Содержание к диссертации
Введение
1. Проблема оптимизации развития электрической сети ЭЭС 11
1.1. Место задач развития электрической сети в структуре типовых задач управления развитием ЭЭС 11
1.2. Критерии и факторы, влияющие на выбор оптимальной структуры электрической сети .. 16
1.2.1. Фактор дискретности 20
1.2.2. Фактор динамики 22
1.2.3. Многорежимный характер работы ЭЭС 25
1.2.4. Надежность электроснабжения потребителей 27
1.2.5. Неопределенность исходных данных о будущих условиях развития сети 29
1.2.6. Учет законов потокораспределения 32
1.2.7. Учет ограничений назагрузку ЛЭП 36
1.3. Сравнительный анализ моделей и методов оптимизации развития электрической сети 38
2, Использование структурного анализа при управлении развитием основной сети ЭЭС 50
2.1 Структурный анализ как инструмент анализа режимов и устойчивости ЭЭС 50
2.2. Особенности определения показателей структурного анализа применительно к задаче развития основной сети ЭЭС 56
2.3. Метод и модель расчета максимальных и предельных мощностей в сечениях ЭЭС на основе показателей структурного анализа 65
3. Методика оптимизации развития основной электрической сети ЭЭС 76
3.1.Совершенствование принципов отбора и определения пропускной способности новых ЛЭП при оптимизации развития основной электрической сети ЭЭС 76
3.2. Постановка и общая схема решения задачи выбора совокупности наилучших вариантов развития основной электрической сети ЭЭС 88
3.3. Анализ условий функционирования для совокупности оптимальных вариантов развития основной электрической сети ЭЭС 97
3.3.1. Принципы выбора контролируемых сечений при оптимизации развития электрической сети 99
3.3.2. Определение расчетных и предельных потоков мощности в контролируемых сечениях 103
3.3.3. Формирование совокупности рациональных вариантов развития основной электрической сети с учетом условий функционирования ЭЭС 104
3.3.4. Анализ условий функционирования для совокупности рациональных вариантов развития основной сети ЭЭС с помощью детальных моделей электрических режимов 109
4. Исследование развития основной электрической сети ОЭС востока 114
4.1. Общая характеристика ОЭС Востока и перспектив ее развития 114
4.2. Оптимизация развития сети ОЭС Востока на период до 2010 г 119
4.2.1. Выбор оптимальной структуры электрической сети ОЭС Востока 120
4.2.1.1. Выбор оптимальной структуры электрической сети ОЭС Востока на период до 2005 г 122
4,2.1.2. Выбор совокупности рациональных вариантов развития электрической сети ОЭС Востока на период 2006 2010 гг 128
4.2.2, Анализ полученного решения по развитию сети и его сравнение с проектом развития сети ДЭСП 132
4.2.2.1. Сравнение решений по величине требуемых капиталовложений и надежности схем электрической сети 134
4.2.2.2. Сравнение решений по условиям функционирования ЭЭС 136
4.2.3. Оценка эффективности использования предельных структурных мощностей в сечениях ЭЭС при оптимизации развития основной электрической сети 144
4.3. Исследование устойчивости развития электрической сети ОЭС Востока при вариации исходных данных 147
4.3.1. Оптимизация развития электрической сети ОЭС Востока при сценарии развития после 2010 года 148
Заключение 156
Список литературы 159
Приложение
- Критерии и факторы, влияющие на выбор оптимальной структуры электрической сети
- Особенности определения показателей структурного анализа применительно к задаче развития основной сети ЭЭС
- Постановка и общая схема решения задачи выбора совокупности наилучших вариантов развития основной электрической сети ЭЭС
- Оптимизация развития сети ОЭС Востока на период до 2010 г
Введение к работе
з
Актуальность темы. Перспективы реструктуризации электроэнергетики и формирования рынков электроэнергии, для функционирования которых необходимы развитые электрические сети, недостаток инвестирования в новые генерирующие мощности, формирование межгосударственных электрических связей увеличивают актуальность вопросов рационального развития основной сети электроэнергетических систем (ЭЭС). В условиях усложнения структуры ЭЭС, увеличения протяженности электрических связей и дальности транспорта электроэнергии все большее внимание при управлении развитием основных сетей ЭЭС необходимо уделять анализу условий их перспективного функционирования. Существующие методы и модели развития основной электрической сети не позволяют в полной мере обеспечить учет указанных условий, что может привести к значительным экономическим потерям. В связи с этим актуальна разработка новых, более совершенных математических моделей и методов предпроектньж исследований развития основной электрической сети, которые дали бы возможность более полно учитывать условия перспективного функционирования ЭЭС - ограничения на предельные по статической устойчивости мощности по связям (ЛЭП) и в сечениях ЭЭС.
