС 130
4.4 Расчет технических потерь энергии при разработке мероприятий по их снижению 146
4.5 Календарное планирование мероприятий по снижению потерь электроэнергии в МЭС 151
4.6 Проблема коммерческих потерь энергии и анализ их составляющих 159
4.7 Автоматизация работ по снижению коммерческих
потерь энергии в МЭС 166
Выводы 172
Глава 5 Управление режимом напряжения в МЭС 174
5.1 Автоматическое и автоматизированное регулирование напряжения в центрах питания МЭС 174
5.2 Настройка переключателя ПБВ трехобмоточных трансформаторов, работающих под управлением автоматических регуляторов напряжения 185
5.3 Регулирование напряжения в МЭС для экономии электроэнергии 190
Выводы 199
Глава 6 Разработка программно-вычислительного комплекса для АСДУМЭС 201
6.1 Цель и задачи программно-вычислительного комплекса.. 201
6.2 Алгоритмы решения некоторых задач комплекса 208
6.3 Графическая система ведения схемной информации в ПВКАМУРРС 223
6.4 Рациональное описание в ЭВМ фидеров МЭС 233
Выводы 238
Заключение 239
Библиографический список использованной литературы
- Значение информатизации МЭС в новых экономических условиях
- Традиционные алгоритмы расчета режима методом "в два этапа"
- Предельные погрешности параметров режима МЭС
- Современное состояние проблемы расчета и снижения потерь энергии в МЭС
Введение к работе
В современных условиях перехода российской экономики к рыночным механизмам управления изменяются взаимоотношения между энергоснабжающими организациями и потребителями электроэнергии. Эти изменения выражаются не только в более жестком подходе к вопросам учета отпущенной энергии, обеспечения ее качества и надежности поставки, но и повышения эффективности транспорта энергии по сетям. При этом важную роль начинает приобретать оснащенность контрольно-измерительными приборами, автоматическими устройствами и автоматизированными системами управления (АСУ) пограничных с потребителями сетей энергосистем (ныне - АО-энерго), в качестве которых зачастую выступают местные электрические сети 6 - 10 кВ (МЭС). Повышаются требования к достоверности и оперативности получения и обработки информации о состоянии и режимах работы этих сетей, а соответственно и к алгоритмам анализа и управления их режимами. Для этих сетей в современных условиях становятся насущными также проблемы, ранее исследуемые только для системообразующих сетей энергосистем, такие, как наблюдаемость и оценивание состояния.
Наметившееся в последнее время насыщение МЭС средствами телемеханики (ТМ), автоматики и вычислительной техники, создание автоматизированных систем диспетчерского управления (АСДУ) и контроля и управления энергопотреблением (АСКУЭ), ныне именуемых автоматизированными информационно-измерительными системами АИИС КУЭ, постепенно приближает их в этом отношении к основным питающим сетям 110-220 кВ энергосистем. Вместе с тем, в силу ряда особенностей этих сетей и их объема оснащение МЭС указанными средствами - процесс длительный, требующий значительных капиталовложений.
МЭС напряжением 6 и' 10 кВ составляют значительную часть сетей энергосистемы. Так, в рамках одного предприятия электрических сетей (ПЭС) объемы МЭС 6-Ю кВ можно в среднем охарактеризовать следующими показателями. Линии этого напряжения имеют протяженность несколько тысяч километров и составляют около 50 % общей протяженности сетей 0,4-
220 кВ принадлежности ПЭС. Количество трансформаторных подстанций (ТП) 6-10/0,4 кВ измеряется сотнями, а иногда и тысячами, в то время как число питающих подстанций напряжением 35-220 кВ в рамках ПЭС ограничивается несколькими десятками. Количество распределительных линий (фидеров) 6-Ю кВ (несколько сотен) на порядок превышает число линий 35-220 кВ.
Главная отличительная особенность функционирования МЭС 6-Ю кВ -работа этих сетей в разомкнутом радиальном режиме. Даже если они выполнены замкнутыми, то работают по радиальной резервируемой схеме. При такой схеме фидеров МЭС направление потоков мощности в них постоянно и соответствует направлению от единственного центра питания (ЦП) к потребителям.
Столь простая древовидная структура фидеров f МЭС позволяет использовать для расчета их режимных характеристик более простые методы и алгоритмы, чем при расчетах сложнозамкнутых системообразующих сетей. Кроме того, небольшая протяженность линий этих сетей и малая единичная мощность трансформаторов 6-10/0,4 кВ делает возможным упростить расчеты путем принятия ряда допущений.
