Расчет, анализ и оптимизация режимов и потерь электроэнергии в предприятии "КАТЭКэлектросеть"

режимов и потерь электроэнергии в предприятии &quot;КАТЭКэлектросеть&quot;" width="33" height="31" align="BOTTOM" border="0" />;

2 Направление изменения зависимых переменных (), необходимое для соблюдения баланса мощностей при изменении независимых переменных в направлении ;

3 Из условий ненарушения (2.31) - (2.33) и (2.37) - (2.39) находится максимальный допустимый шаг в направлении ;

4 Вычисляются значения функции в трех точках , , . Определяется , соответствующий минимальному значению функции на интервале . Если =0, то производится деление шага пополам = и на новом интервале вновь определяется . Процедура деления шага повторяется не более оговоренного в параметрах оптимизации числа раз и, если останется =0, то оптимизация прекращается;

5 Если ограничением шага послужило одно из ограничений (то есть = ) – производится смена набора независимых переменных;

6. Новые значения переменных,

;

7 Рассчитываются небалансы мощности и, в зависимости от их величины, досчитывается новый установившийся режим.

Помимо этого, через определенное число итераций проводится полная проверка набора независимых переменных для генераторных узлов типа , и , . Им присваивается тип , и находится знак . Eсли приращение направлено вне допустимой области, определяемой (2.37) - (2.39), то тип , или , восстанавливается или в противном случае тип , сохраняется.

Окончание оптимизации определяется по величине межитерационного снижения потерь

;

где , - заданные точности;

- номер итерации и штрафной составляющей.

В связи с тем, что длина шага на отдельной итерации может быть очень малой из-за ограничений, что приведет к неоправданно малому снижению потерь и штрафной составляющей на итерации, соблюдение условий (2.42) - (2.43) требуется на некотором числе смежных итераций, задаваемых дополнительным параметром.

3. Расчет и анализ характерных установившихся режимов ШРЭС

3.1 Характеристика ПВК расчета установившегося режима и его оптимизации

Расчеты установившихся режимов и их оптимизация выполнялись при помощи ПВК "RASTR".

3.1.1 Характеристика ПВК "RASTR"

Комплекс "RASTR" предназначен для расчета и анализа установившихся режимов электрических систем. "RASTR" позволяет производить расчет, эквивалентирование и утяжеление режима, обеспечивает возможности экранного ввода и коррекции исходных данных, быстрого отключения узлов и ветвей схемы, имеет возможности районирования сети, также предусмотрено графическое представление схемы или отдельных ее фрагментов вместе с практически любыми расчетными и исходными параметрами. В комплекс включена функция оптимизации режима по напряжению, реактивной мощности коэффициентам трансформации.

"RASTR" не имеет программных ограничений на объем рассчитываемых задач. Захват оперативной памяти определяется размером рассчитываемой схемы, для расчета схем свыше 1000 узлов может оказаться необходимым нарастить оперативную память свыше 4 Мб.

В процессе работы программой могут создаваться три типа файлов:

*.rge – содержат информацию об исходных данных и режиме схемы и требуют 1 Кбайт дисковой памяти на 10 узлов схемы;

*.uk – содержат информацию о траектории утяжеления;

*.cxe – содержат информацию о графическом образе схемы.

Необходимые для расчетов данные вводятся при помощи встроенного в комплекс редактора.

Данные о узлах представляются в следующем формате:

Район – номер района, к которому относится узел (до 255);

Номер – номер узла;

N – номер статической характеристики (0 – не задана, 1 – стандартная, для 6-10 кВ, 2 – стандартная для 110-220 кВ (обе "зашиты" в программу), 3-32000 - задаются пользователем в таблице "Полиномы";

Название – название узла (от нуля до двенадцати символов;

Uном – номинальное напряжение или модуль напряжения, кВ;

Pнаг,Qнаг – мощность нагрузки;

Pген, Qген – мощность генерации;

Qmin, Qmax – пределы генерации реактивной мощности;

Gшунт, Bшунт – проводимость шунта на землю, мСм;

V, Delta – модуль и угол напряжения;

Xг – сопротивление генератора (зарезервировано для дальнейшего использования);

Кст – крутизна статической характеристики активной мощности по частоте, если Кст >0 регулирование осуществляется изменением мощности генерации (поле Рген), если Кст<0 – изменением нагрузки, если Кст=0 – узел в регулировании частоты не участвует;

Umin, Umax – диапазоны изменения напряжения, кВ;

Pном – номинальная мощность нагрузки или генерации (в зависимости от знака Кст), используемая для вычисления частотного эффекта;

Рmin, Pmax – диапазоны изменения мощности генерации в узлах регулирующих частоту;

Район 2 – номер второго района, к которому относится узел.

