Содержание к диссертации
Введение
Глава 1. Анализ проблем оптимизации режима питающей сети по напряжению и реактивной мощности (обзор) 12
1.1. Актуальность задачи снижения потерь электроэнергии на ее транспортку и перспективные методы ее решения 12
1.2. Оптимальное управление нормальными режимами 16
1.2.1. Физическая модель питающей сети энергосистемы для расчета установившегося режима энергосистемы и его оптимизации. 17
1.2.2. Расчет оптимального режима питающей сети энергосистемы. - 29
1.2.2.1. Расчет установившегося режима. 33
1.2.3. Погрешность расчетов установившихся и оптимальных режимов. 40
1.2.4. Современные программные средства для расчета устано-вившихся и оптимальных режимов энергосистем. 42
1.3. Реализация результатов оптимизационных расчетов. 47
1.3.1. Управление режимами питающей сети. 47
1.3.2. Источники информации об электрических режимах. 55
1.3.3. Регулирование напряжения трансформаторами. 59
1.3.4. Автоматика регулирования напряжения трансформаторов. 61
1.3.5. Вывод формул оптимального регулирования напряжения. 64
1.3.6. Регрессионный анализ режимов электрической сети. 70
1.4. Выводы по главе 1. 73
Глава 2. Алгоритм расчета уставок автоматического регулятора напряжения для оптимального регулирования с учетом параметров режима питающей сети энергосистемы 77
2.1. Моделирование электрической сети для оптимизации ее режима . - 77
2.2. Создание набора режимов для вывода формул оптимального регулирования напряжения. 83
2.3. Вывод формулы оптимального регулирования напряжения. 92
2.4. Расчет уставок автоматического регулятора напряжения 94
трансформаторов.
2.5. Моделирование автоматического регулятора напряжения при расчетах установившегося режима. 94
2.6. Проверка допустимости формулы оптимального регулирования напряжения. - 96
2.7. Выводы по главе 2. 98
Глава 3. Методика исследования эффективности алгоритма расчета уставок автоматического регулятора напряжения для оптимизации с учетом параметров режима в условиях питающей сети Татарской энергосистемы . - 101
3.1. Объект исследования. 101
3.2. Физическая модель исследуемой сети. 102
3.3. Методика составления наборов режимов исследуемой сети для оптимизационных расчетов . 104
3.4. Методика оценивания погрешностей измерения параметров режима.
3.5. Методика исследования статических характеристик нагрузки.
3.6. Методика определение экономического эффекта от регулирования напряжения автоматическим регулятором на пряжения с уставками, рассчитанными по разработанному алгоритму - 112
3.7. Выводы по главе 3. 114
Глава 4. Результаты исследования эффективности алгоритма расчета уставок автоматического регулятора напряжения для оптимизации с учетом параметров режима в условиях питающей сети Татарской энергосистемы. - 116
4.1. Режимы для оптимизации. 116
4.2. Результаты оценивания погрешностей результатов измерений. - 120
4.3. Статические характеристики нагрузки для расчетов установившихся и оптимальных режимов . - 122
4.4. Результаты оптимизационных расчетов. 126
4.5. Уставки автоматического регулятора напряжения для оптимизации с учетом параметров режима. - 131
4.5.1. Выбор подстанций для регулирования напряжения по формулам оптимального регулирования. 131
4.5.2. Формулы оптимального регулирования напряжения. 135
4.5.3. Моделирование действия АРН. 138
4.6. Экономический эффект от регулирования напряжения автоматическим регулятором с уставками, рассчитанными по разработанному алгоритму. - 139
4.7. Выводы по главе 4. 140
Заключение. 144
Литература. 147
- Актуальность задачи снижения потерь электроэнергии на ее транспортку и перспективные методы ее решения
- Моделирование электрической сети для оптимизации ее режима
- Методика составления наборов режимов исследуемой сети для оптимизационных расчетов
- Статические характеристики нагрузки для расчетов установившихся и оптимальных режимов
Введение к работе
Технологический расход (потери) электрической энергии на ее транспортировку определяет качество работы электрической сети, что отражено в нормативных документах [74]. Снижение потерь улучшает технико-экономические показатели работы энергосистемы, повышает ее конкурентоспособность. Это особенно актуально в современных рыночных условиях. Снижение потерь электроэнергии также ведет к уменьшению выработки без снижения ее полезного отпуска, в результате чего сокращается вредное воздействие энергосистемы на природную среду.
