Содержание к диссертации
Введение
ГЛАВА 1. Анализ существующего положения в ЭЭС Нигерии и постановка задачи исследования 13
1.1 Общая характеристика ЭЭС Нигерии 13
1.2 Потребление электроэнергии в ЭЭС Нигерии 22
1.3 Качество электроэнергии в ЭЭС Нигерии 27
1.4 Анализ нормальных режимов работы ЭЭС Нигерии на расчетных уровнях 27
1.4.1 Общие положения 27
1.4.2 Режим наибольших нагрузок 28
1.5 Составление и анализ баланса мощностей 32
1.5.1 Общие положения 32
1.5.2 Баланс активной мощности 32
1.5.3 Баланс реактивной мощности 36
1.5.4 Анализ результатов составления баланса мощностей 38
1.6 Выводы 39
1.7 Постановка задачи исследования 40
1.8 Упрощение исходной схемы системы 40
1.9 Баланс мощностей упрощенной схемы ЭСС Нигерии после введения дополнительных ИРМ 43
ГЛАВА 2. Долгосрочное прогнозирование роста нагрузки в ЭЭС Нигерии (до 2018 г) 44
2.1 Общие положения 44
2.2 Выбор формы кривой (тренда) роста нагрузки 44
2.3 Анализ перспективного прогноза нагрузки на 15 лет (до 2018г.) 53
2.3.1 Анализ для общей схемы ЭЭС Нигерии 53
2.3.2 Исследование нормального установившегося режима на уровне 2018г по упрощенной схеме — для западной части системы .54
2.4 Исследование достаточности существующего резерва активной мощности при прогнозируемом приросте нагрузки 56
2.5 Учет износа существующего оборудования генерации 57
2.6 Выводы по второй главе 63
ГЛАВА 3. Разработка мероприятий по увеличению пропускной способности электрической сети ЭЭС Нигерии 64
3.1 Общие положения 64
3.1.1 Способы улучшения пропускной способности сети высшего напряжения 64
3.1.2 Обеспечение пропускной способности ЭЭС для западной части Нигерии 65
3.2 Разгрузка перегруженных линий ЭЭС Нигерии 67
3.2.1 Разгрузка линий введением дополнительных ИРМ 67
3.2.2 Разгрузка линий сооружением новых параллельных линий 67
3.2.3 Анализ результатов расчета 71
3.2.4 Исследование загрузок разгружаемых линий 132 кВ при их
переводе на напряжение 220 кВ 73
3.2.5 Исследование эффекта сооружения других ЦП (подстанций 330/132 кВ) на нагрузку перегруженных линий 74
3.2.6 Определение времени ввода новых линий до 2018г 74
3.3 Мероприятия по увеличению пропускной способности понижающих подстанций 330 кВ ЭЭС Нигерии до 2018г 77
3.4 Исследование пропускной способности сети в послеаварийном режиме ЭЭС Нигерии 86
3.5. Разработка мероприятия по разгрузке перегруженной линии 330 кВ
Л39-85 после отключения Л 83-85 87
3.6 Выводы по третьей главе 90
3.7 Резюме рекомендаций по увеличению пропускной способности питающей сети ЭЭС Нигерии до 2018г 92
ГЛАВА 4. Исследование апериодической статической устойчивости (АСУ) ЭЭС Нигерии 93
4.1 Общие положения 93
4.2 Исследование апериодической статической устойчивости существующей ЭЭС Нигерии после установки дополнительных ИРМ... 96
4.2.1 Утяжеление нормального режима ЭЭС Нигерии на уровне 2003г 96
4.2.2 Исследование предельных перетоков мощности по л83-85 и л39-85 ЭЭС Нигерии на уровне 2003г 99
4.3 Оценка апериодической статической устойчивости ЭЭС Нигерии при внедрении дополнительных мероприятий по усилению сети 101
4.4 Выводы по четвертой главе 104
ГЛАВА 5. Разработка рекомендаций по развитию электроэнергетики нигерии на период до 2018 года 105
5.1 Развитие генерирующих мощностей ЭЭС Нигерии 105
5.1.1 Оценка дефицитов или избытков мощностей регионов (Рдеф/изб.і)
ЭЭС Нигерии на уровнях на период до 2018 г на базе существующих генерирующих мощностей системы с учетом
износа оборудования 105
5.1.2 Запасы энергоресурсов и их распределение по регионам ЭЭС Нигерии 106
5.1.3 Оценка сроков достаточности невозобновляемых энергоресурсов в зависимости от средней генерируемой мощности системы... 108
5.1.4 Анализ результатов оценок энергоресурсов 109
5.1.5 Рекомендации по повышению генерирующей мощности ЭЭС Нигерии и выбору мощностей единичных генераторов 109
5.1.6 Оценка срока ввода и вывода, реконструкции и сооружения новых источников питания (ЭС) 111
5.1.7 О возможностях и целесообразности сооружения ТЭС (с ПГТ/ГТУ) в дефицитных по топливу регионах 112
5 5.1.8 Рекомендации по развитию генерирующих мощностей ЭЭС Нигерии до 2018г 117
