Содержание к диссертации
Введение
ГЛАВА 1. Общие сведения о стране и современном состоянии ее электроэнергетики
1.1. Общие сведения о стране 10
1.2. Энергетические ресурсы 15
1.3. Современное состояние электроэнергетики Мали 16
1.3.1. Общие сведения об энергетике Мали 16
1.3.2. Структура современной электрической системы Мали 18
1.3.3. Характеристики потребителей 25
1.3.4. Развитие электропотреблепия в период 1985 - 1999 гг. 28
Выводы по главе 1 31
ГЛАВА 2. Прогнозирование развития электропотребления в республике мали на перспективу до 2010 года
2.1. Общие положения 32
2.2. Характеристика задач управления развитием ЭЭС 34
2.3. Технология решения задач 37
2.4. Критерии принятия решений 39
2.5. Методы прогнозирования нагрузки и электропотребления 42
2.6. Исходная информация для решения задач проектирования и прогнозирования 45
2.7. Прогноз тенденций развития электропотрсбления в Мали до 2010 года 48
2.7.1. Применение метода экстраполяции при подборе уравнений трендов 48
2.7.2. Обработка статистических данных 49
2.7.3. Применение метода наименьших квадратов для оценивания параметров полиномов 52
2.8. Прогнозирование роста электропотреблєния в Мали па основе метода экстраполяции 54
2.8.1. Обработка исходных данных по методу характеристик прироста 54
2.8.2. Анализ характеристик прироста и выбор формы кривой 58
2.8.3. Экстраполяция тренда и доверительные интервалы прогноза 60
2.8.4. Полученное уравнение регрессионного тренда и анализ результатов прогноза 62
Выводы по главе 2 65
ГЛАВА 3. Анализ работоспосбмости энергосистемы мали на перспективу до 2010 года
3.1. Балансы мощности 67
3.2. Анализ нормальных режимов работы на расчетных уровнях 76
3.3. Анализ послеаварийных режимов 83
3.4. Пути обеспечения работоспособности и усиления сети 86
Выводы по главе 3 87
ГЛАВА 4. Условия экономически целесообразной компенсации реактивной мощности нагрузки подстанций районных электрических сетей
4.3. Постановка задачи оптимальной компенсации реактивной мощности 88
4.2. Математическая формулировка задачи 96
4.2.1. Характеристика рассматриваемых сетей 96
4.2.2. Принимаемые допущения 98
4.2.3. Целевая функция оптимизации 100
4.3. Условия оптимальности решения 105
4.3.1. Общее условие 105
4.3.2. Оптимальная степень компенсации 108
4.3.3. Приближенное решение 110
4.3.4. Факторы, определяющие оптимальное решение 113
4.4. Особенности решения задачи для схемы с двумя подстанциями 116
4.4.1. Общие положения 116
4.4.2. Сеть одного номинального напряжения 119
4.4.3. Сеть двух номинальных напряжений 122
Выводы по главе 4 124
ГЛАВА 5. Оптимальная компенсация реактивной мощности нагрузки на подстанциях
5.1. Общие положения 126
5.2. Единичная линия с понижающей подстанцией в конце 127
5.2.1. Характеристика исходных данных 127
5.2.2. Решение задачи при постоянных мощности нагрузки и длины линии 130
5.2.3. Оценка чувствительности оптимального решения при постоянной активной мощности нагрузки 145
5.2.4. Решение задачи при изменении мощности нагрузки 157
5.3. Схема с двумя подстанциями одного номинального напряжения 167
5.3.1. Исходные данные 167
5.3.2. Решение задачи при изменении мощности подстанций 168
5.4. Схема с двумя подстанциями разных номинальных напряжений 173
5.4.1. Исходные данные 173
5.4.3. Решение задачи при изменении мощности подстанций 174
Выводы по главе 5 177
Заключение 180
Литература 182
- Структура современной электрической системы Мали
- Исходная информация для решения задач проектирования и прогнозирования
- Анализ нормальных режимов работы на расчетных уровнях
- Оценка чувствительности оптимального решения при постоянной активной мощности нагрузки
Введение к работе
В настоящее время большое внимание уделяется проектированию развития электроэнергетических систем. Такой интерес к проблемам развития электроэнергетики обусловлен тем, что решения, принимаемые как в процессе эксплуатации электроэнергетических систем, так и при прогнозировании и планировании их развития, как правило, связаны с весьма большими по абсолютной величине затратами, составляющими значительную долю бюджета страны. Роль энергетических прогнозов в общей системе прогнозирования народного хозяйства определяется, прежде всего, тем, что энергетика и, в первую очередь, электрификация во многом являются материальной основой повышения уровня экономики, ведущей к глубоким преобразованиям общественного производства, условий труда и жизни людей.