Электрические сети принято подразделять на питающие и распределительные. Распределительная электрическая сеть характеризуется радиальной топологией, классом напряжения 110 кВ и ниже, и для снижения в ней потерь необходимо поддерживать максимально возможные уровни напряжения (с учетом известных ограничений). Питающая электрическая сеть характеризуется, как правило, кольцевой топологией. Повышение напряжения в питающей сети не всегда приводит к снижению потерь.
Основным методом снижения потерь электроэнергии в питающей сети энергосистемы является оптимизация режима сети по напряжению и реактивной мощности (оптимизация). Оптимизация не требует значительных капитальных затрат.
Оптимизация заключается в задании определенных параметров устройств, регулирующих генерацию и распределение реактивной составляющей мощности. В результате работы регуляторов устанавливается электрический режим сети с наименее возможными потерями электроэнергии. Такими регуляторами являются устройства переключения анцапф трансформаторов и автотрансформаторов (AT), регуляторы возбуждения генераторов и синхронных компенсаторов, шунтирующие реакторы и батареи статических конденсаторов. Эксплуатация регуляторов в автоматическом режиме более эффективна, а для регулирования напряжения автотрансформаторами и более надежна, чем в неавтоматическом режиме. Так как функционирование одних регуляторов влияет
на работу других, то параметры управления различных регуляторов должны быть согласованными. Поэтому напряжение в питающей сети в целях оптимизации режима по напряжению и реактивной мощности должно регулироваться автоматизированной системой управления уровнями напряжения. При отсутствии центра управления уставками такая система будет децентрализованной.
Оптимизация осуществляется в два этапа - расчеты оптимальных режимов модели сети с помощью компьютерных программ и их реализация различными методами на реальном оборудовании.
Анализ литературы показал, что к настоящему времени в России в большинстве промышленных компьютерных программ разных разработчиков используется один математический алгоритм для расчета установившегося режима и один математический алгоритм для оптимизации. Создание этих алгоритмов было завершено в 80-х годах XX века силами больших коллективов. С этого времени алгоритмы практически не модернизировались и широко применялись в энергосистемах и проектных организациях. Это свидетельствует об их достаточной надежности и эффективности. Параметры физической модели питающей сети для расчета установившегося режима и его оптимизации зависят от местных условий, их определение представляет собой интересную инженерную задачу.
Вопрос реализации оптимальных режимов изучен в недостаточной степени. Реализация оптимальных режимов посредством АХ возможна следующими способами:
централизованным автоматизированным на основе результатов расчета оптимальных режимов в темпе процесса и реализации управляющих воздействий по каналам телемеханики или оперативным персоналом;
децентрализованным неавтоматизированным (регулирование напряжения персоналом по графикам напряжения);
децентрализованным автоматизированным по алгоритмам автоматического управления - формулам оптимального регулирования напряжения (ФОРН). Формула оптимального регулирования напряжения представляет собой устой-
7 чивое соотношение между оптимальным напряжением в данном узле и параметрами режима сети.
Способ (1) требует высокого уровня телемеханизации, повышенной надежности алгоритма оптимизации, защиты от излишнего регулирования. Поэтому широкое применение на практике метода (1) в ближайшем будущем представляется маловероятным. Анализ опубликованных работ показал, что наиболее эффективным является способ (3), что отражено в типовой инструкции по оптимизации электрических режимов энергосистем. Однако на практике, как правило, применяется способ (2). Основными недостатками регулирования напряжения способом (2) являются эффективное регулирования напряжения только в режимах, близких к базовому, снижение эффективности регулирования из-за человеческого фактора и снижение надежности работы AT. Способ (3) обладает следующими явными недостатками:
не учитывается погрешность измерения используемых в законе регулирования параметров режима;
нет алгоритма расчета зоны нечувствительности регулятора;
большой объем расчетов для крупных энергосистем;
не разработана программа расчета законов регулирования для IBM-совместимого компьютера.