5.2 Развитие основной сети ЭЭС Нигерии 119
5.2.1 общие положения 119
5.2.2 Оценка экономичной работы существующих системообразующих связей 330 кВ по напряжению и сечению, на период до 2018г 119
5.2.3 Исследование перевода системообразующих линий 330 кВ на следующую ступень напряжения - 500 кВ 122
5.2.3.1 Расчетные характеристики ЛЭП 500 кВ 123
5.2.3.2 Исследование нормального режима при полном переводе всех линий 330 кВ на 500 кВ на уровне 2003г 124
5.2.3.3 Исследование установившихся режимов на уровне 2018г 124
5.2.3.4 Оценка выгодности сечения проводов 3x350 мм2 системообразующих связей 500 кВ по параметру j3K... 128
5.2.4 Анализ перетоков активной мощности между регионами ЭЭС,
когда системообразующие ЛЭП сооружены на напряжении
330 кВ 130
5.2.5 Анализ перетоков активной мощности между регионами ЭЭС,
когда системообразующие ЛЭП сооружены на напряжении
500 кВ 132
5.2.6 Общий анализ перетоков активной мощности между регионами ЭЭС Нигерии, когда системообразующие связи исполнены номинальными напряжениями ЗООкВ и 500кВ 134
5.2.7 Исследование перетоков мощности в системообразующих ЛЭП 500 кВ при дефиците мощности в регионе Лагоса, обусловленным аварийным отключением блоков генераторов на уровне 2018г 135
5.2.8 Оценка достаточности пропускной способности системообразующих связей 330 кВ в случае обеспечения балансовой установленной мощности системы развитием ТЭС региона Энугу 137
5.2.9 Рекомендации по повышению надежности основной сети ЭЭС Нигерии в целом при разработке мер по увеличению её пропускной способности 138
5.2.10 Выводы и рекомендации по развитию основной сети ЭЭС
Нигерии до 2018г 139
Заключение 140
Список литературы
- Общая характеристика ЭЭС Нигерии
- Выбор формы кривой (тренда) роста нагрузки
- Способы улучшения пропускной способности сети высшего напряжения
- Исследование апериодической статической устойчивости существующей ЭЭС Нигерии после установки дополнительных ИРМ...
Введение к работе
Краткие сведения о Нигерии. Федеративная Республика Нигерия -государство в Западной Африке. Граничит с Нигером, Бенином, Камеруном, Республикой Чад. Площадь 923,8 тыс. км2. Крупнейшая страна Африки по численности населения (133,88 млн. человек, 2003 г). Плотность населения 144,9 чел./км . Городское население 39%. Столица Абуджа. Главный город и фактическая столица — Лагос, другие крупные города: Кано, Ибадан, Кадуна, Порт-Харткорт. Административно-территориальное деление — 30 штатов и 1 федеральная территория Абуджа.
Этнический состав: свыше 250 народностей и групп, наиболее многочисленные: фулани и хауса 29%, йоруба 21%, ибо 18%, иджо 10%, ибибио 3,5%, тив 2,5%, бини и др. Около 50% верующих — мусульмане, 40% — христиане (в основном протестанты), 10% - придерживаются традиционных верований. Государственный язык — английский. С юга страна омывается Гвинейским заливом, на северо-востоке выходит к берегам озера Чад. Река Нигер с притоком Бенуэ как бы делит территорию страны на две части: к югу от их долин большая часть территории занята Приморской равниной, к северу простираются невысокие плоскогорья. Приморская равнина образована наносами рек и тянется на сотни километров с запада на восток. К северу местность постепенно повышается и переходит в ступенчатые плато (Иоруба, Уди, Джое и др.) с высотами в центральной части до 2042 м (пик Фогель на плато Шебши) и многочисленными скалами. На северо-западе плато переходят в равнину Сокото (бассейн одноименной реки), а на северо-востоке — в равнину Борну [7].
Климат на всей территории Нигерии экваториальный, муссонный. Дождливый сезон - с апреля по октябрь, температура редко превышает 32°С. Влажность очень высока. Наибольшее количество осадков (до 4000 мм в год) выпадает в дельте, на крайнем северо-востоке — всего 500 мм. Сухой сезон — с ноября до марта, температура часто превышает 38-40°С. Самый сухой период — зима, когда с северо-востока дует ветер харматтан, приносящий дневной зной и резкие суточные перепады температур. Для Нигерии характерны и саванны и тропические леса.
