Оптимизация режима электрической сети по напряжению, реактивной мощности и коэффициентам трансформации. Оптимизация электрических сетей
ОПТИМИЗАЦИЯ ЭЛЕКТРИЧЕСКОЙ СЕТИ ПО РЕАКТИВНОЙ МОЩНОСТИ
%PDF-1.5 % 2 0 obj > /Metadata 5 0 R /StructTreeRoot 6 0 R >> endobj 5 0 obj > stream 2016-06-23T12:30+03:002016-11-26T20:09:42+03:00Microsoft® Word 2013Microsoft® Word 2013компенсация реактивной мощности; компенсирующее устройство; потери электроэнергии; капитальные затраты; экономическая эффективность reactive power compensation; compensating installation; active power losses; capital input; commercial efficiency; application/pdf
nf-innovate.com
Оптимизация режимов напряжения распределительной сети
Оптимизация режимов работы электроэнергетической системы (ЭЭС) – сложная многоуровневая задача. К её решению необходимо подходить комплексно на всех иерархических уровнях ЭЭС.
Оптимальный режим энергосистемы – это такой режим из допустимых, т.е. удовлетворяющих условиям надежности и качества электроэнергии, при котором обеспечивается минимум затрат при заданной в каждый момент времени нагрузке потребителей.
Оптимальное управление режимами достигается различными способами:- путем выбора конфигурации электрических сетей
- выбором состава включенного в работу оборудования
- управлением параметрами режима энергосистемы
- Распределение активных мощностей между генераторами электрических станций и между электрическими станциями энергосистемы, соответствующее минимуму суммарного расхода условного топлива, с учетом потерь активной мощности в сетях.
- Оптимизация режима электрической сети, приводящая к уменьшению суммарных потерь активной мощности в сетях, в результате оптимального выбора мощности и места размещения компенсирующих устройств, выбора коэффициентов трансформации трансформаторов связи при учете технических ограничений.
- Комплексная оптимизация, т.е. нахождение мощностей станций, мощностей и мест размещения компенсирующих устройств; модулей и фаз напряжения во всех узлах при учете технических ограничений на параметры режима.
- Выбор оптимального состава работающего оборудования.
Эта задача решается методом относительных приростов.
Эта и следующая задача решаются путем решения уравнений установившегося режима с использованием градиентного метода.
- соответствие показателей напряжения требованиям государственного стандарта
- соответствие уровня напряжения значениям, допустимым для оборудования электрических станций и сетей с учетом допустимых эксплуатационных повышений напряжения промышленной частоты на электрооборудовании (в соответствии с данными заводов-изготовителей и циркуляров)
- необходимый запас устойчивости энергосистем
- минимум потерь электроэнергии в электрических сетях энергосистем
test-electro.ru
6 Оптимизации параметров электрических сетей
6.1 Расчет потерь электроэнергии в электрических сетях
1. Как определить коэффициент полезного действия электрической сети?
2. С чем связаны коммерческие потери электроэнергии?
3. Какие потери электроэнергии относятся к техническим?
4. Какие факторы выступают в качестве конкурирующих при выборе путей рационального построения электрической сети?
5. В чем заключается структурный анализ потерь электроэнергии?
6. Как определяются потери электроэнергии холостого хода в трансформаторах?
7. Какие составляющие входят в потери электроэнергии холостого хода в воздушных и кабельных линиях?
8. От чего и как зависят потери электроэнергии в линиях электропередачи на корону?
9. Какие параметры влияют на потери электроэнергии в сопротивлениях линии?
10. От чего зависит активное сопротивление провода линии, находящейся под нагрузкой?
11. В чем сущность метода характерных суточных режимов? Какие сутки принимают в качестве характерных?
12. Как определяются нагрузочные потери электроэнергии по методу средних нагрузок?
13. Какими способами можно определить средние нагрузки сети?
14. Что учитывает коэффициент формы графика нагрузки?
15. Что понимается под среднеквадратичным током и среднеквадратичной мощностью?
16. Какие имеются связи между среднеквадратичным током и параметрами графиков нагрузки?
17. Как определяются потери электроэнергии по методу среднеквадратичных параметров?
18. В чем сущность метода времени наибольших потерь?
19. Что понимается под временем наибольших потерь? От чего оно зависит?
20. Как определяются потери электроэнергии по методу времени наибольших потерь?
21. Чем отличается метод раздельного времени наибольших потерь от метода наибольших потерь?