Существует много методов, применяемых для прогнозирования электрических нагрузок и электропотребления, среди которых наиболее широко используются экстраполяционные методы. Эти методы рассматривают развитие элсктропотребления как функцию времени. Прогноз основывается на выявлении статистическими приемами длительной тенденции динамического ряда (тренда), для которого подыскивается та или иная аппроксимирующая зависимость. Этот анализ дополняется экономическими соображениями, оценкой темпов и роста энергопотребления в зависимости от его уровня, достигнутого в стране.
Проектирование развития энергосистемы включает в себя задачу выбора оптимальной конфигурации схемы электрических сетей на перспективу. Большое число оптимизационных задач в энергетике в настоящее время связано с применением методов математического программирования, то есть методов определения значений оптимальных параметров, при которых достигается минимум целевой функции при выполнении ряда ограничений. Эффективность решения вышеуказанных задач зависит от того, в какой мере были учтены конкретные условия и специфика развития электроэнергетики данной страны.
В настоящее время (в последние годы) во всем мире наблюдается тенденция преобразования действующих структур электроэнергетики с целью повышения экономической эффективности ее функционирования при сохранении надежности электроснабжения на достаточно высоком уровне. Общей целью данной диссертационной работы является исследование некоторых вопросов развития электроэнергетической системы (ЭЭС) Республики Мали, которая в последние годы пытается внедрить в свое энергетическое хозяйство политику экономии электроэнергии.
В ЭЭС Мали, как и большинстве развивающихся стран, очень остро стоит проблема обеспечения потребителей качественной электроэнергией. Это связано с тем, что распределительные электрические сети таких стран обычно характеризуются значительной протяженностью и снабжают сравнительно мелких потребителей. Передача электроэнергии по этим сетям сопровождается большими потерями напряжения и уровни напряжений у потребителей зачастую оказываются ниже допустимых. В узлах нагрузок этих сетей не всегда удастся регулировать напряжение с помощью установленных в них трансформаторов. Другие возможности регулирования напряжения очень ограничены.
В таких условиях эффективным средством подержания требуемого уровня напряжения могут оказаться компенсирующие устройства (КУ), из числа которых наиболее широко применяются батареи конденсаторов (БК). Установка КУ в узлах электрической сети и непосредственно у потребителей позволяет снизить потери напряжения в элементах сети вследствие их частичной разгрузки от потоков реактивной мощности и тем самым улучшить режим напряжений в электрической сети. Кроме того, даже при удовлетворительном уровне напряжений в узлах нагрузки, применение КУ может оказаться полезным, так как позволяет снизить потери активной мощности и электроэнергии и, следовательно, повысить экономическую эффективность функционирования электрической сети и всей электроэнергетической системы в целом.
В связи с тем, что установка в электрической сети КУ сопряжена с необходимостью привлечения дополнительных денежных средств, дефицит которых достаточно остро ощущается в развивающихся странах, то в данном случае возникает типичная оптимизационная задача: определить мощности дополнительных КУ и места их установки в соответствии с критерием обеспечения максимальной экономической эффективности функционирования электрических сетей энергосистемы. Реализация оптимального решения требует дополнительных средств на установку КУ, которые окупаются за счет снижения потерь мощности и электроэнергии в элементах сети.
Данная диссертационная работа состоит из введения, пяти глав, заключения, списка использованной литературы и пяти приложений.
В главе 1 изложены общие сведения о Республике Мали и ее энергетических ресурсах, дана характеристика современного уровня и перспектив развития энергетического хозяйства. Описаны тенденции развития энергетики Мали.
Глава 2 посвящена вопросам прогнозирования тенденций развития электроэнергетики Мали. Рассматривается применение метода экстраполяции при подборе уравнений тренда. Для прогноза показателей развития элсктропотребления использованы алгоритмы, основанные на процедурах:
- сглаживания и вычисления характеристик приростов динамического ряда с целью выбора наилучшей формы регрессионного тренда;
- вычисления доверительных интервалов прогноза.
На основе данной методики составлен прогноз роста электропотребления в Мали до 2010 г.