Экономика Нигерии базируется на нефтедобывающей промышленности и сельском хозяйстве. Несмотря на то, что страна находится на 13-м месте в мире по объемам добычи нефти, ее ВНП на душу населения составляет 310 долл. (1999). Сельское хозяйство дает до двух пятых ВВП и в нем занято до 50% экономически активного населения. Какао, каучук и ядра пальмового ореха — единственные экспортные культуры. Собственное производство недостаточно для быстро растущего населения (2,5% в год) и Нигерия является импортером продовольствия, особенно зерна. Страна располагает необходимым потенциалом для развития лесной промышленности, восьмая часть страны покрыта лесами. Обрабатывающая промышленность мелкосерийная. Функционируют сборочные линии завода «Пежо». При помощи СССР был построен металлургический комбинат в Аджаокуте, который в настоящее время не функционирует. Денежная единица — найра ($0,008). Национальный праздник — 1 октября (День независимости).
Состояние ЭЭС Нигерии сегодня. Административно-хозяйственным управлением, отвечающим за производство, передачу и распределение электроэнергии в Нигерии является National Electric Power Authority (NEPA). «NEPA» создано в 1972 г и принадлежит правительству Нигерии полностью. Попытки приватизировать некоторые секторы ЭЭС Нигерии были не успешны из-за общественного сопротивления, неуверенности в целесообразности такого решения правительства и не состоялись.
В настоящее время установленная мощность в ЭЭС Нигерии составляет 6,2 ГВт (3 ГЭС с суммарной установленной мощностью 1,94 ГВт и 4 ТЭС с 43 ГВт на природном газе.). Установленная мощность достаточна для покрытия нагрузки и обеспечения резерва на уровнях 2003-2005 гг, но не удается на практике покрыть совмещенный максимум (4,93 ГВт), что свидетельствует о недостаточной пропускной способности сети и снижения располагаемой мощности генерирующих установок (ГУ). После 91-ого года не было увеличения генерирующей мощности, адекватной росту нагрузки ЭЭС страны. Развитие системы отставало от роста нагрузки. Средний ежегодный рост нагрузки за 30 лет составил 94 МВт. Вследствие этого сеть потеряла способность передать больше 2,5 ГВт [NEPA технический отчет, 2000г] потребителям, и огромное количество промышленных, коммерческих и жилых учреждений вынуждено перешло на автономную генерацию электроэнергии дизельными генераторами. Поэтому рост потребления электроэнергии в настоящее время обусловлен развитием малого бизнеса, торговли, сферы услуг и быта, и его следует считать умеренным.
Однако режим электроснабжения осуществляется при отключении потребителей, что не удовлетворяет потребителей любой категории. Таким образом, состояние ЭЭС Нигерии сегодня — большее препятствие развитию страны. Поэтому любое исследование, направленное на разработку мероприятий по увеличению надежности и пропускной способности сети, удовлетворяющей всем требованиям ЭЭС Нигерии актуально. Необходимым, что, очевидно, является долгосрочное прогнозирование роста нагрузки системы.
В связи с тем, что в 90-ых годах не было введено новых генерирующих мощностей, возникает необходимость исследования рабочего срока существующих ГУ и возможности их увеличения.
Решением данной проблемы могут оказаться следующие мероприятия: компенсация реактивной мощности сети; увеличение сечения проводов; сооружение новых линий; замена трансформаторов и AT; перевод сети на высшее напряжение. Цели работы следующее:
анализ существующего состояния ЭЭС Нигерии, выявление проблем, препятствующих ее нормальному функционированию;
? прогноз перспективного прироста электропотребления и развития генерирующей мощности системы до 2018г;
? разработка мероприятий по увеличению пропускной способности сети ЭЭС;
? исследование апериодической статической устойчивости (АСУ) ЭЭС;
? разработка рекомендации по развитию основной сети и генерирующей мощности ЭЭС Нигерии.
Методы исследования.
Исследование проведено с применением ЭВМ. В работе использовались следующие методы: методы математического моделирования ЭЭС; методы расчета установившихся режимов и статической устойчивости сложных энергосистем; экстраполяционные методы теории прогнозирования; сопоставительные анализы эффективности средств и способов развития, основывающиеся на теоретических сведениях; метод многокритериального планирования эксперимента. Научная новизна.
? Проанализированы нормальные и послеаварийные установившиеся режимы ЭЭС Нигерии на уровнях 2003, 2008, 2013 и 2018 годов и предложены мероприятия по обеспечению пропускной способности основной сети.
? Выполнено прогнозирование роста электропотребления в Нигерии с 2003 до 2018г.