Исследованию и разработке методов, алгоритмов и программных комплексов моделирования, анализа и управления режимами МЭС посвящены работы многих организаций (АО ВНИИЭ, МЭИ (ТУ), БГПА (БПИ), МГАУ (МИИСП), УГТУ (УПИ), СевКавГТУ и др.) и известных авторов (Аберсона М.Л., Воротницкого В.Э., Железко Ю.С, Зорина В.В., Идельчика В.И., Кононова Ю.Г., Левина 1V1.C., Маркушевича Н.С., Пономаренко И.С., Потребича А.А., Ройтельмана И.Г. и др."). Значительный вклад в решение проблем наблюдаемости и оценивания состояния внесли сотрудники ИСЭМ А.З. Гамм, И.И. Голуб и др.
Однако повышение . роли МЭС в ходе реформирования электроэнергетики и всей экономики страны, а также быстрое развитие современных информационных технологий и их внедрение на низшие уровни управления электрическими сетями делают возможным решение вопросов расчетов и управления МЭС на качественно новом уровне. При этом важными
вопросами становятся разработка адаптированных к новым условиям алгоритмов, повышение точности расчетных значений и оценки их достоверности, методов повышения эффективности функционирования МЭС с учетом все возрастающих информационных возможностей.
Этим и объясняется актуальность новых подходов к разработке вычислительных алгоритмов, обеспечивающих решение задач анализа режимной информации, расчета и снижения потерь энергии и управления режимами сетей этого класса.
Целью настоящей работы является разработка математического аппарата, алгоритмических подходов и программных средств решения задач анализа и управления МЭС с учетом новых возможностей получения информации в связи с постепенным насыщением этих сетей устройствами ТМ и вычислительной техники, создания на их основе АСДУ и АСКУЭ.
Исходя из поставленной цели, определены следующие основные задачи данной работы:
Изучение информационного обеспечения МЭС, методов расчета установившихся режимов в них и разработка новых подходов к расчетам с учетом их информационной обеспеченности.
Вывод расчетных зависимостей для оценки предельных погрешностей определения параметров режима МЭС.
Разработка математического аппарата доверительной оценки напряжений в узлах нагрузки МЭС.
Изучение проблем наблюдаемости и оценивания состояния и разработка подходов к их рещению применительно к МЭС.
Разработка методов расчета технических потерь энергии в МЭС с учетом возрастания их информационной обеспеченности, а также методов разработки и внедрения мероприятий по снижению потерь.
Изучение проблемы коммерческих потерь энергии и разработка систем, обеспечивающих их выявление и снижение.
Анализ существующих способов определения управляющих воздействий на режим напряжения в МЭС и их совершенствование с учетом допустимой погрешности регулирования и способов получения информации.
Разработка способов повышения эффективности транспорта энергии по местным сетям за счет воздействия на режим напряжения центров питания.
Разработка технологии и алгоритмизация процедур ведения информационных баз данных по МЭС, обеспечивающих наиболее привычные и удобные для конечных пользователей приемы работы с программным обеспечением.
10. Создание программных средств для АСДУ МЭС в рамках АСУ
предприятий и районов электрических сетей.
Для решения поставленных задач использованы методы теоретической
электротехники, математического моделирования, теории вероятностей и
математической статистики, теории погрешностей, исследования операций,
оптимального планирования экспериментов, теории графов и методы
программирования. ,
Научные результаты и новизна работы заключается в выполнении комплекса исследований, позволивших разработать основные положения прикладной теории моделирования, анализа и управления режимами МЭС, основанные на современных подходах к информатизации этих сетей, а именно:
Разработан безытерационный метод расчета установившегося режима местной электрической сети 6-Ю кВ, основной отличительной особенностью которого является простота расчетных выражений, удобных для анализа погрешностей получаемых результатов и алгоритмизации расчетных процедур определения режимных характеристик сети.
Получены расчетные выражения для определения предельных погрешностей вычисления уровней напряжения на шинах низкого напряжения (НН) потребительских ТП 6-10/0,4 кВ.
Получены расчетные выражения вероятностной оценки уровней напряжения на шинах НН ТП в виде доверительного интервала. Разработаны теоретические подходы к определению дисперсий режимных параметров фидеров МЭС.