Большинство работ по этому вопросу было опубликовано более 20 лет назад. За это время развились электрические сети, увеличилось количество автотрансформаторов с автоматическими регуляторами напряжения (АРН), улучшилась наблюдаемость сетей, получили революционное развитие информационные технологии. В связи с этим цель работы состоит в повышении эффективности автоматизированной децентрализованной системы управления уровнями напряжения на основании разработки алгоритма расчета уставок АРН AT для оптимизации с учетом параметров режима питающей сети энергосистемы.
Для достижения поставленной цели решались следующие основные задачи:
анализ способов управления коэффициентом трансформации автотрансформаторов для оптимизации режима питающей сети энергосистемы;
определение целесообразной зоны нечувствительности автоматического регулятора напряжения автотрансформаторов;
разработка алгоритма расчета уставок автоматического регулятора напряжения автотрансформаторов и сравнение разработанного алгоритма с существующим;
исследование целесообразности применения разработанного алгоритма в условиях питающей сети Татарской энергосистемы.
Научная новизна работы заключается в следующем:
разработан алгоритм расчета уставок АРН AT для оптимального регулирования напряжения с учетом параметров режима питающей сети энергосистемы, обеспечивающий по сравнению с существующим более высокие надежность и эффективность регулирования напряжения, большую точность расчета сокращения потерь электроэнергии на ее транспортировку;
обосновано регулирование напряжения автоматическим регулятором напряжения автотрансформаторов с уставкой зоны нечувствительности меньше ступени регулирования устройства регулирования под нагрузкой. *
На защиту выносятся полученные автором следующие новые научные результаты.
Методика составления набора исходных режимов на основе оценивания состояния предшествующих режимов питающей сети энергосистемы.
Выбор автотрансформатора для регулирования напряжения по формулам оптимального регулирования напряжения на основе разработанного набора критериев, найденных по результатам оптимизационных расчетов.
Алгоритм расчета уставки зоны нечувствительности АРН AT.
Методика проверки уставок автоматического регулятора напряжения автотрансформаторов на допустимость методом расчета установившегося режима с учетом регулирования напряжения АРН AT.
9 Практическая ценность работы заключается в том, что результаты работы
найдут применение при оптимизационных расчетах режима питающих сетей энергосистем и объединенных энергосистем; определении экономического эффекта от проводимых мероприятий по оптимизации режима питающих сетей энергосистем и объединенных энергосистем; планировании режима питающих сетей энергосистем и объединенных энергосистем.
Апробация работы. Основные результаты докладывались на Третьем международном научно-практическом семинаре «Современные программные средства для расчетов и оценивания состояния режимов энергетических систем» (Иркутск, август 2003 г.) и IX Всероссийской конференции по проблемам науки и Высшей школы «Фундаментальные исследования в технических университетах» (Санкт-Петербург, 18-19 мая 2005 г.), ежегодных магистерско-аспирантских научных семинарах КГЭУ и научных семинарах кафедры «Электрические станции» в 2003-2006 гг.
Достоверность результатов проведенных исследований. Достоверность полученных результатов исследования определяется обоснованностью принятых допущений, использованием проверенных практикой программ расчета установившихся и оптимальных электрических режимов энергосистем, использованием реальных исходных данных для расчетов режимов, сравнением результатов исследования путем параллельных расчетов различными методами, совпадением полученных результатов с известными.
Публикации. По теме диссертации опубликовано пять печатных работ [108]-[112].
Структура и объем работы. Диссертационная работа состоит из введения, четырех глав, заключения и приложений. В конце работы приведены сведения об использованной литературе (118 наименований). Общий объем составляет 194 стр., включая 21 рисунок и 27 таблиц.
В первой главе произведен обзор литературы по вопросам расчета и реализации оптимальных режимов питающих сетей энергосистем, разработанных для этого компьютерных программ и применяемых аппаратных средств, пара-
10 метров физической модели питающей сети. Проанализированы существующие
методы оптимизации режима питающей сети, определены их основные достоинства и недостатки. Выявлены недостатки типового алгоритма расчета уставок автоматического регулятора напряжения для оптимизации с учетом параметров режима питающей сети энергосистемы. Сформулированы цель и задачи диссертационной работы.