Глава 3 посвящена анализу работоспособности основной электрической сети ЭЭС Мали на уровне 2002 года и на двух перспективных уровнях (2005 и 2010 годы). Па основе анализа результатов расчетов нормальных и после-аварийных установившихся режимов определены способы обеспечения напряжения в тех узлах, где его значения выходят из допустимого диапазона. Сформулированы рекомендации по обеспечению работоспособности и усилению сети.
Глава 4 посвящена проблеме компенсации реактивной мощности (КРМ) с целью снижения потерь мощности и электроэнергии в магистральных сетях различной конфигурации. Разработана методика, позволяющая оценить эффективность установки батарей конденсаторов, как средства компенсации реактивной мощности нагрузок на шинах низшего напряжения подстанций районного значения и снижения потерь мощности и электроэнергии в современных экономических условиях, в которых преобладают рыночные отношения. В качестве критерия оптимизации принят минимум суммарных дисконтированных затрат за определенный расчетный период.
В главе 5 данная методика иллюстрируется на примере выбора оптимальной мощности батарей конденсаторов, устанавливаемых в схемах конкретных участков 30 - 150 кВ, имеющихся в основной электрической сети Мали. Определены оптимальные степени компенсации при вариации активной нагрузки подстанций и протяженности участков сети. Исследована чувствительность оптимальных решений к изменению экономических параметров (норма дисконта, продолжительность расчетного периода, цена электроэнергии).
Основными целями диссертационной работы являются: l.Ha основе ретроспективных данных об электропотребленпи в Республике Мали определить прогностический уровень электронотребления на перспективу до 2010 года.
2. Выполнить анализ работоспособности энергосистемы Мали на уровне 2002 года и в 2005 и 2010 годах и дать рекомендации по обеспечению надежности и качества ее функционирования. 3. Разработать методику оценки эффективности установки компенсирующих устройств с целью снижения потерь мощности и электроэнергии в основной сети ЭЭС, что сочетается с нынешней экономической политикой страны в области энергосбережения и экономии электроэнергии.
4. Выполнить анализ условий оптимальной компенсации реактивных нагрузок подстанций в магистральных участках районных сетей ЭЭС Мали и их изменения при вариации активных нагрузок подстанций, длин участков и ряда экономических параметров, влияющих на величину дисконтированных затрат.
При выполнении диссертационных исследований использовались следующие .методы:
- методы регрессионного анализа (при прогнозировании роста электропотребления в Республике Мали);
- методы расчета установившихся режимов сложных электрических систем (при анализе работоспособности ЭЭС Мали на расчетных уровнях);
- современные методы оценки эффективности инвестиционных проектов (при формировании технико-экономической модели компенсации реактивной мощности подстанций районных электрических сетей и выявлении условий оптимальности решения задачи);
- методы численного математического эксперимента (при определении оптимальной степени компенсации и оценке чувствительности оптимального решения к вариации влияющих факторов).
По теме и результатам диссертации опубликованы:
- статья в ежемесячном журнале "Вестник МЭИ" (№1, 2004);
- тезисы докладов на IX и X Международных научно-технических конференциях студентов и аспирантов " Радиоэлектроника, электротехника и энергетика" (Москва, 2003 и 2004 годы).
Структура современной электрической системы Мали
По оценкам последней переписи плотность населения составляет 7,9 человек на 1 кв. км, что меньше чем в Саудовской Аравии. Северные регионы (Томбукту, Гао, Кидал) занимают больше половины площади страны и наименее населены (1,5 чел на 1 кв. км). Города, расположенные на реке Нигер, наоборот, содержат 22% населения. Прирост населения в 80-е годы составлял 2,6%, а с конца 90-х годов темп роста населения вырос до 3,2%. Молодые люди в возрасте меньше, чем 15 лет, составляют около 50% населения, которое главным образом сельское (74,5%). Среди них больше одной третьей части уже занимаются той или иной профессиональной деятельностью.
Население столицы страны — Бамако - превышает 100 тыс. жителей (840 тыс. жителей в 1994 г.). Другие значительно менее крупные города: Монти (78 тыс.), Сегу (99 тыс.), Гао (55 тыс.), Сикасо (73 тыс.), Каес (67 тыс.). Мали населяют около 25 этнических групп. Подавляющее большинство населения (свыше 90%) относится к негроидной расе, и только туареги, мавры и арабы, живущие на севере страны, относятся к средиземноморскому тину индоевропейской расы. Подавляющее большпнетно населення (около 90%) мусульмане. Среди сторонников других религий христиане составляют 1%.