Проработаны положения теории вероятностной наблюдаемости местных электрических сетей, выведены формулы для оценивания состояния режима местной электросети при насыщении ее датчиками тока и напряжения.
Разработаны методика и алгоритм расчета технических потерь энергии (ПЭ) в сети 6-Ю кВ, позволяющие учесть любую имеющуюся в распоряжении расчетчика режимную информацию, в том числе данные АСДУ и АСКУЭ.
Разработаны методика и алгоритм определения изменения технических ПЭ при оценке эффективности мероприятий по их снижению в МЭС, обеспечивающий корректный учет состояния сети до и после проведения мероприятий. Предложены алгоритмы разработки оптимальных комплексов мероприятий по снижению потерь и рационального календарного планирования их внедрения. ,
Разработаны подходы автоматизированного управления напряжением в центрах питания МЭС, обеспечивающие экономию электроэнергии за счет снижения ПЭ без ущерба для качества напряжения у потребителей.
Предложенные методы моделирования реализованы в промышленном программно-вычислительном комплексе для решения ряда режимных задач в МЭС 6-10 кВ, представление информации в котором основано на привычных для персонала эксплуатационных схемах и паспортных данных линий и оборудования. Внедрение комплекса в производственный процесс в рамках АСДУ ПЭС и РЭС позволяет повысить эффективность управления и, культуру обслуживания этих сетей.
В работе представлены результаты исследований, которые выполнялись с участием или под руководством автора в АЗИНЕФТЕХИМ (г. Баку), Амурском государственном университете (г. Благовещенск) и Центральных электросетях Амурэнерго.
Практическая ценность и внедрение результатов работы. Выполненные исследования и разработанный программно-вычислительный комплекс АМУР PC могут использоваться в ПЭС и РЭС АО-энерго, коммунальных электрических сетях, в проектных и исследовательских
организациях для решения задач расчета и анализа режимов МЭС, анализа потерь электроэнергии и разработки мероприятий по их снижению, определения оптимальных по потерям энергии уровней напряжения в ЦП и ответвлений ПБВ трансформаторов, принятия решений по восстановлению питания потребителей при плановых и аварийных отключениях питающих подстанций, выбора мест размыкания контуров, выдачи технических условий на присоединение новых потребителей. Основное практическое значение работы заключается в повышении эффективности управления МЭС в рамках АСДУ за счет уменьшения потерь электроэнергии, улучшения качества напряжения у потребителей и повышения оперативности и обоснованности принятия решений персоналом.
Комплекс промышленно эксплуатируется во всех ПЭС и отделениях энергосбыта ОАО Амурэнерго, а также в филиале ,ОАО «Амурские коммунальные системы» «Амурэлектросетьсервис».
Новые достижения в области моделирования и оптимизации режимов МЭС нашли свое отражение в учебных дисциплинах «Оптимизация режимов энергосистем» и «Местные электрические сети», читаемых на кафедре энергетики АмГУ, в дипломном, курсовом проектировании и научно-исследовательской работе студентов.
Основные положения, выносимые на защиту:
1) Безытерационный метод расчета установившихся режимов
разомкнутых фидеров 6-Ю кВ на базе теории четырехполюсников,
основанный на представлении тока головного участка в виде суммы токов ВН
тп. ;
Формулы вероятностной оценки уровней напряжения на шинах НН ТП 6-10/0,4 кВ в виде доверительного интервала и определения предельных погрешностей их вычисления.
Положения прикладной теории вероятностной наблюдаемости местных электрических сетей и формулы для оценивания состояния режима местной электросети при насыщении ее датчиками тока и напряжения.
Методика и алгоритм расчета технических ПЭ в сети 6-Ю кВ, позволяющие учитывать всю доступную режимную информацию.
Методика и алгоритм определения изменения технических ПЭ при оценке эффективности мероприятий по их снижению в МЭС, учитывающие состояния сети до и после проведения мероприятий. Алгоритмы разработки оптимальных комплексов мероприятий по снижению потерь и рационального календарного планирования очередности их внедрения.
Алгоритмы автоматизированного управления напряжением в центрах питания МЭС, обеспечивающие снижение ПЭ без ущерба для качества напряжения у потребителей.
Программная реализация разработанных методов и алгоритмов в промышленном программно-вычислительном комплексе АМУР PC для решения режимных задач в МЭС 6-Ю кВ.
Диссертационная работа состоит из введения, шести глав, заключения,
списка литературы и семи приложений. ?