Цель работы. Разработка методической базы и инструментария для исследований оптимального развития основной электрической сети ЭЭС, а также проведение исследований развития электрических сетей реальных ЭЭС. Научная новизна и основные результаты.
1. Предложен методический подход к решению задачи оптимизации развития основной электрической сети, базирующийся на комплексном использовании линейной потоковой модели развития сети и структурной модели ЭЭС, который, в отличие от существующего, позволяет более точно учитывать ограничения на предельные по условиям статической устойчивости мощности в сечениях ЭЭС и по отдельным связям. Этот подход реализован в виде алгоритма, в результате выполнения которого формируется совокупность наиболее рацио-
нальных вариантов развития основной электрической сети, удовлетворяющих техническим условиям перспективного функционирования ЭЭС.
Разработан и реализован программно метод определения предельных передаваемых мощностей в сечениях ЭЭС по условиям статической устойчивости на основе показателей структурного анализа (собственных и взаимных мощностей генераторов) при оптимизации развития электрической сети.
Определена и исследована совокупность рациональных вариантов развития основной электрической сети ОЭС Востока на перспективу до 2015 гг.
Методика выполнения исследований и их достоверность. Исследования базируются на положениях системного подхода, методологии управления развитием энергосистем, анализе опыта управления развитием электрических сетей в России и за рубежом. Достоверность полученных научных результатов, выводов и рекомендаций определяется: использованием математических моделей и ЭВМ; сопоставлением основных результатов работы с рекомендациями по развитию электрической сети, сформированными в профильной проектной организации, а также с результатами, полученными с применением альтернативных методик исследований (детальными моделями электрических режимов ЭЭС).
Практическая ценность. Практическое применение разработанного методического подхода позволяет повысить обоснованность и экономичность проектных решений по развитию основной электрической сети ЭЭС. В условиях рынка практическое применение разработанных моделей и методов обеспечит экономию капиталовложений, а также снижение рисков для инвесторов.
Апробация работы. Основные положения диссертации докладывались и обсуждались на ежегодных всероссийских конференциях «Повышение эффективности производства и использования энергии в условиях Сибири» в ИрГТУ (г. Иркутск, 2001,2003,2004 гг.), на ежегодных конференциях молодых ученых ИСЭМ СО РАН (г. Иркутск, 2001 - 2004 гг.), на ежегодной научно-практической конференции молодых специалистов энергетиков (г. Иркутск, 2002), на международной конференции "Liberalization and Modernization of Power Systems: Congestion Management Problems" (г. Иркутск, 2003 г.).
Публикации. По теме диссертации опубликовано 8 печатных работ.
Структура и объем работы. Диссертация состоит из четырех глав, введения, заключения, списка литературы из 124 наименований и 6 приложений. Объем работы - 208 страниц, включая 158 страниц основного текста, 16 рисунков, 26 таблиц.