? Проанализирована экономичность работы системообразующей сети по напряжению и сечению проводов. Определены наивыгоднейшие напряжения и сечения проводов при перспективном росте нагрузки до 2018 года.
? Выполнена оценка целесообразности использования сети 500 кВ в ЭЭС Нигерии.
? Впервые проведен мониторинг сроков ввода и вывода генераторов ЭС ЭЭС Нигерии и исследованы перспективы развития её установленной мощности.
? Получена оценка достаточности резервов энергоресурсов Нигерии для дальнейшего развития её энергетики в зависимости от средней потребляемой мощности ЭЭС.
? Получена оценка влияния на допустимую нагрузку линий ЭЭС Нигерии нагрева проводов солнечной радиацией.
Практическая ценность работы. Применяемая методика прогнозирования, разработки мероприятий по развитию сети и генерирующей мощности позволяют получить прогнозные оценки будущих режимов для ЭЭС Нигерии, России и развивающихся стран, имеющих сходную тенденцию потребления ЭЭ и развития.
Апробация результатов работы. Основные результаты диссертационной работы докладывались и обсуждались на 10-й и 11-й международных научно-технических конференциях студентов и аспирантов, МЭИ, Москва, в 2004 и 2005гг, а также опубликованы в журнале «Вестник МЭИ» 2005. № 2.
Объем и состав работы. Диссертация изложена на 273 страницах, в том числе 136 основного текста (введение, пять глав, заключение), 37 рисунков, 64 таблиц, список использованной литературы из 111 наименований и 6 приложений на 121 страницах. Объем основных расчетов — 76: нормальных и послеаварийных режимов - 54 (из них только 14 выборочных расчетов представленных в упомянутых выше приложениях), других — 22. Исходная схема замещения ЭЭС насчитывает 150 узлов и 171 ветвей. Консультантом первой по третьей главе является доц. Гремяков А. А.
В первой главе «Анализ существующего положения в ЭЭС Нигерии и постановка задачи исследования» приводятся характеристики элементов, графики электропотребления ЭЭС Нигерии и дан анализ результатов исследования установившихся режимов на расчетном уровне, вследствие которых постановлены дополнительные задачи исследования. Во второй главе «Долгосрочное прогнозирование роста нагрузки и развития генерирующей мощности в ЭЭС Нигерии на период до 2018 г» на основе ретроспективных статистических данных выполнен прогноз электропотребления в ЭЭС Нигерии до 2018г. Исследуются режимы, состояния элементов и требуемой генерирующей мощности системы на уровнях прогнозов.
В третьей главе « Разработка мероприятий по увеличению пропускной способности электрической сети ЭЭС Нигерии» проводится исследование целесообразных мер по обеспечению по условиям надежности требуемой пропускной способности сети, и определение времен их внедрения в ЭЭС Нигерии.
В четвертой главе «Исследование апериодической статической устойчивости ЭЭС Нигерии» выполняется оценка статической устойчивости ЭЭС Нигерии нормальных и наиболее тяжелых послеаварийных режимов до и после внедрения мер по обеспечению пропускной способности, разработанных в третьей главе, а также предельных мощностей системообразующих связей. Запасы устойчивости проверяются по нормативным значениям.
В пятой главе «Разработка рекомендаций по развитию электроэнергетики Нигерии на период до 2018 г» выполняются оценки энергоресурсов Нигерии и определяются дефицитные регионы по активной мощности в ЭЭС с 2003 по 2018г. Разработаны рекомендации путей и направлений развития генерирующих мощностей и основной сети ЭЭС Нигерии на период до 2018г.
В заключении сформулированы выводы и предложения по результатам проведенных исследований.
Общая характеристика ЭЭС Нигерии
Высшим органом административно-хозяйственной структуры управления электроэнергетической отраслью является Нигерийское Управление по Электроэнергии (NEPA). NEPA управляет производством, передачей и распределением электроэнергии в стране [1-6, 9-12].
В ЭЭС Нигерии существуют 5 уровней напряжения: 330, 132, 33, 11, и 0,4 кВ. Электропередача осуществляется на напряжении 330 и 132кВ. Распределение электроэнергии осуществляется на напряжении 33, 11 и 0,4 кВ. Основная сеть — сеть 330 и 132 кВ.
Карта Нигерии, показывающая расположение электростанции (ЭС), подстанции и системообразующие ЛЭП 330 кВ ЭЭС представлена на рис. 1.1. Принципиальная схема ЭЭС Нигерии представлена на рис. 1.2, а схема замещения — на рис. 1.3 а и 1.36. ЭЭС Нигерии включает: 3 ГЭС и 4 ТЭС; 5000 км линий напряжением 330 кВ; 6000км линий напряжением 132 кВ; 23 подстанций 330 кВ; 91 подстанцию 132 кВ. Суммарная установленная мощность ГЭС составляет 1939 МВт, ТЭС - 4275 МВт. Характеристика электростанций представлена в таблицах 1.1 и 1.2.