В первой главе на основании анализа отечественных и зарубежных тенденций развития работ в области анализа и управления режимами местных электрических сетей, наращивания технического и программного обеспечения, возрастания роли этих сетей в новых экономических условиях показано, что назрела необходимость усиления информатизации МЭС с целью обеспечения их наблюдаемости на уровне, не ниже достигнутого для питающих сетей энергосистем. В настоящее время созданы хорошие предпосылки для создания систем мониторинга состояния оборудования МЭС и показателей качества отпускаемой потребителям электроэнергии. Это, в свою очередь, делает актуальной проработку математического аппарата, моделей и методов корректцого использования информации АСДУ и АСКУЭ с целью создания алгоритмов и программного обеспечения исследования наблюдаемости, оценивания состояния и расчета режимных характеристик МЭС с учетом наличия этой информации.
Во второй главе проанализированы информационное обеспечение расчетов режимов МЭС и традиционные алгоритмы, основанные на методе расчета "в два этапа". Показано, что эти алгоритмы ввиду дефицита исходной информации представляют собой итерационную процедуру балансировки данных о головных участках фидеров и режимных параметров узлов нагрузки
(УН), определяемых приближенно. Предлагается безытерационный метод расчета установившегося режима МЭС, основанный на представлении фидеров эквивалентными четырехполюсниками. Основные достоинства метода: быстродействие, что является немаловажным для алгоритмов АСДУ, а также простота расчетных выражений, позволяющих получить аналитические выражения для анализа погрешностей результатов расчета режима и оценки наблюдаемости МЭС.
В третьей главе приведен вывод расчетных выражений для определения предельных погрешностей и доверительных интервалов оценки параметров режима (напряжений в УН). Проанализированы вероятностные характеристики и приводятся формулы для расчета значений дисперсий параметров, влияющих на погрешность оценки уровней напряжения в УН. Дано обоснование понятие вероятностной наблюдаеморти для местных электросетей. Предложено характеризовать наблюдаемость МЭС шириной 95%-го доверительного интервала неопределенности значений напряжений в УН. Приведены формулы для оценки этих напряжений при установке в сети датчиков телеизмерений (ТИ) тока и напряжения. Предложен подход к синтезу систем сбора данных для МЭС, обеспечивающих оценку параметров УН с заданной доверительной вероятностью. Показано, что для МЭС в отличие от системообразующих сетей энергосистем обеспечение наблюдаемости должно способствовать созданию систем слежения за уровнями напряжения у потребителей, т.е. помимо задач поддержания устойчивости и надежности в АСДУ МЭС должна решаться задача текущего контроля качества электроснабжения.
Четвертая глава посвящена анализу существующих и разработке новых алгоритмов расчета технических потерь электроэнергии в МЭС в условиях функционирования АСУ местными электрическими сетями. Оснащение МЭС в настоящее время ССД на базе систем телемеханики и вычислительной техники позволяет точнее определять потери в них за счет использования данных телеизмерений. Представлены алгоритмы расчета изменения потерь энергии при разработке мероприятий, направленных на их снижение. На основе дискретной модификации метода релаксации разработан
алгоритм расчета оптимального комплекса мероприятий по снижению потерь, а методами целочисленного программирования решена задача рационального календарного планирования их внедрения. Здесь же на основе анализа проблемы коммерческих потерь энергии описана автоматизированная система работы по анализу и выявлению «очагов» этих потерь.
В пятой главе рассмотрены принципы автоматического регулирования напряжения в центрах питания местных сетей, обосновываются и предлагаются упрощенные методы определения параметров настройки автоматических регуляторов трансформаторов и алгоритм расчета уставок согласованного регулирования переключателей ПБВ трехобмоточных трансформаторов питающих подстанций. Предлагается подход к решению задачи регулирования напряжения как задачи АСДУ МЭС. Рассмотрена задача оптимизации напряжения в ЦП для снижения потерь энергии в МЭС.
В шестой главе описаны формы представления разомкнутых сетей, позволяющие создавать быстродействующие алгоритмы расчета их режимных параметров, а также описан программно-вычислительный комплекс АМУР PC, в котором реализованы некоторые из рассмотренных в работе алгоритмов. Рассмотрены структура и задачи комплекса, а также графическая система ведения схемной информации о МЭС, обеспечивающая пользователю наиболее привычные и удобные приемы работы с программным обеспечением.