Критерии и факторы, влияющие на выбор оптимальной структуры электрической сети
Основной целью оптимизации развития электрической сети является формирование совокупности наиболее экономичных вариантов ее развития. В плановой системе хозяйствования основным требованием для каждого из этих вариантов было удовлетворение нужд потребителей в электрической энергии. В условиях либерализации электроэнергетики, когда электрическая сеть служит инфраструктурой рынка, помимо экономичности каждый из вариантов ее развития должен обеспечивать всем субъектам рынка возможность беспрепятственной поставки электроэнергии (при наличии спроса) или ее получения (при условии оплаты покупателем рыночной цены). Кроме того, выбираемая совокупность вариантов должна минимизировать сетевые ограничения, которые вызывают снижение объемов покупки (продажи) электроэнергии или коррекцию рыночной цены из-за ограничения предложе ния (спроса). Другими словами, развитие электрической сети в экономически оправданных пределах должно максимально способствовать реализации эффекта конкуренции на рынке (снижению цены на электроэнергию, повышению эффективности производства, внедрению инноваций и др.).
Формирование эффективного экономического критерия и модели развития электрической сети в условиях рынка само по себе является сложной исследовательской задачей, поскольку эта модель должна отражать механизмы ценообразования на рынке (полностью свободное или частично регулируемое), способы учета несоответствия интересов разных субъектов рынка (потребителей, генерирующих и сбытовых компаний и др.), формы и условия торговли (срочные и текущие контракты, система страхования рисков и т.д.), принципы оказания различных услуг (по балансированию, по резервированию и т.п.). Большинство из этих принципов и механизмов рыночной модели управления электроэнергетикой сейчас только разрабатывается [14-16].
Теоретически критерием выбора оптимальных вариантов развития сети в наиболее дерегулированной рыночной модели управления электроэнергетикой [17] должен быть критерий максимума благосостояния участников рынка, то есть оптимальная электрическая сеть, должна обеспечивать максимальную суммарную прибыль производителям и потребителям электроэнергии. В этот критерий должны быть включены все рыночные эффекты, получаемые в результате развития сети, зависящие, как было отмечено выше, от модели организации рынка. Поскольку принципы и механизмы этой модели еще не разработаны, использование критерия максимума благосостояния в настоящее время затруднено. Трудность использования этого критерия при выборе рациональной структуры электрической сети обусловлена также тем, что на перспективу сложно оценить возможные цены на электроэнергию производителей и прибыльность ее использования различными потребителями, на которые действуют множество неопределенных факторов.
Таким образом, поскольку в настоящее время невозможно предложить наиболее адекватный рыночным условиям экономический критерий, для тех нико-экономического сопоставления объектов монопольного регулируемого сектора энергетики (к которым относятся объекты основной электрической сети) приемлемо использование критерия минимума суммарных приведенных затрат (руб./год), определяемых в статическом случае по формуле:где Еи - нормативный коэффициент сравнительной эффективности капитальных вложений, принимаемый согласно [18J равным 0,12, К - единовременные капитальные вложения в сооружаемые сетевые объекты (линии электропередачи и трансформаторные подстанции), И - ежегодные эксплуатационные издержки.
В процессе оптимизации электрической сети необходим перебор большого числа различных вариантов развития сети, поэтому он должен выполняться с использованием математических моделей, реализованных в виде программ для ЭВМ.
Наиболее простая математическая постановка задачи оптимизации развития электрической сети формулируется следующим образом [19].
Для развивающейся электрической сети, представленной графом содержащим Музлов и S ветвей, из которых Л/Сущ Q=\,..., Л/сущ) соответствуют существующим узлам, а остальные М-Мсут (/ = Л/сущ+1,..., М) - проектируемым (новым); Seyu, (5=1,..., Зсущ) ветвей графа являются существующими элементами, aS-Scym (у= ,Усущ+1,..., S) проектируемыми (новыми), необходимо определить один вариант развития сети соответствующий минимуму функции суммарных приведенных затрат:В (L2) - (1.4) 33 (Ps) - приведенные затраты в s-й элемент сети (ЛЭП, подстанцию), Р = ]д], 5=1,...,5- вектор потоков активных мощностей поэлементам сети для единственного рассматриваемого режима (обычно - это режим максимума нагрузки по ЭЭС), Н - вектор исходных данных (о мощностях нагрузок в узлах сети, располагаемых мощностях электростанций и т.д.), Рп,а = \рг ] - вектор максимально допустимых потоков мощностипо ветвям.