Официальный государственный язык - французский. Многочисленность народностей определяет разнообразие местных языков, но язык Памбара является наиболее распространенным и на нем говорят почти во всех регионах страны.
Истории и общественный строй. Название Республики происходит от известной империи Мали, которой правили Малинке в средневековье. В конце XIX века эта империя попадает под правление французской колониальной армии. В 1900 г. страна переходит под руководство французской администрации. Она вошла в состав Французской Западном Африки и до 1919 г. включает в себя регионы Нигера и Вольта (королевство Мосси). В 1919 г. она была разделена на Французский Судан (нынешняя Мали) и Верхнюю Вольту (нынешняя Буркина-Фасо), части которой с 1932 г, по 1947 г. вошли в состав Французского Судана и Кот-д Ивуара. Несмотря на большие усилия но техническому развитию (строительство железной дороги «Дакар-Нигер» в 1923 г, создание «Офис дю Нижер» в 1932 г для орошения земель в среднем течении реки Нигер), Французский Судан долго был изолированной и экономически отсталой страной. После приобретения независимости, в июне 1960 г Французский Судан, принявший с 22 сентября того же года название «Республика Мали», выбрал политику социалистической ориентации. Однако ухудшение экономического положения страны и злоупотребления власти послужили причиной военного переворота в ноябре 1968 г. Вслед за этим страна пережила 22 года военной и однопартийной диктатуры. Некоторые социально-экономические преобразования не привели к значительному улучшению жизни народа и в 1990 г. в результате народного восстания правительство было свергнуто.
После двух лет переходного периода в апреле 1992 г. состоялись первые демократические выборы. В административном отношении Республика Мали делится на восемь областей: Касс, Кул и коро, Сикасо на юго-востоке; Сегу, Мопти в центре, Томбукту, Гао и Кидал па северо-востоке. Идет процесс децентрализации власти, который проявляется в создании 665 автономных коммун. Руководят коммунами мэры, которых выбирает население. Экономика. С 1992 года Мали вышла не только на политический плюрализм, но и перешла к рыночной экономике. Страна в основном сельскохозяйственная [1 — 3]. Мали получает свои доходы от скотоводства и земледелия. Им занимается 82,4% населения, и они участвуют на 45,6% в образовании валового внутреннего продукта (ВВП). Мали является вторым производителем хлопка в Африке после Египта с увеличивающимся производством. Хлопководством на юге страны занимается более 25% самодеятельного населения. Промышленность в Мали развита мало. Она составляет только 7% активов, а доля ее участия в национальном доходе - 17%. Она мало разнообразная, и в основном ограничивается удовлетворением внутренних потребностей. Господствует промышленность но переработке хлопка, а также пищевая и текстильная. Эти секторы представляют больше половины сферы переработки. Находящийся давно в руках государства промышленный сектор постепенно открывается частным инвесторам. Однако его развитию препятствует отсутствие природных ресурсов. Только золото и фосфориты являются объектами добычи, но в ограниченных объемах. Территория Мали содержит месторождения бокситов, меди, урана, железа и марганца, но условия их эксплуатации затруднены вследствие нехватки электроэнергии и континентального положения. Несмотря на это, сельское хозяйство и промышленность страны имеют будущее. Большие надежды возлагаются па использование гидроэлектростанций, построенных на реках Нигер и Сенегал (особенно ГЭС Мапантали), для орошения земель и увеличения производства электроэнергии [4 - 7]. В области энергетики, несмотря на успехи, Мали по потреблению электроэнергии на душу населения (22,5 кВт.ч в год) находится на одном из последних мест в мире. Электроэнергией для бытовых нужд может пользоваться лишь незначительная часть городских жителей. Конечно, экономика Мали страдает из-за континентального положения страны, так как приходится нести большие транспортные расходы но доставке фузов через соседние страны. Практическое отсутствие добычи полезных ископаемых объясняет тот факт, что Мали числится среди самых бедных стран мира (ВВП на душу населения в 1998 году составил 240 долларов США). Тем не менее, средний темп роста экономики положителен с 1997 по 2001 год (6,7%). Кроме урана на территории Мали до последнего времени пока не обнаружены месторождения других видов горючих полезных ископаемых. Лмсрикаискис и французские фирмы ведут поиски нефти и газа, которые до сих пор не увенчались успехом, а уран еше не добывается. Поэтому для производства электроэнергии на тепловых электростанциях Мали покупает топливо за границей. Две крупные реки - Сенегал и Нигер - представляют собой основные гидроэнергетические ресурсы страны. Река Нигер - это одна из крупнейших по протяженности рек Африки (4210 км, из них 1700 км на малийской территории), уступающая лишь рекам Конго и Нил. Нигер имеет дождевое питание, поэтому расход воды колеблется в течение года от 30 куб. м/сек в апреле до 10-20 тыс. куб.м/сек в сентябре в районе Сегу, причем уровень воды повышается на 5 — 9 м. На севере в сухой сезон река в отдельных местах пересыхает полностью.