Во второй главе разработан алгоритм расчета уставок АРН AT для оптимального регулирования напряжения с учетом параметров режима питающей сети энергосистемы, обеспечивающий по сравнению с существующим более высокие надежность и эффективность регулирования напряжения, большую точность расчета сокращения потерь электроэнергии на ее транспортировку. В разработанном алгоритме устранены недостатки типового алгоритма, выявленные анализом литературных источников в главе 1.
В третьей главе обоснована методика исследования эффективности разработанного алгоритма расчета уставок АРН AT для оптимального регулирования напряжения с учетом параметров режима в условиях питающей сети Та- * тарской энергосистемы. Разработана физическая модель питающей сети и схема замещения для расчетов в программно-вычислительном комплексе (ПВК) л «АНАРЭС-2000».
В четвертой главе на основе разработанной методики исследований проведено сравнение эффективности различных способов оптимизации режима в условиях питающей сети Татарской энергосистемы.
Для 75% подстанций 220/110 кВ эффективна существующая система регулирования напряжения. Для остальных подстанций целесообразно регулирование напряжения по формулам оптимального регулирования, выбранным по разработанному алгоритму.
Выявлена нецелесообразность учета статических характеристик нагрузки Татарской энергосистемы при расчете установившихся и оптимальных режимов.
Показана неэффективность типового алгоритма расчета уставок автоматического регулятора напряжения AT для оптимизации с учетом параметров режима в условиях питающей сети Татарской энергосистемы. Определена зависимость величины изменения напряжения при изменении коэффициента трансформации автотрансформатора от его загруженности по току и наличия регулировочного диапазона по реактивной мощности у электрически близко расположенных генераторов. Показана зависимость зоны нечувствительности от вида формулы оптимального регулирования и режима работы автотрансформатора. Уточнена область применения формул оптимального регулирования напряжения автотрансформаторами. Показано, что применение формул оптимального регулирования напряжения с использованием параметров режима ведет к значительному сокращению потерь электроэнергии в питающей сети.
В заключении кратко изложены основные результаты работы.
Актуальность задачи снижения потерь электроэнергии на ее транспортку и перспективные методы ее решения
Современный этап развития электроэнергетики характеризуется реформированием отрасли [6], приватизацией энергосистем, физическим и моральным износом оборудования, формированием рынка электроэнергии и сопутствующих услуг, внедрением информационных технологий.
Установленная мощность электростанций по централизованной зоне России составляет примерно 206 млн. кВт, используемая в балансе мощность не превышает 170 млн. кВт. При максимальной нагрузке по централизованной зоне России в 2000 г., равной 135,1 млн. кВт, и необходимом резерве мощности 22,5 млн. кВт избытки мощности оцениваются в 12 млн. кВт. Имеющиеся 34 млн. кВт мощности электростанций отработали парковый ресурс и существующие избытки мощности - это устаревшее оборудование, надежность работы которого существенно снижена. Темпы ввода мощностей, составившие 6-7 млн. кВт/г. в 1976-1985 гг. и 4,5 млн. кВт/г. в 1986-1990 гг., сократились до 0,6-1,5 млн. кВт/г. в 1991-2000 гг. Основные фонды в электроэнергетике амортизированы более чем на 50%, что снижает финансовые ресурсы для замены устаревшего оборудования. Возросло число законсервированных и временно приостановленных строек, это сопровождалось еще более резким уменьшением заделов для ввода новых мощностей в будущем [45].
Реформа электроэнергетики заключается в разделении монопольной (диспетчерское управление и сети) и конкурентной составляющих энергосистем, создании рынка электроэнергии [103]. Стратегической задачей реформирования является перевод электроэнергетики в режим устойчивого развития на базе применения прогрессивных технологий и рыночных принципов функционирования, обеспечение на этой основе надежного, экономически эффективного удовлетворения платежеспособного спроса на электрическую и тепловую энергию в краткосрочной и долгосрочной перспективе [70]. В условиях реформирования электроэнергетики требуется совершенствование диспетчерского управления [13].
Целесообразна установка появившегося на российском рынке оборудования нового поколения практически для всех этапов производства электрической и тепловой энергии [46]. Ситуация осложняется следующими факторами.
1. Современное оборудование стоит, как правило, дороже традиционного. Со-временное оборудование (парогазовые установки, электрические аппараты с элегазовой изоляцией, микропроцессорные защиты и т. д.) экономически эффективнее за счет меньших эксплуатационных издержек.