Активные (реактивные) мощности могут вводиться в кило- или мегаваттах (квар, Мвар).

Данные о ветвях представляются в формате:

Nнач, Nкон – номера узлов, ограничивающих линию;

Nп – номер параллельной ветви;

R, X – активное и индуктивное сопротивления ветви, (Ом);

G, B – проводимости ветвей, мкСм, для шунтов П – образной схемы (B<0), для трансформатора проводимость шунта Г – образной схемы (B>0);

Kтв, Ктм – вещественная и мнимая составляющие коэффициента трансформации;

Iдоп – допустимый ток ветви;

Кr,min Kr,max – диапазоны изменения вещественной части коэффициента трансформации

Ki,min Ki,max – то же для мнимой части;

БД – номер транформатора в базе данных;

Nanc – номер анцапфы;

Kдел – коэффициент деления потерь на межситемных линиях, потери разносятся по следущим формулам: (1-Кдел)·ΔPЛЭП – к району, которому принадлежит узел начала линии (Nнач); Кдел·ΔPлин – к району, которому принадлежит узел конца линии (Nкон).

Сопротивление ветви должно быть приведено к напряжению Uнач, а коэффициент трансформации определяется как отношение Uкон/Uнач. При задании ветви с нулевыми сопротивлениями она воспринимается как выключатель.

Кроме этого в комплексе так же имеются таблицы, куда заносятся данные характеризующие районы, полиномы статических характеристик нагрузки и анцапфы трансформаторов.

В таблицу "Районы" вводят следующие данные:

Номер – номер района;

Номер2 – номер дополнительного (второго) района, каждый узел может находится в двух независимых районах;

Название – название района;

dPн, dQн, dPг – коэффициенты, на которые умножаются соответствующие мощности района (исходные данные не меняются, расчет выполняется с учетом этих коэффициентов).

Таблица "Полиномы" содержит данные о статических характеристиках нагрузки:

СХН – номер статической характеристики нагрузки;

Р0, Р1, Р2, Р3 – коэффициенты полинома активной мощности нагрузки;

Q0, Q1, Q2, Q3 – коэффициенты полинома реактивной мощности нагрузки;

Полиномы могут быть заданы коэффициентами вплоть до четвертой степени.

Данные о трансформаторах вносятся в таблицу "Анцапфы":

Nбд – номер трансформатора в базе данных;

Название – его название (необязательно);

EИ – единицы измерения отпаек (% или кВ); если это поле не заполнено, предполагаются проценты, если в это поле занести любой символ, отличный от % или пробела, будет предполагаться киловольт;

"+, "-" – порядок нумерации анцапф, "+" – анцапфы нумеруются, начиная от максимальной положительной добавки, "-" – от максимальной отрицательной (по умолчанию "+");

Тип –тип регулирования; 0 – вольтодобавка (dV) добавляется к напряжению V(рег), коэффициент трансформации будет рассчитываться по формуле Кт=(Vрег + dV)/Vнр (обычно это РПН с регулированием на средней строне); 1 – вольтодобавка добавляется к обоим напряжениям, коэффициент трансформации будет рассчитываться по формуле Кт=(Vрег+dV)/(Vнр+ dV) (например вольтодобавочный трансформатор при регулировании в нейтрали); 2 или 3 – вольтодобавка от следующей или предыдущей фазы добавляется к обоим напряжениям, коэффициент трансформации – комплексный;

Кнейтр – число анцапф в нейтральном положении (с нулевой добавкой), по умолчанию – единица;

V(нр) – напряжение нерегулируемой ступени;

V(рег) – наряжение регулируемой ступени;

Nanc – число анцапф с шагом, заданным в следующей колонке;

Шаг – величина шага (% или кВ, в зависимости от поля ЕИ).