ЭЭС Нигерии подразделена на 5 административных регионов: Лагос, Энугу, Кадуна, Баучи, Ошогбо. Доля потребления электроэнергии в каждом регионе представлена в таблице 1.6. Регион Лагоса имеет самую большую нагрузку. Динамика изменения нагрузки и электроэнергии в ЭЭС Нигерии с 1973 по 2003 г представлена в таблице 1.7. Суточный график нагрузки системы с вечерним максимумом представлен на рис. 1.4. Максимум нагрузки приходится на вечер между 19.00 - 21.00 ч, а минимум — между 11.00 - 15.00 и составляет 76% максимума. Непроизводственные и бытовые потребители являются основными потребителями электроэнергии в Нигерии.
На рис. 1.5 представлен годовой график максимумов нагрузки. Наибольшая нагрузка наблюдается в период декабря — январе, характеризующемся максимальными температурами. Наименьшая нагрузка наблюдается в мае месяце и составляет 90% максимума. График почти ровный в течение года. Это обусловливается тем, что в Нигерии существует небольшая разница между сезонными (и месячными) температурами в течение года. Поэтому требуемая ЭЭ на вентиляцию и прочие охлаждающие установки примерно одинакова в течение года. График потребления осветительных нагрузок постоянен, так как день и ночь имеют одинаковую длительность и их часы наступления постоянны для всей страны и сезонов. Период наступления суточного максимума постоянный в течение года.
На рис. 1.6 представлен график ежегодной максимальной нагрузки с 1973 до 2003г. Также на Рис. 1.7 представлен график ежегодной потребляемой электроэнергии с 1973 по 2003г [1-6].
Нигерия не относится к числу промышленно развитых стран а ЭЭС Нигерии не является основным источником электроэнергии для крупных промышленных предприятий (ПП), так как не гарантирована надежность электроснабжения. Крупные ПП, подключенные к основной сети 330-132 кВ составляют 9,7% (481,27 МВт): Аладжа (сталелитейный завод, 382,5 МВт), Аджаокута (сталелитейный завод, 74МВт), Шагаму цементный завод (21 МВт), Ашака (цементный завод, 3,78 МВт). Прочие крупные ПП (нефтеперерабатывающие, нефтехимическая, газовая и автосборочная промышленность) предпочитают автономные источники питания. Средние и мелкие ПП, в том числе алюминиевый завод в Икоте Абаси, Акве Ибоме, текстильные заводы, деревообрабатывающая промышленность и т.д. получают питание по сетям 35 и 11 кВ и составляют примерно 20% (984 МВт); малый бизнес, учреждения сферы услуг и быта составляют примерно 70% (3431 МВт). Отметим, что в Нигерии остались нереализованные проекты в ряде других отраслей тяжелой промышленности. Страна практически зависит от иностранной техники и технологии, что постоянно требует дополнительных затрат. Потребление ЭЭ на одного человека составляет 114 кВт.ч [NEPA, 2002г]. Потребляемая активная мощность типичной квартиры или дома в Нигерии составляет примерно 16 кВт (см. таблицу 1.8). Примерно 36-40% населения подключены к ЭЭС Нигерии. Только 10% сельских домашних хозяйств (деревень) электрифицировано [отчет NEPA в 2002г], что составляет не больше 5% от существующего максимума мощности (МВт) ЭЭС. Потери от генерации до потребителей составляют 30-35% [NEPA, 12/2002г]
Выбор формы кривой (тренда) роста нагрузки
Целью прогнозирования роста нагрузки ЭЭС Нигерии является решение задач развития, технической осуществимости режимов и работоспособности будущей системы.
Среди всех методов, используемых в прогнозировании, преобладающими на практике до сего времени являются статистические методы [20, стр. 10]. В данной работе используются статистические методы прогнозирования. В данном случае — метод наименьших квадратов [19, 20, 22]. Статистические методы распадаются на два этапа. Первый, индуктивный, заключается в обобщении данных, наблюдаемых за достаточно продолжительный период времени, и в представлении соответствующих статических закономерностей в виде модели (уравнения зависимости параметров явлений). Второй этап, собственно прогноз, является дедуктивным. На этом этапе на основе найденных статических закономерностей (на предыдущем этапе) определяют ожидаемое значение прогнозируемого параметра.
Основными методами, используемыми для определения тренда динамики ряда являются следующие: 1)Визуальный метод; 2)метод последовательных разностей; 3) метод характеристик прироста [20]. Наиболее эффективным является метод характеристик прироста, который и используется в данной работе.