В заключении сформулированы основные научные результаты работы и указаны направления дальнейших исследований.
В приложениях приведены результаты расчетов, подтверждающих эффективность разработанных методов и алгоритмов, документы о внедрении результатов диссертационной работы в производство и учебный процесс Амурского государственного университета для квалификационных специальностей 140205 «Электроэнергетические системы и сети» и 140211 «Электроснабжение». Здесь также изложена проблема исследования случайных величин, связанных в сумме, и поставлена задачи определения их вероятностных характеристик.
Значение информатизации МЭС в новых экономических условиях
В условиях перехода к новым рыночным механизмам управления энергетикой местным электрическим сетям должна быть отведена особая роль в энергосистемах, как сетям, граничащим непосредственно с электроустановками потребителей. На границе раздела хозяйственной принадлежности сетей актуальными становятся вопросы обеспечения договорных условий качества электроэнергии и достоверности ее учета, что требует создания систем текущего контроля качертва по данным телеизмерений в рамках АСДУ и систем контроля и управления электропотреблением в рамках АСКУЭ (АИИС КУЭ).
Поэтому развитие МЭС характеризуется постепенным насыщением их средствами телемеханики, вычислительной техники и электронными средствами измерений. Увеличиваются возможности оперативно-диспетчерского персонала не только в управлении коммутационными аппаратами с помощью средств телеуправления (ТУ) и телесигнализации (ТС), но и в получении информации о режиме работы сети с помощью средств телеизмерений (ТИ). Установка электронных счетчиков энергии, оснащенных устройствами удаленного доступа, у потребителей позволяет использовать информацию, получаемую от них, в целях оперативного управления режимом сети и выполнения уточненных расчетов интегральных характеристик режима - таких, например, как потери электроэнергии.
Вызывает интерес эволюция отношения к вопросам автоматизации и повышения уровня информатизации МЭС с течением времени.
В 1975 году в работе [1] М.Л. Аберсоном утверждалось, что «внедрение АСУ, «кибернетического» регулирования и т.п. для распределительных сетей вряд ли оправдано и должно быть увязано с разработкой АСДУ энергосистем». Действительно, в те годы создаваемые АСУ базировались на вычислительной технике, имеющейся только в управлении энергосистем, и решать на них задачи анализа, а тем более управления режимами МЭС было просто невозможно.
Однако уже через пять лет в работе [2] Н.С. Маркушевичем формулируются требования к автоматизированной системе управления режимами распределительных сетей как к системе, которая «должна обеспечивать автоматизированное моделирование реального многообразия объекта управления». Правда, при этом оговаривается необходимость уменьшения количества переменной информации путем увеличения условно-постоянной информации и развития автоматизированных методов ее обработки. Это связано с тем, что для расчетов используются все те же вычислительные центры энергосистем или вычислительные машины предприятий электрических сетей (ПЭС). Сопряжение их с устройствами телемеханики, установленными в МЭС, в то время практически не производилось.
Еще через двенадцать лет, в 1992 году, в отраслевом методическом материале Минтопэнерго РФ «Концепция создания и развития интегрированных АСУ энергосистем в условиях перехода к рыночным отношениям» [3] создание АСУ местными сетями на базе персональных компьютеров признается. одной из приоритетных задач развития автоматизации и информатизации в энергетики. В документе отмечено: "Возрастание требований в условиях перехода к рыночной экономике к надежности и качеству электроэнергии, оперативности поступления и обработки информации делают создание АСУ РЭС в составе ИАСУ ПЭС и соответственно в составе ИАСУ энергосистемы особенно актуальным". Одной из задач АСДУ на уровне ПЭС и РЭС ставится «автоматизация оперативно-диспетчерского управления, включая задачи оперативного и автоматического управления режимами электрических сетей в реальном времени и задачи планирования режимов электрических сетей». При этом используется информация оперативно-информационных управляющих комплексов (ОИУК) ПЭС, обеспечивающих получение информации с подстанций 35 кВ и выше.
Наконец, в работе [4], опубликованной в 1996 году, ставится задача разработки не только АСДУ РЭС, но и АСДУ участков электрических сетей (УЭС). В частности, в качестве одной из задач оперативного управления, решаемых средствами ОИУК РЭС, указывается дорасчет нетелеизмеряемых режимных параметров, т.е. ставится, по сути дела, задача оценивания состояния МЭС.