Данные по анцапфам задаются в отдельном файле, его имя можно установить с помощью специальной команды в главном меню.

В комплексе имеется возможность прочитать и(или) записать файл в макете ЦДУ используя специальные команды. Эти же команды могут быть также использованы для проведения сложных операций с исходными данными (слияние, деление и эквивалентирование).

Расчетный блок комплекса представляет собой дальнейшее развитие программы Уран-1000, включенной в состав КУРС-1000 и RGM. При расчете установившегося режима позволяется изменять точность расчета, предельное число итераций, запретить использование стартового алгоритма (плохо работает при наличие УПК) или начать расчет с плоского старта (номинальные напряжения и нулевые углы – самое надежное исходное приближение). Так же можно изменить необходимую точность для контроля ограничений по реактивной мощности, допустимые границы изменения рассчитываемых параметров, при нарушении которых фиксируется аварийное окончание расчета.

В комплекс включена программа оптимизация режима по реактивной мощности методом приведенного градиента (описание приведено в подразделе 2.4). В процессе оптимизации режима узлы делятся на две группы:

1) источники реактивной мощности (ИРМ) – узлы в которых заданы диапазоны изменения напряжения и реактивной мощности генерации. В этих узлах осуществляется изменение заданного модуля напряжения для достижения минимальных потерь и ввода всех напряжений в допустимую область. В ходе оптимизации строго выдерживаются ограничения по реактивной мощности и, в большинстве случаев, ограничения по напряжению. Ограничения по напряжению могут быть нарушены в следующих случаях: в узле генерируется минимальная мощность, но его напряжение достигло максимального, и наоборот.

2) контролируемые узлы, в которых заданы ограничения по напряжению; программа пытается удержать напряжения внутри ограничений, но это не всегда возможно. Степенью возможных нарушений этих ограничений можно, как говорилось выше, управлять с помощью параметров оптимизации (штрафной коэффициент).

Для трансформаторов, имеющих регулирование задаются диапазоны изменения коэффициента трансформации (могут быть рассчитаны автоматически по базе данных анцапф). Диапазоны изменения коэффициентов всегда строго выдерживаются. Оптимизация трансформаторов с учетом продольно – поперечного регулирования выполняется только при подготовленной в базе данных анцапф информации (тип регулирования 3 или 4). После оптимизации, в зависимости от задания параметров, может происходить автоматический выбор анцапф с округлением коэффициента трансформации до ближайшей анцапфы.

Также в комплекс "RASTR" входит программа для проведения утяжеления режима по заданной траектории; с возможностью ввода, коррекции, сохранения и загрузки траектории утяжеления, а также для установки параметров утяжеления.

Кроме этого имеется очень полезная функция – "Однородная". При выполнении этой команды реактивное сопротивление линий, входящих в замкнутые контуры, пересчитывается пропорционально активному с заданным коэффициентом. При задании этого параметра отрицательным, коэффициент выбирается по отношению реактивных и активных потерь. После пересчета выполняется расчет режима полученной однородной сети. Этот режим соответствует так называемому "естественному" потокораспределению, имеющему наименьшие потери активной мощности. После выполнения расчета отмечаются точки потокораздела в контурах, т.е. те узлы в которых целесообразно производить размыкание контура.

Отличительной особенностью комплекса является своеобразная графическая подпрограмма с автоматизированным конфигурированием графического файла, и с автоматизированной расстановкой параметров в узлах и линиях и с упрошенной их модификацией /13/.

3.2 Анализ характерных электрических режимов

3.2.1 Анализ зимнего периода

При регулировании напряжения и реактивной мощности центральным технико-экономическом показателем сети являются суммарные (общие) потери активной мощности и электроэнергии, при соблюдении всех технических требований. Возможность их снижения устанавливается на основе анализа величины и структуры потерь, режима напряжения по отдельным районам и в целом по сети, загрузки линий и трансформаторов, удаленности параметров текущего (характерного) состояния в элементах сети, регулирующих и компенсирующих устройств от допустимых (предельных) значений.