2. Приватизация предприятий энергетики привела к исчезновению государственных инвестиций.
3. В так называемый «период перестройки» практически не происходила замена изношенного оборудования.
4. Инвестиции в электроэнергетику традиционно характеризуются большим сроком окупаемости.
Основным источником инвестиций для электроэнергетики в настоящее время является снижение собственных издержек за счет увеличения эффективности производства [45]. Поэтому в современных условиях снижение издержек производства электроэнергии имеет большое значение [95]. Для электрических сетей критерием эффективности работы является расход электроэнергии на ее транспортку [74] (потери). Актуальность снижения потерь электроэнергии отмечается в работах [51] и [65].
Потери подразделяются на коммерческие и технологические [12]. Коммерческие потери обусловлены хищениями электроэнергии, неплатежами потребителей, недостатками энергосбытовой деятельности [30]. Технологические потери обусловлены технологией передачи электроэнергии: переходом электрической энергии в другие виды энергии при ее передаче, расходом электроэнергии на собственные нужды подстанций и плавку гололеда на тросах и проводах воздушных линий электропередачи [56]. В данной работе под термином «потери» подразумеваются технологические потери электроэнергии, за исключением расхода электроэнергии на собственные нужды и плавку гололеда. Расход электроэнергии на собственные нужды и плавку гололеда в основном зависит от климатических факторов.
Моделирование электрической сети для оптимизации ее режима
В настоящей работе разрабатывается алгоритм расчета уставок АРН AT для оптимального регулирования напряжения с учетом параметров режима питающей сети энергосистемы.
Наиболее сложным и универсальной разновидностью питающей сети энергосистемы является питающая сеть относительно крупной энергосистемы с большим количеством межсистемных ВЛ и реверсивным транзитом электроэнергии.
С точки зрения надежности, напряжение параллельно работающих автотрансформаторов должно регулироваться одним устройством АРН (групповой принцип регулирования). Автоматические регуляторы напряжения типа АРТ-1Н и РНМ-1 поддерживают эту функцию. Поэтому под рассматриваемым AT подразумевается группа AT, управляемых одним АРН.
В существующем алгоритме выбора ФОРН для оптимизационных расчетов используется та же схема замещения питающей сети энергосистемы, что и для расчета ремонтных режимов. Для расчета ремонтных режимов используется схема замещения питающей сети с эквивалентами некоторых смежных энергосистем. В ПВК «АНАРЭС-2000» и других программах оптимизации применяется алгоритм оптимизации всей схемы. Оптимизационные расчеты проводятся с целью сокращения технологических потерь электроэнергии конкретной ПСЭ.
Оптимизация режима является локальной задачей и поэтому для оптимизационных расчетов нет необходимости в большом количестве узлов, моделирующих соседние энергосистемы. Поэтому предлагается для анализа результатов оптимизационных расчетов использовать понятие целевой энергорайон (ЦЭР). В состав ЦЭР включаются узлы, моделирующие энергообъекты энергосистемы, режим ПСЭ которой оптимизируется.
Алгоритм формирования схемы замещения питающей сети энергосистемы для оптимизационных расчетов. внешние узлы, кроме балансирующего. Межсистемные перетоки моделировать нагрузкой граничных узлов. Так как для различных режимных задач целесообразно использовать результаты оценивания состояния, топология ЦЭР должна учитывать объем и размещение устройств телеизмерения по энергообъектам. То есть энергообъекты ЦЭР в СЗО должны быть эквивалентированы для обеспечения наблюдаемости сети.
На рис. 4 изображен алгоритм создания предварительной схемы замещения для оптимизационных расчетов СЗОп.
Для расчетов установившегося режима использовался программно-вычислительный комплекс «АНАРЭС-2000», описанный в разделе 1.2.4. Настроечные константы расчета установившегося режима ПВК «АНАРЭС-2000», влияющие на результат расчета, приведены в табл. П2-1 Приложения 2.