Исходные данные: динамика роста мощности ЭЭС Нигерии за 30 лет. Тренд описывает фактическую усредненную тенденцию (траекторию) динамики нагрузки для периода наблюдения. Считается, что тренд определяется влиянием постоянно действующих факторов, а отклонение от него () — влиянием случайных факторов [20, стр. 16].
Процедура выбора формы включает предварительную статистическую обработку ряда и сам выбор формы. Предварительная обработка состоит из трех этапов: 1) сглаживания ряда по скользящей средней; 2) определения средних ростов; 3) определения ряда производных характеристик роста[20, стр. 53]. Характеристики роста: yt - скользящий средний динамического ряда yt для момента t; у/ -скользящий средний для yt; ut - средний рост для момента t ( год), й/2)- средний рост для ut. yt соответствует динамическому ряду нагрузки PMaxt ЭЭС Нигерии. _ _ , (Yt+p yt-(p+i)) /01\ Уі=Уі-і+—\ " (2Л) 2р + 1 ш = 2р+1= 3, 5, 7-летние. ,где m - последовательные уровни этого ряда (ш п), для которых можно подсчитать среднюю величину (интервал сглаживания). Чем выше колеблимость динамики ряда, тем шире должен быть интервал сглаживания; р -некоторая величина (число постоянных неизвестных коэффициентов уравнения тренда).См. далее.
Выражение (2.1) предназначено для сглаживания фактической динамики роста. Пусть m = 5 для графика роста нагрузки с 1973 по 2003 г ( рис 1,6). Результаты значения пятилетней скользящей средней показаны в таблице 2.1 ,а график на рис. 2.1. m=5 ut=(-2yt.p-yt.i+yt+1-2yt.2)/10 (2.2) й/2)= й,- йи (2.3) Результаты значения пятилетнего первого и второго средних ростов показаны в таблице 2.1 ,а график роста на рис. 2.2.
Анализ результатов характеристик показывает, что видом кривой (тренда) является показательная функция. Это подтверждается примерно одинаковыми значениями характеристик о,/у, (рис. 2.2) [20, стр. 55].
Поэтому для определения парной регрессии используем простое уравнение показательной функции для описания взаимосвязи Рмах и времени: Р = а б l ( 2.4) где а и б - постоянные неизвестные коэффициенты ; Р - нагрузка (зависимая переменная ), МВт; t- годы (независимая переменная). Для каждого і-ого наблюдения (уровня) Р,= аб1 (2.5) Метод наименьших квадратов (МНК): Пусть через область, занимаемую точками на графике, проведена кривая Р = а б . Тогда отклонение (возмущение) какой-либо точки с координатами хьу; составит величину е;: et = Pt-P«= Pt-(a6f) , (2.6) где Рг фактическое, a Pj - расчетное значение зависимой переменной Р (скользящий средний).
Для того, чтобы найти кривую, которая наилучшим образом описывала бы расположение точек в пространстве переменных Р и t, нужно определить постоянные а и б таким образом, чтобы сумма квадратов величин ЄІ была минимальной, т.е. MU1
Этот приём оценивания параметров уравнения называется МНК. Следует прежде привести уравнения (2.6) к линейному виду логарифмированием его. Получим: е, = logP, - logPt = logPt + log a +1 log b, (2.7) где log Pt = log a +1 log b, (2.8) logPt=a + pt, (2.9) где a = log a, p = log b. Необходимым условием существования минимума этой функции является равенство нулю частных производных по неизвестным параметрам аир. Итак, для функции Q = Iet2 = gPt -logEt)2 =(logPt -a-pt)2 (2.10) t=i t=i найдем частные производные и приравниваем их к нулю: d-Q- = -2±{logPt-a-pt) = 0 \ (2.11) да /=1 op t=\ Преобразовав систему (2.11), получим стандартную форму уравнений: logPt=an + pXt (2.12) ItlogPt = aIt + PZt2 (2.13)
По данным о величинах t, Pt и Pt в таблице 2.2 определены значения t log Pt, Z lg pt , Zt и t2: t = 190; J] t2 = 2470; X log Pt =64. Поставляя эти значения в уравнения (2.12) и (2.13) получим следующее: a = 3,2; Р = 0,017 . Отсюда определяем значения параметров а и б по следующим соотношениям: a = antiloga; 6=antilogp. Получаем, а= 1580,8; б = 1.04.
Способы улучшения пропускной способности сети высшего напряжения
Пропускная способность основных сетей должна удовлетворять следующим требованиям: передача расчетных потоков мощности должна осуществляться при нормативных уровнях устойчивости и качестве ЭЭ у потребителей, как в нормальном режиме, так и в любых послеаварийных режимах. При аварийном одновременном или каскадном отключении второго элемента сети допускается ограничение передаваемой мощности.