Таблица 3.2 – Результаты структурного анализа потерь мощности (исходные режимы)

Потери в ЛЭП, МВт
Режим	1 (4 ч,)	2 (10 ч,)	3 (19 ч)	4 (22 ч,)
U, кВ	МВт	%	МВт	%	МВт	%	МВт	%
500	0,000	0,00	0,000	0,00	0,000	0,00	0,000	0,00
220	0,012	0,34	0,014	0,37	0,023	0,56	0,020	0,54
110	0,664	19,26	0,916	24,06	1,034	25,53	0,893	23,64
35	0,269	7,80	0,325	8,55	0,396	9,76	0,301	7,96
Общие	0,945	27,40	1,265	32,98	1,452	35,86	1,214	32,14
Потери в трансформаторах, МВт
переменные (продольные)
500	0,003	0,10	0,004	0,10	0,006	0,15	0,006	0,15
220	0,041	1,18	0,067	1,75	0,081	2,00	0,070	1,84
110	0,080	2,33	0,121	3,18	0,162	4,00	0,132	3,48
35	0,036	1,03	0,042	1,12	0,050	1,24	0,039	1,04
Общие	0,160	4,64	0,234	6,15	0,299	7,39	0,247	6,51
постоянные (поперечные)
500	0,796	23,07	0,796	20,90	0,796	19,64	0,796	21,06
220	0,427	12,37	0,424	11,14	0,422	10,42	0,424	11,22
110	0,950	27,56	0,932	24,47	0,921	22,73	0,932	24,65
35	0,171	4,95	0,166	4,36	0,160	3,95	0,167	4,42
Общие	2,344	67,95	2,318	60,87	2,299	56,74	2,319	61,35
Общие тр-ах	2,503	72,60	2,552	67,02	2,598	64,14	2,564	67,86
Общие в сети	3,448	100,0	3,808	100,0	4,051	100,0	3,779	100,0

Учитывая, что сети 500, 220, 110 и 35 кВ различаются по назначению, объему располагаемой режимной информации, общую величину потерь активной мощности и электроэнергии целесообразно разделить на составляющие (нагрузочные потерь в линиях и трансформаторах и потери холостого хода в трансформаторах) соответствующих классов напряжения.

В основном ШРЭС представлена питающей сетью (110 кВ) и распределительной (35 кВ), поэтому характиристику будем вести именно для этих сетей.

Результаты расчета потерь мощности четырех характерных режимов представлены в таблице 3.2, из которой видно, что от 49,2 до 52,3% общей величины составляют потери в сети 110 кВ, из них от 19,3 до 25,5% приходится на потери в линиях.

Из этого следует, что данные сети являются малозагруженными и основными потерями являются потери в трансформаторах.

Наиболее загруженная линия 220 кВ с диспетчерскими номерами Д-123, Д-124. Ее плотность тока в период максимальной загрузки (режим 3 и 2) 0,1 А/мм2. Относительные нагрузки линий 35 кВ превышают нагрузки линий 110 кВ: средняя плотность тока линий 110 кВ в периоды наибольших нагрузок равна 0,13 – 0,10 А/мм2 в сети 110 кВ и около 0,25 А/мм2 в линиях 35 кВ, в том числе для наиболее загруженных ВЛ – 110 кВ (С-72 – С-73) составляет 0,51-0,50 А/мм2, что соответствует нагрузкам в пять-шесть раза удаленным от предельных по нагреву и для 35 кВ (Т-24) – 1,17 А/мм2.

В трансформаторах во всех режимах преобладают суммарные потери холостого хода в соотношении в сотни раз в сети 500 кВ, 5,2 до 10,4 в сети 220 кВ, 5,7 до 12,0 в сети 110 кВ и от 3,2 до 4,8 в сети 35 кВ. В меньшей мере загружены трансформаторы сети 110 кВ (загрузка не превышает 38%, а в сети 35 кВ – 55%).

КПД сети по мощности, определенный из выражения

составляет 96,2-96,7%.

Учет многорежимности сети представлен ее интегральными параметрами: потерями электроэнергии (таблица 3.3), уровнем напряжения и диапазоном его изменения. Потери электроэнергии

определенные методом непосредственного суммирования суммарных потерь мощности в линиях и (или) в обмотках трансформаторов и суммарных потерь в стали трансформаторов на характерных интервалов времени неодинаковой продолжительности (6, 9, 3, и 6 часов соответственно).