Топология целевого энергорайона определяется по нормальным электрическим схемам энергообъектов. Принадлежность ветвей к ЦЭР определяется их балансовой принадлежностью и задается в ПВК «АНАРЭС-2000» коэффициентом КРП. Если ветвь соединяет узел, входящий в состав рассматриваемого энергорайона, и узел, не входящий в состав рассматриваемого энергорайона, то в сумму потерь энергорайона входит часть потерь в ветви, определяемая коэффициентом распределения потерь Крп. Коэффициент распределения потерь изменяется в пределах (0;1) и относится к узлу начала ветви. Например, для ветви 308-100 ПСТ (см. табл. 2-3 Приложения 1) Крп=0,85. Это значит, что в сумму потерь мощности энергорайона с узлом 100 войдет 15% потерь в ветви 308-100.
Трехобмоточные автотрансформаторы и трансформаторы при наличии нагрузки на всех трех обмотках моделировались в виде узла, двух ветвей с коэффициентом трансформации с сопротивлением, рассчитанным по формулам, и одной ветвью с малым сопротивлением z=0,l+j0,l Ом. В литературных источниках трехобмоточный трансформатор (AT) замещается двумя ветвями. Для расчета установившегося режима сети двух ветвей достаточно. Ветвь с малым сопротивлением и узел необходимы для корректной обработки телеизмерений и телесигналов при создании режима по методу оценивания состояния. При отсутствии потребителей, подключенных к одной из обмоток, трансформатор замещался ветвью с сопротивлением z=r+jx и коэффициентом трансформации. Междушинные и секционные выключатели, включаемые или отключаемые по режиму (по условиям релейной защиты), замещались ветвью с малым сопротивлением z=0,l+j0,l Ом. Уменьшение сопротивления ветвей с малым сопротивлением ниже указанных величин приводит к расхождению итерационного процесса при расчетах «тяжелых» режимов.
Сопротивления и проводимости элементов схемы замещения рассчитываются на основе паспортных данных оборудования по формулам (4), (6), (8)-(10). Потери на корону в В Л с номинальным напряжением 220 кВ и выше при отсутствии результатов специального исследования определяются по данным табл. 1-1 с учетом поправочного коэффициента, рассчитанного по формуле (7).
Параметры ветвей, связывающих балансирующий узел с целевым энергорайоном, рассчитываются так же, как и для ветвей ЦЭР.
Методика составления наборов режимов исследуемой сети для оптимизационных расчетов
Для эффективности разработанного алгоритма расчета уставок АРН AT была выбрана питающая сеть напряжением 110-500 кВ Татарской энергосистемы. Питающая сеть включает в себя восемь тепловых электростанций, одну ГЭС, три ВЛ 500 кВ и значительное количество ВЛ 110-220 кВ, связывающие электростанции, основные подстанции и соседние энергосистемы и автотрансформаторы, связывающие сети 110-500 кВ. Суммарная установленная мощность электростанций 7000 МВт. Питающая сеть Татарской ЭЭС включает в себя 13 подстанций 220/110 кВ. Связь с семью энергосистемами объединенных энергосистем Средней Волги и Урала осуществляется по 5 ВЛ-500 кВ, 7 ВЛ-220 кВ и ряду ВЛ более низкого напряжения. Анализировались режимы на основе данных телемеханики за 2002-2003 гг. В рассматриваемый период Татарская энергосистема работала в режиме нулевого сальдо-перетока, то есть суммарная генерация активной мощности тождественна суммарному потреблению активной мощности.
На ГЭС ОАО «Татэнерго» установлены генераторы с номинальным напряжением 13,8 кВ, электроэнергия выдается в сеть 500 кВ. Регулирование напряжения на ГЭС осуществляется по величине напряжения на сборных шинах 500 кВ при условии допустимости уровня напряжения на шинах собственных нужд, что затрудняет моделирование гидрогенераторов. Регулирование напряжения на шинах 500 кВ осуществляется автоматически
Оптимизация режима осуществляется по графикам напряжения в контрольных точках. Графики составляются ежеквартально. В графиках для каждой контрольной точки задается две величины напряжения: для рабочего и нерабочего времени большинства потребителей. Допускается отклонение напряжения в диапазоне от -1 до +2 кВ от заданной величины для сборных шин 110 кВ и от -2 до +4 кВ для сборных шин 220 кВ. Регулирование напряжения в сети 500 кВ осуществляется на уровне объединенной энергосистемы. Регулирование напряжения на сборных шинах 110-220 кВ электростанций осуществляется оперативно персоналом с учетом допустимости напряжения на шинах собственных нужд и загруженности по току генератора. Автоматика регулирования напряжения трансформаторов электростанций выведена из работы. Регулирование напряжения с помощью AT 220/110 кВ осуществляется на 50% AT автоматически без учета параметров режима, на остальных AT - дистанционно. Дистанционный режим регулирования рассматривается как временный. Цена шкалы киловольтметров на объектах составляет 5 кВ для класса напряжения 110 кВ и 10 кВ для класса напряжения 220 кВ, что оказывает влияние на качество регулирования напряжения.