При особо тяжелых авариях в сетях (отключение обеих цепей магистральной электропередачи и т.д.) предусматривается действие противоаварийной автоматики на отключение части потребителей или ограничение мощности генераторов для обеспечения устойчивости системы [15, 17].
Основными способами улучшения пропускной способности электрических сетей являются следующие: установка устройств продольной компенсации (УПК) в ВЛ, устройств поперечной компенсации (батарей компенсаторов (БК) или статических тиристорных компенсаторов (СТК), синхронных компенсаторов (СК)) с целью обеспечения нормативных уровней напряжения; сооружение новых линий электропередач с целью разгрузки перегруженных линий; сооружение новых центров питания (ЦП) электрической сети (подстанций высшего напряжения); установка дополнительных трансформаторов или замена на более мощные перегруженных трансформаторов; перевод ВЛ на новую ступень напряжения и впоследствии увеличивается предел передаваемой мощности (Рмах) сети т.к. Рмах пропорционально квадрату напряжения. Установка УПК в ВЛ, сооружение новых параллельных линий и трансформаторов уменьшают реактивное сопротивление системы электропередачи, и в результате увеличивается Рмах системы [15, 17].
При расчете нормального установившегося режима наибольших нагрузок ЭЭС Нигерии (подраздел 1.4) пропускная способность сети обеспечивается только при введении дополнительных ИРМ и максимальном использовании регулировочной способности РПН трансформаторов, но она не удовлетворительна, т.к. существуют 10 перегруженных линий. 7 из них находятся в западной части ЭЭС Нигерии. Также перегружены 6 понижающих подстанций 330/132 кВ (см гл.1 табл. 1.13) в западной части ЭЭС Нигерии. Сходимость к решению подразумевает, что система устойчива. Оценкой запаса статической устойчивости системы является задача следующей главы. Поэтому задачей данной главы является разработка мер по обеспечению уровня пропускной способности системы, при котором удовлетворяются технические требования нормальной и послеаварийной работы системы в режиме максимума по условию нагрева, в данном случае, разгрузкой перегруженных линий, трансформаторов и AT.
Мощность дополнительных ИРМ (Qny) на западной части ЭЭС Нигерии, на уровне 2003г, составляет 420 Мвар и на уровне 2018г - 3830 Мвар. т.е. ожидается увеличение Q в 9 раз до 2018 г. Для осуществления будущих режимов необходимо увеличить Q, системы. Поэтому, введение дополнительный ИРМ, прежде всего, обосновано необходимостью обеспечения пропускной способности существующей сети ЭЭС Нигерии для осуществления режима при надлежащем качестве ЭЭ. Предварительные значения Оку, требуемых для осуществления нормальных режимов по уровням 2003, 2008, 2013 и 2018 г Перегруженные линии ЭЭС Нигерии представлены в таблице 1.10. Рассматриваем линии, находящиеся в западной части системы: л2-148, л5-6, ЛІ1-20, л41-45, л41-44, л87-95, л93-94. Количество проводов, номинальное напряжение и коэффициент перегрузки каждой линии представлены в таблице 1.10. Значения предельных мощностей по условию нагрева даны в таблице 1.3. На практике между двумя узлами основной сети по одной трассе сооружается, как правило, не более двух линий электропередачи одного напряжения. При необходимости дополнительного усиления сети следует рассматривать целесообразность сооружения линий по другим направлениям или выполнение электропередачи на более высоком напряжении [см. 17, стр.238; 28, стр.15]. 3.2.1 Разгрузка линий введением дополнительных ИРМ
Введение устройств поперечной компенсации (СК, БК, СТК) для разгрузки перегруженных линий ЭЭС Нигерии не дает желаемого эффекта по Р следующей причине: коэффициент нагрузки (Кн =- -1-) перегруженных линий доп лежит в диапазоне 1,04—1,47 и Бдоі/Рдоп составляет 1,18, т.е. Рл 8ДОП. Поэтому, полная компенсация реактивной мощности перегруженных линий не приведет к эффективной разгрузке линий. Следовательно, использование поперечных КУ для разгрузки линий дальше не будем рассматривать. Данное соображение подтверждается при расчете на ЭВМ по программе І300 . Например, линий Л41-45, Л51-54, Л87-95 остались перегруженными в 1,25, 1,17 и 1,09 раза соответственно после полной компенсации их реактивной мощности. Остальные незначительно разгружены: минимум Кн составляет 0,9. Они окажутся перегруженными снова до 2006г.
Исследование апериодической статической устойчивости существующей ЭЭС Нигерии после установки дополнительных ИРМ...