Исходная информация для решения задач проектирования и прогнозирования
Современная электроэнергетическая система (ЭЭС) - это объединение электрических станций, работающих под единым диспетчерским управлением и снабжающих электроэнергией различных потребителей с помощью электрических сетей [8]. Электроэнергетические системы имеют ряд специфических свойств, таких как сложность элементов и их связей, динамичность развития и неоднозначность исходной информации, которые предопределяют стратегию развития и особенности функционирования ЭЭС. Ясно, что в нынешнем мире развитие экономики и всей жизнедеятельности населения какой-либо страны тесно связано с развитием ее электроэнергетики. Поэтому управление функционированием, прогнозирование и проектирование развития ЭЭС представляют собой важнейшие задачи, входящие о общую задачу управления народным хозяйством. При этом электроэнергетическая система рассматривается как не ограничиваемая в своем развитии ни по территориальному признаку, ни по мощностям.
Прогнозирование - это заключение о возможном предстоящем развитии или исходе некоторого явления или процесса на основании каких-либо данных, в том числе известных о его настоящем и прошлом. Прогнозирование дает альтернативные оценки исследования. На основании этих оценок могут приниматься решения, направляющие процесс в желательную для него сторону, т.е. планировать.
Планирование как и проектирование развития ЭЭС осуществляются на основе прогнозирования. Планирование развития ЭЭС охватывает более короткий период, нежели прогнозирование и в нем человек играет активную роль в достижении поставленной пели. Проектирование развития ЭЭС базируется на прогнозе роста нагрузки и потребления электроэнергии.
Отличительной чертой электрических сетей ЭЭС является их непрерывное развитие в связи с ростом нагрузки, с реализацией мероприятий по повышению надежности электроснабжения и в связи с формированием Единой энергетической системы. Развитие электрических сетей выражается не только в увеличении протяженности линий электропередачи и числа подстанций, но и в применении новых технических решений [9, 10]. Поэтому задачей проектирования ЭЭС является разработка и технико-экономическое обоснование технических решений, определяющих последовательность развития электрических станций, электрических сетей и средств их эксплуатации и управления, при которых обеспечиваются надежная работа энергосистем и бесперебойное снабжение потребителей энергией в требуемых размерах и требуемого качества с наименьшими затратами по ЭЭС в целом [11].
По стадийно-временному признаку выделяются следующие основные задачи [12]: 1. Перспективное прогнозирование па период 20 - 30 лет вперед. Здесь определяются принципы и основные направления развития с учетом главных функций системы и перспективы технического процесса. Основным инструментом исследования при этом являются экспертные оценки. 2. Долгосрочное планирование па период 10 - 15 лет вперед. Применительно к энергосистемам для этого этапа отыскивают целесообразную структуру системы, типы и места размещения основных электростанций, классы напряжения и конфигурацию основной системообразующей электрической сети, примерные сроки изменения основной структуры системы. Такие задачи называют "структурными". 3. Конкретное среднесрочное проектирование (или тонирование) развития на период 5-7 лет вперед. Для этого этапа определяют конкретные параметры и сроки ввода объектов. Для энергосистем — это станции, подстанции, линии передачи. Эти задачи иногда называют "параметрическими". 4. Краткосрочное проектирование и планирование на период 1—2 года для принятия окончательных решений о начале проектирования и строительства объектов системы и срока ввода их в эксплуатацию. Прогнозирование и проектирование развития ЭЭС отличаются тоже и по характеру задач, по целям и методам их решения. 2.2. Характеристика задач управления развития ЭЭС Па рис. 2.1. представлена структурная схема задачи управления ЭЭС, из которой видно, что прогнозирование и проектирование развития ЭЭС входят в состав задачи „Управления развитием ЭЭС". Эта задача включает в себя: - нахождение оптимального плана развития системы па расчетный период; - определение комплекса мероприятий, необходимых для осуществления этого плана; - организацию и управление в процессе непосредственного осуществления плана. К задачам управления развития ЭЭС относятся. 1. Прогноз нагрузок и электропотребления (на период от 5 до 30 лет). На уровнях страны, ЕЭС, ОЭС и РЭС определяют перспективную потребность в электроэнергии соответственно. 2. Оптимизация структуры генерирующих мощностей и динамики ввода электростанций (на перспективу 10-20 лет). Определяется объем ввода генерирующих мощностей по типам электростанции и их размещение. 3. Оптимизация развития электрических сетей (основных и распределительных). В зависимости от уровня на период от 5 до 15 соответственно составляют варианты развития схем ЕЭС, ОЭС или РЭС. 4. Формулировка требований к новому энергетическому и электротехническому оборудованию и средствам управления функционированием. Определяют объемы производства генерирующего и электросетеиого оборудования, его типы, единичные мощности и экономические показатели.