Параметры физической модели исследуемой сети описаны в Приложении 1. Для проверки целесообразности минимизации внешней по отношению к целевому энергорайону части схемы замещения анализировались потери в исследуемой сети, отнесенные к потерям всей схемы, АРтат и мощность транзита электроэнергии через исследуемую сеть Ртр, отнесенная к мощности генерации. Результаты расчетов базовых режимов за 2002-2004 гг. на схеме сведены в табл. П1-3 Приложения 1.
Из полученных данных можно сделать вывод о линейной зависимости доли потерь в исследуемой сети от величины транзита через сеть. То есть при больших величинах транзита эффективность оптимизационных расчетов будет резко снижаться, так как будет оптимизироваться в основном режим эквивалентов смежных энергосистем. С целью увеличения эффективности оптимизационных расчетов разработана схема замещения питающей сети ОАО «Татэнер-го» с исключением эквивалентов смежных энергосистем, кроме связи с балансирующим узлом. Межсистемные перетоки зафиксированы в виде нагрузок узлов, граничащих со смежными энергосистемами. Схема замещения представле на в виде данных по узлам в табл. П1-1 и данных по ветвям в табл. Ш-2 Приложения 1. Всего исследуемая сеть состоит из 120 узлов и 222 ветвей.
Данные по коэффициентам трансформации AT, оборудованных РПН или ВДТ с продольным регулированием, представлены в табл. Ш-4 Приложения 1.
У автотрансформаторов, замещенных ветвями 128-130, 110-112-1 и 110-112-2, напряжение регулируется ВДТ, подключенным по принципу продольно-поперечного регулирования напряжения. Такой способ подключения позволяет управлять потоками как реактивной, так и активной энергии. Для расчета установившегося режима сети с продольно-попереч-ным регулированием напряжения необходимо задание продольной К и поперечной К" составляющих коэффициента трансформации. Данные по коэффициентам трансформации ветвей 128-130, 110-112-1 и 110-112-2 заданы по первому, единственно возможному в ПВК «АНАРЭС-2000» для продольно-поперечного регулирования, способу согласно данным табл. П1-6 Приложения 1.
Узлы с межсистемными перетоками, заданными в виде нагрузки узла, не вошли в состав целевого энергорайона «Татэнерго». При этом AT 500/220 кВ ПС-33 Татэнерго не вошли в состав ЦЭР. Так как в настоящей работе исследуется оптимизация сети 110-220 кВ, а потери в AT 500/220 кВ определяются режимом сети 500 кВ, то эта погрешность моделирования допустима. Данные об энергорайонах сведены в табл. П1-5.
Гидрогенераторы моделировались аналогично турбогенераторам. Но при проведении оценочных расчетов пределы по генерации ограничивались исходя из необходимого напряжения на стороне 500 кВ, что отражает реальное регулирование напряжения на ГЭС. При проведении оптимизационных расчетов пределы по генерации реактивной мощности устанавливались согласно паспортным данным, модуль напряжения - равным номинальному напряжению статора гидрогенератора.
Статические характеристики нагрузки для расчетов установившихся и оптимальных режимов
Для проведения оптимизационных расчетов были созданы режимы по нормативной методике [95]. Факторами, оказывающими влияние на режим, являются нагрузка в узлах и межсистемные перетоки электроэнергии. Нагрузка для созданных режимов рассчитывалась умножением нагрузки в базовом режиме (Б) на коэффициент из табл. 3-1. Коэффициенты определялись на основе результатов обработки зимнего и летнего контрольных замеров за предшествующий базовому год. Режимы Б и 1 относятся к режимам осенне-зимнего максимума, режимы 2 и 3 - к летним режимам. Режимы выбирались с дискретностью суммарного потребления энергосистемы приблизительно 500 МВт.