Таким образом, по мере развития средств вычислительной техники, перехода от ЭВМ коллективного пользования серий ЕС и (JM к персональным компьютерам, совершенствования средств сопряжения телемеханики и компьютерной техники задача автоматизации и повышения информатизации местных сетей постепенно из неразрешимых перешла в разряд вполне реальных, а затем и насущных проблем энергетики.
В настоящее время набирает силу процесс реформирования энергетики, как одной из наиболее монополизированных отраслей экономики. Это еще более усугубляет потребность в автоматизации и повышении уровня информатизации МЭС.
Цель проводимых преобразований - создание конкурентной среды в области производства и - потребления электроэнергии для повышения инвестиционной привлекательности энергетических предприятий. При этом существующие ныне региональные АО-энерго, монопольно объединяющие в своем составе практически все предприятия, генерирующие, транспортирующие и продающие электроэнергию на территории целого края или области России, разделяются на независимые акционерные общества: АО «Генерация», АО «Сетевая компания», АО «Энергосбыт».
Традиционные алгоритмы расчета режима методом "в два этапа"
Расчеты режимов электрических сетей базируются на информации, которую принято делить на схемную и режимную составляющие. К первой относятся данные о конфигурации сети, параметрах оборудования (линиях, трансформаторах), местах установки и положении коммутационной аппаратуры. Вторая часть информации включает сведения о режимных параметрах: мощностях, токах и напряжениях в генераторных и нагрузочных узлах сети.
Первая часть информации достаточно стабильна и известна для электрических сетей всех классов напряжений. Вторая же составляющая отличается значительным разнообразием, изменчивостью, а главное -неодинаковым объемом, Причем объемы располагаемой режимной информации сокращаются с уменьшением номинального напряжения сетей. Системообразующие сложнозамкнутые сети энергосистем, насыщенные измерительными и регистрирующими приборами, оснащенные развитыми системами сбора данных на базе устройств телемеханики и вычислительной техники, значительно превосходят МЭС 6-Ю кВ в информационном обеспечении. В то же время, последние составляют большую часть сетей энергосистем по протяженности и количеству единиц оборудования. В этой связи характерно высказывание, приведенное в работе [115]: «Если в сетях 500 кВ имеется практически полная информация об уровнях напряжения и нагрузках присоединений распределительных устройств с ее регистрацией каждые 30 с и чаще, то в сетях 6-Ю кВ это результаты разовых измерений в дни контрольных измерений».
В соответствии с требованиями ПУЭ и ПТЭ на предприятиях электрических сетей ведется сбор следующей информации о режиме МЭС 6-10 кВ: - суточных графиков нагрузки головных участков фидеров для дней общесистемных режимных замеров (зимний и летний замеры); - суточных графиков напряжений на шинах центров питания за те же периоды; - значений отпущенной в фидера электроэнергии за месяц, квартал, год; - данных разовых замеров нагрузки и напряжения на шинах 0,4 кВ распределительных трансформаторов (РТ); - значений электроэнергии, пропущенной по некоторым РТ. Очевидно, что описанный набор исходных данных не может полностью характеризовать всю совокупность режимов сети. Наиболее полной характеристикой процесса электропотребления являются графики нагрузки потребителей, в качестве которых обычно используются среднестатистические типовые графики.
Способам получения и использования этих графиков посвящена, в частности, работа [2], основанная на опыте Латвийской энергосистемы. В ней отмечается, что для формирования графиков нагрузки в этой энергосистеме используются: - измерения мгновенных нагрузок, выполняемые 1-2 раза в год; - параметры графиков нагрузок промышленных предприятий, представляемые в Энергонадзор два раза в год; - показания электросчетчиков на трансформаторных подстанциях потребителей; - оценки эксплуатационного персонала о характере изменения нагрузок в данном узле; - суточный график нагрузки ГУ, замеренный один раз в месяц. Восстановление графиков выполняется по специальной методике, предусматривающей трехступенчатую процедуру уравновешивания и балансировки данных с учетом взаимного влияния узлов нагрузки (УН) в пределах одного фидера. В процессе балансировки графиков нагрузки ГУ и УН ординаты последних, полученные первоначально по типовым, изменяются на величину поправки с учетом фактора достоверности данных, использованных для построения исходного графика УН. Изначально вполне обоснованно принимается, что информация о нагрузке ГУ фидера (суточный график нагрузки) существенно более достоверна, чем данные по УН.