Анализ нормальных режимов работы на расчетных уровнях
Расчеты установившихся режимов ЭЭС составляют значительную часть общего объема исследований, проводимых как на стадии проектирования электрических систем и сетей, так и на стадии их эксплуатации. Как было сказано раньше, современная электрическая сеть характеризуется сложностью конфигурации и большим числом узлов и ветвей. Практически невозможно вручную не только решить, но и составить исходные уравнения установившегося режима таких электрических сетей. Поэтому расчеты установившихся режимов были одной из первых задач электроэнергетики, где нашли широкое применение электронные вычислительные .машины (ЭВМ) [10, 36, 38, 39, 41, 54-57]. Для этого были разработаны методы формирования и решения уравнений установившеюся режима независимо от сложности и конфигурации схемы замещения электрической сети и учитывающие общие свойства, присущие различным конкретным электрическим сетям.
Расчет установившихся режимов преследует цель определения их параметров, которые характеризуют условия работы оборудования сетей и ее потребителей, а именно: модулей и фаз напряжений в узлах сети, активных и реактивных мощностей генераторов и нагрузок во всех узлах, потоков мощностей по концам ветвей схемы замещения и токов в них, суммарных потерь активной мощности в системе. В качестве исходных данных для расчета задаются схема замещения электрической системы, значения параметров пассивных элементов, а также значения параметров режима активных элементов, которыми являются источники и потребители электроэнергии в системе.
В расчетных схемах местных электрических сетей линии представляются их активным и индуктивным сопротивлениями. В ЭЭС Мали это линии напряжением !5 и 30 кВ. Линии районных сетей входят в расчетные схемы П-образиыми схемами замещения. В ЭЭС Мали это линии напряжением 63 и 150 кВ. Для упрощения расчетных схем сетей с номинальным напряжением меньше 220 кВ, иногда вводят понятие так называемой приведенной нагрузки подстанции, в которую входят суммарная нагрузка потребителей и потери в трансформаторном оборудовании данной подстанции.
Источники электроэнергии (генераторы) вводятся в расчет постоянными значениями активной мощности [Рт = const) и модуля напряжения на зажимах ((/, = const). Л для одного из источников, называемого балансирующим, задается напряжение на шинах, постоянное по модулю и фазе (Ц- = const, 5 -, = const). Нагрузки представляются иногда статическими характеристиками по напряжению (Р„ = P„(UU), QH — Qu(Un)) или постоянными сопротивлениями. Но при перспективном проектировании обычно они задаются неизменными активной и реактивной мощностями.