Как видно из табл. ПЗ-2 приложения 3, соотношение нагрузки в энергорайонах не является постоянной величиной. Для более подробного исследования этого вопроса было изучено распределение потребления активной мощности по энергорайонам для всех часов контрольных замеров, результаты исследования сведены в табл. ПЗ-3 приложения 3. Режим Б - базовый, режимы 1, 4 и 5 относятся к зимнему контрольному замеру, а режимы 2, 3 и 6 - к летнему контрольному замеру.
Из анализа табл. ПЗ-3 следует, что даже в течение одних суток соотношение потребления между энергорайонами существенно изменяется. Доля энергорайона №1 в суммарном энергопотреблении в течение рассматриваемого года изменялась на 42%, энергорайона №2 - на 13%, энергорайона №3 - на 26%. Таким образом, распределение нагрузки между энергорайонами не имеет систематического характера. Нагрузки в узлах, моделирующие транзит энергии через питающую сеть Татарской энергосистемы, представлены в табл. ПЗ-4.
Рассматривая все возможные сочетания основных параметров режима согласно методике [91], получены 12 исходных режимов. Данные об исходных режимах на основе данных табл. 4-1 и табл. 4-3 сведены в табл. 4-1. Генерация активной мощности изменялась пропорционально потреблению на узлах, замещающих генераторы электростанций, участвующих в регулировании. Учитывалось сезонное изменение в составе оборудования и уровне генерации. Во всех режимах установлен модуль напряжения в узле №160 14,4 кВ.
Режимы, полученные оценкой состояния по методике, описанной в разделе 3.3 настоящей работы, создаются внесением корректировок в базовый режим. Данные об оперативных корректировках сведены в табл. ПЗ-1 приложения 3.
Из табл. ПЗ-1 видно, что потребление в узлах в течение 30 мин. практически не меняется, изменяются межсистемные перетоки. Это обусловлено принципом отбора срезов телеизмерения (см. раздел 3.3).
Для удобства анализа режимов, полученных ОС, и их сравнения с режимами, полученными по традиционной методике, была сформирована табл. 4-5. В табл. 4-2 приведены интегральные параметры режимов и количество изменений. Количество изменений дано для первого режима за рассматриваемую дату относительно базового, для остальных режимов за рассматриваемую дату — относительно первого.
Параметры режимов, полученных оцениванием состояния
Расшифровка сокращений: ЕРН - суммарная активная мощность нагрузки; РГ - суммарная активная мощность генерации; SAP - суммарные потери активной мощности в целевом энергорайоне; SAPCX - суммарные потери активной мощности во всей схеме; SAPCT - суммарные потери активной мощности в стали (на холостой ход трансформаторов); - число узлов с измененными параметрами; (Qmin; Qmax) - количество узлов с измененными пределами генерации реактивной мощности; Ком. - количество элементов с измененным коммутационным состоянием; К - количество ветвей с измененной продольной составляющей коэффициента трансформации.
Для анализа качества оценивания состояния введен параметр небаланс потребления (НБ). Сальдо Татарской энергосистемы, которое можно рассчитать по суммарным показателям генерации, нагрузки и потерь, сильно отличается от нуля. Это обусловлено следующим. В рассматриваемую схему замещения входят не все потребители ОАО «Татэнерго», режим сальдо энергосистемы ведется с корректировкой по данным системы коммерческого учета, имеются сознательно допущенные отклонения оцененного режима от фактического. Межсистемная связь 135-310-0 в реальных режимах не отключалась, в полученных режимах отключена (переток по ней включен в нагрузку узла 135) из-за неудовлетворительной схемы замещения эквивалента соседних энергосистем. В реальных режимах №19-22 узлы №160-161 реально включены, но электрически не связаны с рассматриваемой схемой из-за реально отключенной В Л 100-160-0. В сформированных режимах №19-22 узлы №160-161 отключены для избежания разделения схемы на подсхемы. С учетом всего этого был рассчитан небаланс потребления как отношение расчетного сальдо к сальдо по данным телемеханики. Во всех полученных режимах небаланс потребления не превышает допустимой величины 2%.