Предельные погрешности параметров режима МЭС
Из изложенного в предыдущей главе следует, что определение параметров режима местных электрических сетей, основными из которых являются уровни напряжения у потребителей, всеми рассмотренными выше методами расчета ввиду дефицита исходной информации связано с погрешностями из-за принимаемых допущений (методическая погрешность) и неточности используемых данных (информационная погрешность). К первым относятся допущения о пропорциональном распределении нагрузки головных участков линий МЭС между узлами нагрузки и подобии в характере поведения нагрузок графику нагрузки ГУ [124]. Вторая причина погрешности связана с неточностью используемой в расчете информации: величиной тока ГУ и напряжения в центре питания, а также принятым значением коэффициента мощности cos (р.
Предложенный в данной работе способ представления МЭС в виде эквивалентных четырехполюсников позволяет оценить предельные погрешности результатов расчета режима [141].
Вначале рассмотрим отдельный участок линии 6-10 кВ. Потеря напряжения на нем может быть определена по известной формуле: AU = j3l(Rcosq) + Xsin(p), (3.1) где / - величина протекающего по участку тока; R, X - активное и индуктивное сопротивления участка.
Поскольку величинами, от которых зависит погрешность расчета AU, здесь являются / и coscp, то в соответствии с [142] предельная абсолютная погрешность ЛЛиопределяется выражением: AAU dAU a AI + dAU dcoscp Acosq), (3.2) где AI, Acosq) - абсолютные погрешности определения тока и коэффициента мощности. Первое слагаемое в (3.2) сводится к выражению: dAU АІ=4b{Rcos(p+X sin(p)Al, dcosq) = л/37 а второе равно dAU Acosq) = Acosq) = Rcoscp + X- l-cos2 pj Acosq) = R + Lx{l-cos2 p) 4Г cos2cp = 431 R-X cosq) sinq) Acosq) = 43l\R Xctg(p\A cosq)
Таким образом, окончательно (3.2) преобразуется к следующему виду: AAU = 4з[(К cos р + Х sin p)AI + l\R-Xctgq)\A cosq)] (3.3) Столь детальное изложение вывода формулы (3.3) связано с тем, что в [122] приводится выражение для AAU, очевидно, выведенное неверно {формула (28) в [122]}. (3.4) Относительная погрешность потери напряжения равна 5AU = AAU/AU = дІЩ Acosq), где Ы=А1/1 - относительная погрешность определения тока.
Коэффициент Л в выражении (3.4) равен R/X - ctgq) Л = (3.5) R/ X cosq) + sinq)
Анализ последнего выражения показывает, что Л = 0 при RJX = ctgq). В то же время R = Z-cosa, X=Z-sina, R/X= ctga, где Z - модуль полного сопротивления участка линии, а - фаза этого сопротивления.
Таким образом, Я = 0 при р = а. Это означает, что неточность в определении coscp слабее всего влияет на погрешность расчета потери напряжения AU при протекании по участку линии тока, согласующегося по фазе с параметрами участка. При этом AU = л/Зі(Я cos ф + Х sin (р) = 43IZ cos{cp -а)= 431Z = max
При cos{cp -а) « cos(0) = 1 (вершина косинусоиды) производная имеет минимальное по модулю значение, что и объясняет малый удельный вес второго слагаемого в выражении (3.2). Так, например, при R/X = 1 и соответствующем cos(p= 0,71 {ctg(p= 1) неточность в его определении Acosqj= 0,07 (10%) приводит к изменению SAU всего на 1,2%, в то время как при том же R/X, но cos(p = 0,9 такое же значение Acoscp приводит к изменению погрешности SAU уже на 17,2%.
Наличие функции котангенса в выражении (3.5) означает, что Л может принимать любые действительные значения, однако практический интерес представляет диапазон реального изменения величин R/X и cos (р. Например, для сельских МЭС напряжением 6-Ю кВ с проводами от 16 до 70 мм2 отношение R/X лежит в диапазоне 1,2 -4,75. Численным решением уравнения (3.5) при Я, равном -1; 0; +1, были получены кривые, показанные на рис.3.1. Как видно из него, при изменении отношения R/X в вышеуказанных пределах коэффициент Щ 1 при 0,658 coscp Д937. Т. е. практически во всем реальном диапазоне изменения коэффициента мощности относительная погрешность определения потери напряжения на участке линии сельской МЭС не превышает суммы погрешностей тока и cos (р. Этот вывод согласуется с [122] только в пределах отмеченных диапазонов R/Xu cos p.