Структурный состав потерь электроэнергии дан в таблице 3.3. Суммарное значение потерь электроэнергии равно 89,8 МВт·ч, что составляет 3,74% от потребленной электроэнергии.

Таблица 3.3 – Результаты структурного анализа технических потерь электроэнергии (исходный режим)

Расчетная величина потерь ЭЭ	Потери электроэнергии
	в ЛЭП	в трансформаторах	общие
		переменные	постоянные
	МВт·ч	%	МВт·ч	%	МВт·ч	%	МВт·ч	%
500	0,000	0,00	0,108	0,12	19,104	21,28	19,212	21,40
220	0,387	0,43	1,512	1,68	10,188	11,35	12,087	13,46
110	20,688	23,04	2,847	3,17	22,443	24,99	45,978	51,21
35	7,533	8,39	0,978	1,09	4,002	4,46	12,513	13,94
Общие потери ЭЭ	28,608	31,86	5,445	6,06	55,737	62,07	89,79	100

КПД сети по энергии определенный из выражения

составляет 96,4%.

В первом режиме наибольшее напряжение в сети 220 кВ в узле 1003 ("Итатская, сторона СН первого трансформатора") – 227,4 кВ, наименьшее в узле 1202 ("БУР-1", сторона ВН второго трансформатора) – 227,2 кВ, среднее напряжение – 227,3 кВ. В сети 110 кВ наибольшее напряжение в узле 1303 ("Ужур", сторона СН первого трансформатора) – 116,5 кВ, наименьшее напряжение в узле 1602 ("Березовка") – 106,4 кВ, среднее напряжение – 113,4 кВ. В сети 35 кВ наибольшее напряжение в первом режиме в узле 3603 ("Малый Имыш", сторона СН первого трансформатора) – 37,8 кВ, наименьшее напряжение в узле 5401 ("Солгон") – 35,3 кВ, среднее напряжение – 36,6 кВ.

Во втором режиме наибольшее напряжение в сети 220 кВ в узле 1003 ("Итатская, сторона СН первого трансформатора") – 227,1 кВ, наименьшее в узле 1202 ("БУР-1", сторона ВН второго трансформатора) – 226,8 кВ, среднее напряжение – 227,0 кВ. В сети 110 кВ наибольшее напряжение в узле 1303 ("Ужур", сторона СН первого трансформатора) – 115,8 кВ, наименьшее напряжение в узле 1602 ("Березовка") – 105,9 кВ, среднее напряжение – 112,9 кВ. В сети 35 кВ наибольшее напряжение в узле 5301 ("Красная сопка") – 37,2 кВ, наименьшее напряжение в узле 5402 ("Солгон") – 35,3 кВ, среднее напряжение – 35,7 кВ.

В третьем режиме наибольшее напряжение в сети 220 кВ в узле 1003 ("Итатская, сторона СН первого трансформатора") – 226,9 кВ, наименьшее в узле 1202 ("БУР-1", сторона ВН второго трансформатора) – 226,5 кВ, среднее напряжение – 226,7 кВ. В сети 110 кВ наибольшее напряжение в узле 1303 ("Ужур", сторона СН первого трансформатора) – 115,0 кВ, наименьшее напряжение в узле 1602 ("Березовка") – 105,7 кВ, среднее напряжение – 112,1 кВ. В сети 35 кВ наибольшее напряжение в узле 4703 ("Тюльково", сторона СН второго трансформатора) – 36,8 кВ, наименьшее напряжение в узле 5401 ("Солгон") – 34,2 кВ, среднее напряжение – 35,8 кВ.

В четвертом режиме наибольшее напряжение в сети 220 кВ в узле 1003 ("Итатская, сторона СН обоих трансформаторов") – 227,0 кВ, наименьшее в узле 1202 ("БУР-1", сторона ВН второго трансформатора) – 226,8 кВ, среднее напряжение – 226,9 кВ. В сети 110 кВ наибольшее напряжение в узле 1303 ("Ужур", сторона СН первого трансформатора) –