Использование в качестве целевой функции (1.2) предполагает, что капитальные вложения на строительство объектов едино временны, а ежегодные издержки не изменяются во времени. Приведенные затраты в элемент сети, в данном случае, представляются в виде линейных характеристик:где At - постоянная составляющая приведенных затрат (руб.), С, - удельныеприведенные затраты на единицу передаваемой по элементу сети мощности (руб./кВт).
Так как постоянная составляющая приведенных затрат не влияет на результат оптимизации, ее не учитывают и предполагают, что характеристики (1.5) выходят из начала координат.
Уравнение (L3) представляется балансом активной мощности в узлах:где N - матрица инциденций ветвей и узлов графа G (первая матрица инциденций), Pv = [рУ J, (/-I,,.., М-1) - вектор активных мощностей вузлах. Посредством задания ограничений (1.4) можно учесть либо предел по экономической загрузке отдельной 5-й ветви [11], либо ее предельные технические параметры - пропускные способности по условиям нагрева проводов или статической устойчивости.
Особенности определения показателей структурного анализа применительно к задаче развития основной сети ЭЭС
Методика определения структурных показателей (2.1)-(2,2) при управлении развитием ЭЭС имеет определенные особенности, касающиеся принципов составления расчетных схем замещения электрической сети. При их составлении, в сравнении с составлением схем замещения для оценки условий функционирования, могут приниматься дополнительные допущения. Это связано, прежде всего, со значительной долей неопределенности данных о параметрах перспективной электрической сети [7]. Необходимо учитывать также, что методы структурного анализа позволяют исследовать режимы и устойчивость только упрощенно, поэтому применение упрощений и при определении параметров схемы замещения не может внести существенную погрешность в решение.
При составлении расчетной схемы сети можно выделить два основных типа элементов (генераторы, трансформаторы, ЛЭП и т.д.): существующие и новые. Технические параметры существующих элементов известны с высокой точностью, погрешность в определении параметров этих элементов в схеме замещения (проводимостей и ЭДС) может быть вызвана только возможной их реконструкцией, плановой или аварийной. Однако эта погрешность, как правило, очень мала, так как обновленное оборудование в основном должно удовлетворять тем же техническим параметрам, что и заменяемое.
Данные о технических характеристиках нового оборудования несут в себе большую неопределенность, так как выбор конкретного типа оборудования выполняется с наименьшей заблаговременностью на более поздних временных этапах. При этом данные по генерации несут меньшую неопределенность (мощность и тип энергетической установки определен при оптимизации структуры генерирующих мощностей), поэтому предварительно уже можно оценить тип вновь устанавливаемого генератора. Для сетевого оборудования (ЛЭП, трансформаторы и др.) неопределенность выше, так как выбор их индивидуальных параметров — задача более далекой перспективы.
Погрешность в определении параметров новых элементов в схеме замещения обусловлена отсутствием точной информации по их типу. Для генераторов это информация по их номинальному току и напряжению, типу регулятора и др., для линий - о сечении провода, числе проводов в фазе, типе опор, для трансформаторов - об их полной мощности, потерях напряжения и мощности в них.
Наибольшая относительная погрешность, вызванная для ЛЭП отсутствием данных о селении провода, для генераторов и трансформаторов - отсутствием данных об их типе, может быть оценена по формуле:где у,",у, -максимальные и минимальные значения исходных справочных данных, которые необходимы для расчета параметра (ЭДС, проводимости) /-го элемента (генератора, трансформатора, ЛЭП) схемы замещения.
Помимо основного оборудования (генераторы, трансформаторы, ЛЭП) в расчетную схему должно быть включено вспомогательное оборудование -устройства регулирования ГУР). К этим устройствам относятся: шунтирующие реакторы (ШР), синхронные компенсаторы (СК), батареи статических конденсаторов (БСК), устройства продольной компенсации (УПК). Задача выбора и расстановки новых регулирующих устройств выполняется на более поздних временных этапах, поэтому при составлении схемы замещения для задачи оптимизации сети рассматриваются только существующие устройства регулирования. Исключение могут составлять только протяженные передачи 220 кВ и сети 500 кВ и выше, по концам которых необходима установка ШР, суммарная номинальная мощность которых равна зарядной мощности линий. Установка этих ШР необходима для поглощения избытков реактивной мощности и защиты от повышения напряжения сверх допустимого по концам линии в режимах минимальных нагрузок, а также для защиты от внутренних перенапряжений в сетях 220 кВ и выше.