Это означает, что источники и потребители электроэнергии вводятся в расчеты нелинейными источниками тока, зависящими от напряжений, что позволяет математически описывать установившийся режим электрической системы двумя группами уравнений [39,41,58]: 1) линейными алгебраическими уравнениями, связывающими токи и напряжения пассивных элементов схемы замещения, представляющей собой линейную электрическую цепь; 2) нелинейными уравнениями, связывающими мощности, напряжения и токи источников и нагрузок. Для описания состояния линейной электрической цепи могут применяться контурные и узловые уравнения. В промышленных программах расчетов установившихся режимов ЭЭС в основном используются узловые уравнения. Схема замещения электрической системы Мали на уровне 2002 года представлена на рис. ПІЛ линии 63 и 150 кВ представлены П-образными схемами замещениями. Потери на корону не учитываются, поэтому активными проводимостями пренебрегаем. Линии 15,30 и 33 кВ представлены активными и реактивными сопротивлениями. В схеме 4 генераторных узла и 27 нагрузочных узлов, 12 ветвей типа "ветвь - линия» и 15 ветвей типа "ветвь -трансформатор". Узел 25 (шины 15 кВ ГЭС Селинге) считается балансирующим узлом, совмещенным с базисным. Схемы замещения системы на уровне 2005 и 2010 годов состоят из 32 узлов и 32 ветвей (см. рис. П1.3 и рис. П1.5). В схемах 4 генераторных узла и 32 нагрузочных узла, 15 ветвей типа "ветвь - линия» и 17 ветвей типа "ветвь -трансформатор". Узел 37 (шипа СН подстанции Кодялани) на которой установлен автотрансформатор 225/150/15 кВ считается балансирующим узлом, совмещенным с базисным. В ряде узлов (ГЭС Сотюба и Селинге, ТЭС Балинге и на подстанциях Лафиабугу, Бадалабугу, Сегу, Фана, Сиракоро и Калабан-коро) установлены трансформаторы с РПН. Нагрузки в узлах 21 и 23 (шины 15 кВ ПС Сегу и Фана) представляют собой эквивалентные (расчетные) нагрузки сетей 15 кВ, питающихся от этих подстанций. Для расчета режимов электрической системы Мали использована программа «РЕЖИМ» [39, 42], разработанная на кафедре "Электроэнергетические системы" МЭИ. Эта программа использует метод Ньютона для линеаризации системы нелинейных узловых уравнений, и затем метод Гаусса для решения уже линеаризованных уравнений, которые описаны в [38,41,42, 54]. Режим наибольших нагрузок без учета наличия РПН трансформаторов Расчеты режимов наибольших нагрузок на уровнях 2002 и 2005 годов показали, что при номинальных коэффициентах трансформации (кТш!=кТЛ1ацЛ) и без применения компенсирующих устройств отклонения напряжения выходят из допустимых пределов во всех узлах, и особенно в узлах 16 (ПС Куликоро) и 32 (ПС Калана). Суммарные потери активной мощности в этих режимах составляют соответственно 3 и 2% МВт от установленной мощности в системе. В 2010 году нагрузки должны вырасти на 18% по сравнению со значениями нагрузок в 2005 году. При этом выдаваемая реактивная мощность недостаточна для поддержания нормального уровня напряжения почти во всех нагрузочных узлах и, в частности, в узлах 16 и 32. Суммарная потеря активной мощности в этом режиме составляет примерно 2,5% МВт от установленной мощности в системе. Режим наибольших нагрузок при использовании регулировочной способности трансформаторного оборудования. Напряжение - важнейший показатель режима электроэнергетической системы (ЭЭС), непосредственно влияющий на качество электрической энергии, надежность электроснабжения потребителей и экономичность работы ЭЭС [10, 45, 46, 52, 55]. Требования к качеству электрической энергии заставляет нас обращать внимание на уровень напряжения в тех точках сети, к которым присоединяются потребители электрической энергии. В нормальных режимах работы ЭЭС отклонение напряжения в сетях до 1 кВ не должно превышать ±5% (в сетях 6 кВ и выше этот показатель не нормируется). В послеаварийных режимах работы ЭЭС отклонения напряжения в сетях до 1 кВ и 6-20 кВ не должны превышать ±10% (в сетях 35 кВ и выше этот показатель также не нормируется).
Оценка чувствительности оптимального решения при постоянной активной мощности нагрузки
Как показано в табл. 5.11, изменение значений Е и Тр приводит к изменению значений DWK и Dpi, что в свою очередь влияет на значения всех составляющих выражения (4.22).
При увеличении Тр увеличиваются значения D,KB и Dpn. Однако значение J,K снижается несущественно, поэтому при Е = 0,1 выбранные сечения в обоих случаях (Тр = 10 и 15 лет) одинаковы (F 150 мм2).
С ростом норматива дисконтирования существенно увеличивается JiK, что приводит к необходимости выбора других сечений проводов ВЛ. Если при Е = 0,1 следует сооружать ВЛ с сечением 150 мм2, то при уменьшении Е до 0,05 экономически целесообразное сечение составляет 185 мм , а при Е = 0,15-120 мм2.
Анализируя данные табл. П4.3 и рис. 5ЛЗ, можно заметить, что увеличение Тр с 10 до 15 лет приводит к росту ДЗ.Л.МИІ, до 29350 т.руб, т.е. па 26%. Кроме того, минимум функции (4.38) незначительно сдвигается вправо. При этом значение Окхпп стало равным 39,6 Мвар, т.е. увеличилось лишь на 1,5% от значения QK.omt полученного при Тр =10 лет. Значения коэффициента мощности (costp r) и степени компенсации (Ч;0)1Т) тоже увеличились примерно на 1,5% и стали равны 0,983 и 0,754 соответственно (см. табл. 5.12).