Когда утяжеление исходного, заведомо устойчивого режима, осуществляется перераспределением активных мощностей между двумя станциями при постоянстве мощностей остальных станций, и в системе имеются шины бесконечной мощности ШБМ (совпадающей с балансирующим узлом БУ), предельный по мощности режим является и предельным по устойчивости [32, 37]. Это означает, что последний устойчивый из серии последовательно утяжеляемых режимов является предельным по мощности и по
Нему можно судить о к3ап системы. Критерием АСУ системы при отсутствии в ней самораскачивания является положительность свободного члена характеристического уравнения an . При утяжелении от заведомо устойчивого режима прохождение через нуль ап соответствует пределу АСУ [32, 37].
Исследования АСУ с помощью ЭВМ выполняются в два этапа: расчет установившегося режима; оценка знака свободного члена характеристического уравнения ап (или знака практического критерия 4-), для чего используются результаты первого этапа. Данный подход реализован в программе расчета установившихся режимов и пределов АСУ сложных ЭЭС «ІЗ 00», разработанной на кафедре ЭЭС МЭИ, Россия.
Поэтому, для определения АСУ ЭЭС Нигерии воспользуемся программой «І300». Эта программа использует метод Ньютона для расчета уравнений установившегося режима в форме баланса мощностей в декартовой системе координат. В процессе поиска предела контролируется знак якобиана системы уравнений установившегося режима, совпадающий со знаком свободного члена характеристического уравнения и характеризующий АСУ ЭЭС при выполнении определенных условий [35, 37]. Эти условия следующие: в качестве БУ выбираются шины бесконечной мощности; генерирующие узлы задаются как опорные; узлы нагрузок при расчете режима учитываются теми же статическими характеристиками, что и при расчете АСУ. Невыполнение хотя бы одного из этих условий приводит к тому, что по якобиану уравнений установившегося режима системы нельзя судить об АСУ. При этом предполагается, что генераторы системы снабжены АРВ с достаточно большими значениями коэффициента усиления по отклонению напряжения, позволяющими принять допущение о постоянстве модулей напряжения Ur в генераторных узлах. Эти условия удовлетворены при вводе исходных данных в исходный файл программы «І300» для определения предельного режима ЭЭС Нигерии.
В исходный файл программы «І300)» введены номинальные напряжения узлов (кВ), активные нагрузки узлов (МВт), реактивные нагрузки узлов (Мвар), модули напряжений в узлах (кВ), параметры ветвей расчетной схемы (активные и реактивные сопротивления, емкостные проводимости линий, коэффициенты трансформации) на основе расчетной схемы (рис. 1.1). За генерирующие узлы приняты шины высших напряжений 330 кВ блока генератора - трансформатора. Задаются напряжение Ur постоянным, активная мощность генератора Рг и пределы регулирования реактивной мощности. Это основывается на допущение, что все ГЭС и ТЭС оснащены АРВ сильного действия с настройкой обеспечить Ur постоянным в начале ВЛ и этим исключать влияние сопротивлений генераторов и повышающих трансформаторов ЭС[17, стр.392 -393; 34, стр.158 - 189; 36]. БУ совпадает с ШБМ. В районе ШБМ возможно перспективное развитие генерирующих мощностей т.к. там имеется достаточный запас гидропотенциала (см. далее в главе 5).
В программе утяжеление нормального режима осуществляется перераспределением активных мощностей между двумя электростанциями путём увеличения активной мощности одной электростанции (или генерирующим узлом) и разгрузки другой. В данном случае порознь между каждой ЭС и БУ схемы системы при постоянстве выдаваемых мощностей остальных. В файле результатов выводятся значения следующих параметров: узловые напряжения U;, кВ; предельные углы сдвига векторов Uj относительно балансирующего б .;. , град; предельные углы сдвига Ui начала и конца ветвей SBCT.JJ, град; предельные выдаваемые активные и реактивные мощности генераторами; предельные передаваемые активные и реактивные мощности линий.
Исследование апериодической статической устойчивости ЭЭС Нигерии после установки дополнительных ИРМ. Цель данного исследования следующее: представлять картину предельных режимов по устойчивости ЭЭС Нигерии после установки дополнительных ИРМ для осуществления режима и с намерением сопоставить её с результатами, получаемыми после внедрения мероприятий по дополнительному усилению сети на расчетном уровне; выявить слабые связи основной сети по устойчивости.
Утяжеление нормального режима ЭЭС Нигерии на уровне 2003 г В расчетной схеме (рис. 1.1) рассматриваем 6 электростанции. Одна из них (ГЭС Джебба) подключена к шинам бесконечной мощности ШБМ (балансирующий узел). Это значит, что возможно 5 путей утяжеления режима. Например, для начала режим утяжеляется передачей дополнительной мощности из ТЭС Эгбин в БУ, который расположен в регионе Кадуны, а выдаваемые мощности других электростанций неизменны.