Электрические параметры (мощность, ток, проводимость и др.) устройств регулирования определяются электрическим режимом работы энергосистемы в целом (напряжениями в узлах и потоками мощности по ветвям). Так как напряжения в узлах в процессе функционирования меняются в достаточно узких пределах (±10% от (11ЮМ), то и электрические параметры УР также изменяются незначительно, поэтому при перспективных расчетах целесообразно определять значения проводимости УР по их номинальным данным. Погрешность от волевого принятия электрических параметров УР определяется математическим ожиданием отклонения напряжения в узле от номинального, и трудно поддается оценке, в силу неопределенности данных о реактивных мощностях в узлах на перспективу.
При определении уровней потребления реактивных мощностей в узлах для расчета проводимости нагрузки может использоваться два способа. Первый - это использование справочных данных о коэффициентах мощности различных типов потребителей, который позволяет получить некоторые средние реактивные мощности потребления в узлах [11]. Недостаток этого метода состоит в неучете регулирования реактивной мощности самим потребителем. Второй способ состоит в анализе существующих уровней потребления реактивных мощностей в узлах и их экстраполяции, с учетом динамики роста активных нагрузок в узлах, на рассматриваемую перспективу [13]. Недостатком данного метода определения реактивных нагрузок является неучет возможного изменения в структуре потребления мощностей в узле (появление новых типов потребителей). Поэтому наиболее приемлемым является комплексное использования двух этих способов, которое позволит определять
Постановка и общая схема решения задачи выбора совокупности наилучших вариантов развития основной электрической сети ЭЭС
Целью оптимизации развития основной электрической сети ЭЭС является формирование совокупности наиболее экономичных вариантов ее развития, удовлетворяющих нужды потребителей в электрической энергии, а также общая оценка материальных ресурсов, требуемых для реализации перспективного сетевого строительства.
Важную роль при решении данной задачи принадлежит исследователю, его опыту и интуиции. Однако из-за многовариантности расчетов, а также необходимости учета таких факторов как дискретность вводов новых ЛЭП, динамика развития, неопределенность исходных данных, многорежим-ность, надежность, условия функционирования электрической сети без применения автоматизированных средств обойтись невозможно.
Математические модели с дискретными переменными, предназначенные для оптимизации развития электрической сети, имеют ограничение на количество рассматриваемых в них элементов электрической сети. К тому же их использование не обеспечивает гарантированного нахождения глобального минимума целевой функции.
Выше было отмечено, что для решения задачи оптимизации основной электрической сети на длительную перспективу фактор дискретности не является определяющим, поскольку он может быть учтен при решении более локальных и краткосрочных задач. Это делает методически обоснованным применение линейных моделей для оптимизации развития электрической сети.
В качестве базового инструмента решения задачи оптимизации сети в настоящей работе предлагается линейная модель [19], построенная на основе алгоритма поиска потока минимальной стоимости на графе. Использование данной модели позволяет снять ограничение на количество существующих и новых элементов электрической сети, рассматриваемых в модели, а также упрощенно учесть динамику развития сети, многорежимность ее работы, надежность схемы электрической сети. Учитывая неопределенность исходных данных, анализ решения линейной потоковой модели дает возможность сформировать группу наиболее предпочтительных вариантов развития электрической сети.
Однако решение линейной модели формируется без учета условий функционирования ЭЭС (законов распределения потоков мощности, условий статической устойчивости), которые существенно влияют на выбор оптимальной стратегии развития основной электрической сети.
Для устранения этого недостатка линейной модели предлагаемый методический подход предусматривает использование в комплексе с ней структурной модели ЭЭС, построенной на основе методов и алгоритмов структурного анализа электроэнергетических систем [4].