Современное состояние проблемы расчета и снижения потерь энергии в МЭС
Очевидно, что емкости одного комплекта ТИ недостаточно для контроля качества напряжения на всех потребительских ТП 6-10/0,4 кВ в объеме целого района электрических сетей. Поскольку наращивание средств ТИ связано со значительными капиталовложениями, возникает проблема рационального их размещения для обеспечения хотя бы не классической, но вероятностной наблюдаемости сети.
В работе [155] проф. А.З. Гаммом в качестве целевой функции задачи оптимизации структуры ССД, обеспечивающей наблюдаемость ЭЭС, предложена суммарная длина телеканалов. В монографии [156] критерии синтеза ССД (минимизируемые целевые функции) подразделяются на информационные и экономические.
Как известно, основными критериями управления являются надежность, качество и эффективность. Причем, в [151] отмечается, что два первых критерия имеют весьма «пологую» характеристику вблизи оптимума и поэтому могут учитываться в виде ограничений. Аналогичными должны быть и критерии синтеза ССД - надежность, качество и эффективность (малозатратность) проектируемой системы.
Еще одна проблема - выбор наиболее представительных режимов для задачи синтеза ССД. Их выбор в [151] предлагается возложить на проектировщика. Тогда при заданном критерии и режимах задача вполне формализуема. Причем, в данном случае могут рассматриваться две постановки задачи синтеза ССД: Проектная, когда ССД создается с целью обеспечить заданный уровень наблюдаемости. Эксплуатационная, когда ССД создается в условиях ограниченных ресурсов (финансовых средств или количества датчиков ТИ и каналов связи).
В качестве критериев наблюдаемости в [І57] мной предложены величина максимальной погрешности At, вычисленной по (3.23), для обеспечения оценивания состояния МЭС в соответствии с требованиями к ГОСТ 13109 - 97 или суммы погрешностей оценки напряжений в УН zl/.
Тогда можно поставить и решить задачу синтеза такой ССД, которая обеспечивала бы приемлемый уровень вероятностной наблюдаемости при наименьшем необходимом количестве датчиков ТИ.
В настоящей работе не ставилась задача разработки методов решения оптимизационной задачи синтеза ССД. Этот вопрос требует дальнейшей углубленной проработки.
Далее рассмотрены расчетные выражения, обеспечивающие решение этих задач при установке датчиков ТИ тока и напряжения в различных местах сети. При этом предполагается, что значения напряжения в ЦП и токов на ГУ отходящих фидеров передаются в вычислительное устройство по каналам ССД. В этом случае можно принять Мцл = 0цп, М = / у.
Оценивание режима по телеизмерениям тока. Рассмотрим пример, приведенный в п.3.3 (фидер 10 кВ с четырьмя одинаковыми ТП), при условии установки датчиков тока на трансформаторных подстанциях. (3.44) 1 ( kr к-т т -
В этом случае претерпят изменения выражения (3.34) и (3.35) для определения возможных предельных значений долей токов ТП. Для нетелемеханизированных ТП эти выражения примут вид: І (к-т-і т _\ "12max - ГУ (3.45) LfinOMi+lLll л/ІЦ І, "I2min -1 ГУ\У- и„ом J l М ) где їру, 11 - телеизмеряемые значения тока ГУ и тока на г -ой ТП (і=1,..., Г).
На рис.3.7 показано, как изменится область возможных значений доли тока hi нетелемеханизированной ТП (криволинейный четырехугольник ABCD) при телемеханизации одной ТП (область AjBiCiDi) и двух ТП (область A2B2C2D2). Здесь приведен случай, когда телеизмеряемые токи равны номинальным токам РТ.
Как следует из рисунка, диапазон возможных значений доли тока бы при определенном токе ГУ уменьшается по мере насыщения сети устройствами ТИ (Shi Shu Shi2), а, следовательно, согласно (3.36), уменьшается и дисперсия доли тока, т.е. улучшается наблюдаемость сети и точность вероятностного оценивания режима (сокращается ширина доверительного интервала). Аналогичным образом изменится область ABCD и при росте величины телеизмеряемого тока. Отсюда следует вывод о целесообразности установки датчиков ТИ на трансформаторных подстанциях с наиболее мощными потребителями.
Похожие диссертации на Методы анализа и управления режимами местных электрических сетей