В табл.П4.4 представлены значения переменных составляющих затрат (Зіжт JW) » Д?іт,.т.с = А )) и их сумма (АЗ,-,) для трех значений норматива дисконтирования. Увеличение Е приводит снижению Dp.,. При 7Р = 10 лет и увеличении Е с 0,05 до 0,1 значения Ошк увеличилось с 0,931 до 0,935 о.с., а при Е- 0,15 Dn3 равно 0,945 о.е. Результатом этого является незначительный рост составляющей затрат, пропорциональной стоимости БК (Зк). Вместе с тем, с ростом Е снижается Dpn и значения 31ЮТ уменьшаются, причем существенно. Поскольку снижение 5„от.!;к преобладает над увеличением Зм и итоге значения Яки и АЗЛ уменьшаются с увеличением Е. Но положение минимума ЛЗЛ почти не меняется, т.е. оптимальные значения мощности ПК ((Ph.oiuX коэффициента мощности (coscpoirT) и степени компенсации (Ч ,)Г) существенно не меняются, что и показано в табл. 5.13 и на рис. 5.14, 5.15. При изменении Ее 0,05 до 0,1 степень компенсации практически не меняется (?к.о11г 39 Мвар), а при Е- 0,15 значение QK.om стало равным 39,5 Мвар, что лишь на 1,3% больше значения QKMn при = 0,1.
Этот анализ показывает, что вариация продолжительности расчетного периода и норматива дисконтирования незначительно влияет па оптимальную степень компенсации. Это означает, что все дальнейшие расчеты можі ю вести при Тр = 10 лет и Е = 0,1. Увеличение цены на электроэнергию приводит к снижению J,K, что влечет за собой изменение сечения проводов ВЛ. При значениях //, равных 5, 10 и 15 центов/кВт.ч выбраны стандартные сечения проводов 150, 240 и 240 мм2 соответственно. Кроме того, с увеличением цены электроэнергии пропорционально увеличиваются все составляющие затрат на компенсацию потерь. В табл. П4.5 и на рис. 5.16 представлены значения переменных составляющих затрат. При значениях //„ равных 10 и 15 ц/кВт.ч, значение ДЗл.мии увеличивается на 30% и 69% но отношению к своему значению при г/, = 5 ц/кВт.ч. Точка минимума смещается вправо, но незначительно. При этом значения QKMrt, cosip(,IT и Ч 0„т немного возрастают (см. табл. 5.14 и рис. 5.17). Так, при ;/, = 10 ц/кВт.ч они выросли всего лишь на 1%, а при /, = 15 ц/кВт.ч увеличились на 2,6% от своих исходных значений. Это означает, что дальнейшие расчеты можно вести при цене электроэнергии равной 5 центов и пренебречь се изменением. Изменение коэффициента дефляции (АД(ф) Увеличение значения коэффициента дефляции отражается не только на изменении экономической плотности тока (J„\ а следовательно влияет на выбор стандартного сечения проводов ВЛ, но и на затратах, пропорциональных стоимости БК (Зк). С увеличением деф с 30 до 40 значение Л- выросло с 1,25 до 1,44, а экономически целесообразное сечение стало І 20 мм2 вместо 150 мм2. При А-,,.,;, = 40 значение 3КМ1[Т увеличивается с 13617 до 18156 т.руб. т.с на 33%. Соответственно увеличивается значение АЗЛЛШ11 с 23350 до 27630 т.руо, т.е. на 18%. При этом точка минимума сдвигается влево (см. табл. П4.6, табл. 5.15 и рис 5.18). Значение оптимальной степени компенсации с ростом коэффициента дефляции снижается. При Аяеф - 40 оптимальное значение мощности БК (К,Г1Т) стало равно 36,5 Мвар, что на 6% ниже значения 0Kotrr при кжф = 30. Решение задачи при изменении мощности нагрузки Здесь рассматривается тенденция изменения оптимального коэффициента мощности, соответствующего значению оптимальной степени компенсации при разных мощностях активной нагрузки приемной подстанции. Отметим, что с изменением мощности нагрузки меняются поминальная мощность и число устанавливаемых трансформаторов, сечения проводов п число цепей воздушной линии электропередачи. В табл. 5.16 представлены номинальные мощности трансформаторов и сечение проводов ВЛ, соответствующие различными значениями мощности нагрузки.