Впервые попытка использования показателей структурного анализа ЭЭС (собственных и взаимных мощностей генераторов) в задачах развития электрических сетей была реализована в наиболее совершенной модели с дискретными параметрами ОРС ФЭИ АН Латвии [37], однако дальнейшего развития эти исследования не получили. К тому же предложенная в модели ОРС методика получения и использования показателей структурного анализа имеет ряд существенных недостатков. Во-первых, определение предельных мощностей в сечениях производится с большой погрешностью, вызванной несовершенством метода их расчета, а также упрощениями при определении параметров схемы замещения электрической сети (см. гл. 2.3.). Во-вторых, для учета нарушения условий устойчивости в модели ОРС вводится функция штрафа (ущерба), которая включается в суммарный минимизируемый функ \ Рис.3.1. Методика оптимизации развития электрической сети. ционал. Использование штрафной функции в данном случае может привести к погрешности решения, так как круг мероприятий, необходимых для обеспечения условий устойчивости, и связанные с этим затраты зависят не только от величины нарушения, но также от схемы конкретного варианта развития сети, рассматриваемого при оптимизации.
В настоящей работе (см. гл.2) предложен адекватный метод определения предельных по статической устойчивости мощностей в сечениях ЭЭС [95-97] на основе собственных и взаимных структурных мощностей генераторов. При этом параметры элементов электрической сети находятся с минимальной погрешностью. Рассматриваемый в данной работе методический подход к решению задачи оптимизации развития электрической сети предполагает прямой способ учета условий функционирования ЭЭС. То есть вариант (варианты) развития электрической сети, неудовлетворяющие этим условиям, рассчитанным с помощью структурной модели ЭЭС, подлежат усилению. Выбор оптимальных мероприятий по усилению сети осуществляется с применением линейной потоковой модели, которая дает возможность также непосредственно оценить величину необходимых затрат на реализацию этих мероприятий.
Таким образом, комплексное использование линейной потоковой экономико-математической модели развития электрической сети и структурной модели ЭЭС позволяет сформировать совокупность наиболее экономичных вариантов развития электрической сети с учетом условий функционирования ЭЭС.
В статической постановке без учета многорежимности предлагаемая методика формирования совокупности наиболее рациональных вариантов развития сети изображена на рис. 3.1. Она включает три основных этапа. На первом этапе определяются и уточняются следующие исходные данные (см. гл. 3.1), необходимые для решения задачи оптимизации развития электрической сети на линейной потоковой модели: мощности нагрузки и генерации в узлах ЭЭС, удельные затраты на единицу генерируемой электро станциями мощности, граф электрической сети, в который входят существующие и новые связи, пропускные способности существующих и новых НЭП, удельные затраты на единицу передаваемой по ЛЭП мощности.
Целью второго этапа является формирование промежуточной совокупности рациональных вариантов развития основной электрической сети на основании решения линейной потоковой модели [19]. На данном этапе решаются следующие три основные задачи.1. На линейной потоковой модели осуществляется поиск решения оптимизационной задачи развития основной электрической сети.2. Производится дискретизация линейной модели, то есть на основании решения линейной модели, с учетом неоднозначности исходной информации, исследователь намечает совокупность наиболее предпочтительных вариантов развития электрической сети, отличающихся составом новых и существующих ЛЭП.3. Для каждого варианта развития сети осуществляется анализ надежностисхемы, на основании которого в нее могут быть включены дополнительныеновые ЛЭП, необходимые для обеспечения требуемого уровня надежности.Предлагаемая математическая постановка задачи оптимизации развития электрической сети следующая. Необходимо найти минимум целевой функции затрат на развитие и функционирование электрической сети:
Оптимизация развития сети ОЭС Востока на период до 2010 г
В этом разделе приводятся результаты практических исследований развития электрической сети ОЭС Востока на перспективу до 2010 года. На основании технико-экономического анализа и сравнения этих результатов срекомендациями по развитию электрической сети ОЭС Востока на тот же период, выполненными в профильной проектной организации - институте ОАО "Дальэнергосетьпроект", дается оценка эффективности предлагаемого методического подхода к решению задачи оптимизации развития основной электрической сети.
Оптимизация электрической сети ОЭС Востока до 2010 г. осуществлялась в соответствии с методическими положениями, изложенными в гл.З. Для учета динамики развития электрической сети использовался псевдодинамический подход. Весь период развития был разбит на два временных интервала - до 2005 г и 2006-2010 г.
При подготовке исходных данных для линейной модели 1 этап методики) были сформированы четыре группы показателей для обоих временных интервалов:1) активные мощности потребления и располагаемые мощности электрических станций в узлах ЭЭС, а также удельные затраты на единицу генерируемой электростанциями мощности;2) удельные затраты на единицу передаваемой по существующим и новым элементам электрической сети и коэффициент потерь активной мощности в них;3) граф электрической сети, в который входят существующие и возможные новые элементы электрической сети;4) пропускные способности существующих и новых ЛЭП.
Уровни потребления активной мощности и значения располагаемых мощностей электростанций вузлах были приняты равными значениям, прогнозируемым ДЭСП в 2000 г.
Удельные затраты на единицу генерируемой электростанциями мощности были рассчитаны по (ЗД) на основании данных [11Д15].Удельные затраты на единицу передаваемой мощности по существующим ЛЭП были приняты равными нулю. Необходимые показатели для расчета удельных затрат на единицу передаваемой мощности по новым ЛЭП (3.8), представлены в табл. 4.1. (по данным [116]). К.оэффщиент потерь существующих и новых ЛЭП принимался в соответствии с рекомендациями [11], с учетом особенностей ОЭС Востока, и также приведен в табл. 4.1. Длина существующих ЛЭП 500-220 кВ ОЭС Востока взята из схемы развития ОЭС Востока ДЭСП. Длина части новых ЛЭП определялась по данным ДЭСП, а другой части на основании географических карт.
В табл. 4.1 указаны также пропускные способности существующих ЛЭП и новых ЛЭП в нагрузочные узлы (распределительной сети). Они приняты одинаковыми для всех ЛЭП одного напряжения и равными предельно-допустимой мощности по условиям нагрева провода [104] (без учета поправочного коэффициента на температуру окружающего воздуха), которая оказалась меньше предельной по статической устойчивости мощности для отдельной связи (3.6).
Демонтаж существующих ЛЭП при оптимизации развития электрической сети ОЭС Востока не рассматривался. Совокупность конкурирующих новых ЛЭП и их пропускная способность определялась отдельно для каждого временного интервала с использованием структурной модели ЭЭС. При составлении базовой (см. гл. 3.1.) схемы замещения электрической сети, для каждого из этапов, были приняты следующие допущения, касающиеся состояния и параметров элементов сети:1) значения реактивных мощностей нагрузок и наличие устройств регулирования в узлах были приняты согласно данным ДЭСП. Следует отметить то, что уровень потребления реактивной мощности в узлах низок, что соответствует высоким пропускным способностям сечений, определяемых по (2.34) - (2.37);2) значения проводимостей устройств регулирования определены согласно табл. 2.1.(при номинальной мощности и номинальном напряжении);3) в схему замещения не вошли три ТЭЦ комсомольского энергетического района (Комсомольская ТЭЦ - 1, Комсомольская ТЭЦ- 2, Амурская ТЭЦ), вместе с линиями 110 кВ, посредством которых они подключены к ЭЭС. Нагрузка на шинах подстанций Комсомольского энергорайона была уменьшена на величину генерируемой мощности указанных ТЭЦ, то есть предполагалось, что нагрузка расположена в узлах этих ТЭЦ и покрывается ими.
Для сравнительной оценки предлагаемого методического подхода к решению задачи оптимизации электрической сети и существующей методики обоснования решений о развитии электрической сети, используемой ДЭСП, в качестве новых ЛЭП в линейную модель (3.9) - (3.13) были включены все ЛЭП, запланированные ДЭСП к вводу на каждом из рассматриваемых временных периодов.
Похожие диссертации на Оптимизация развития основной электрической сети с использованием структурного анализа