22. В каких случаях целесообразно применять метод раздельного времени наибольших потерь вместо метода наибольших потерь?
23. Что понимается под временем наибольших потерь от передачи активной (реактивной) мощности?
24. Как определяются потери электроэнергии по методу раздельного времени наибольших потерь?
25. В чем сущность метода эквивалентного сопротивления?
26. Для каких сетей применяется метод эквивалентного сопротивления?
27. Как определяются потери электроэнергии методом эквивалентного сопротивления?
28. Как определяются эквивалентные сопротивления линий и трансформаторов?
29. В чем сущность вероятностно-статистического метода?
30. Какие параметры входят в регрессионные зависимости для определения потерь электроэнергии?
31. В чем сущность метода определения потерь электроэнергии в сетях до 1000 В, основанного на связи между потерями напряжения и потерями мощности?
32. Как определяются потери электроэнергии в электрических сетях до 1000 В?
33. Как определяются потери электроэнергии в батареях конденсаторов, синхронных компенсаторах и шунтирующих реакторах?
34. Будут ли иметь место потери активной мощности и энергии в линии при передаче по ней только реактивной мощности? Почему?
35. Будут ли в линии электропередачи потери активной мощности и энергии, если она включена с одной стороны и разомкнута с другой? Почему?
36. Каким может быть годовое наибольшее значение времени использования наибольшей нагрузки и наибольшее значение времени наибольших потерь?
studfiles.net
Оптимизация режима электрической сети по напряжению, реактивной мощности и коэффициентам трансформации
В данной задаче активные мощности электростанций (кроме базисных узлов) задаются постоянными величинами. Поэтому целевой функцией при оптимизации текущего режима обычно являются потери активной мощности в сети ΔP.
Иногда вместо потерь мощности в качестве критерия оптимума используются следующие величины:
– суммарное потребление активной мощности от источников PΣ;
– сумма затрат на электроэнергию и экономического ущерба от отклонений напряжения на выводах электроприемников в единицу времени CW+ΔU.
Если нагрузки заданы постоянными мощностями, то минимумы функций ΔP и PΣ совпадают. В случае задания нагрузок статическими характеристиками эти минимумы различаются, причем режим, оптимальный по критерию PΣ, смещен относительно режима, оптимального по критерию ΔP, в сторону меньшего потребления мощности нагрузками. Однако такое смещение не всегда оправдано, так как:
а) снижение электропотребления обычно достигается за счет уменьшения напряжения на выводах электроприемников, что может отрицательно сказаться на их работе;
б) регулирующие эффекты нагрузки по мощности и энергии могут не совпадать и даже иметь противоположные знаки [3], вследствие чего минимизация потребляемой мощности в каждый момент времени не приводит к минимальному электропотреблению за весь интервал времени.
Первый из этих недостатков можно устранить, используя критерий CW+ΔU. Однако, как правило, ущербы от отклонений напряжения недостаточно хорошо известны.
Таким образом, наиболее обоснованным критерием оптимизации текущего режима электрической сети являются потери активной мощности.
Ограничения-равенства представляют собой систему уравнений режима (обычно одна из форм уравнений узловых напряжений). Ограничениями-неравенствами являются условия (3.7)–(3.11).
Наибольшее распространение при решении данных задач получили градиентные методы в сочетании с методом штрафных функций.
Метод штрафных функций состоит в исключении ограничений-неравенств на основе специального преобразования целевой функции. Это преобразование осуществляется прибавлением к исходному выражению так называемых штрафных функций.
Запишем ограничения-неравенства на переменную f следующим образом:
, (3.24)
. (3.25)
Штрафные функции для каждого из этих ограничений имеют вид
, (3.26)
где fпр – предельное значение переменной, под которым подразумевается fmax или fmin; ki – коэффициент, представляющий собой некоторое положительное число, если соответствующее ограничение-неравенство не выполняется, и равный нулю при выполнении неравенства.
Если исходной целевой функцией являются потери мощности ΔP, то преобразованная целевая функция принимает вид
, (3.27)
где n – общее число ограничений-неравенств, каждое из которых записывается в виде (3.24) или (3.25).
Основной частью алгоритма градиентных методов оптимизации является вычисление производных функции Ψ по оптимизируемым переменным yi. При этом данная функция в общем случае зависит от yi как явным образом, так и опосредованно через зависимые переменные xj, которые являются неявными функциями yi. Поэтому зависимость Ψ от yi можно записать следующим образом:
, (3.28)
где n – число зависимых переменных.
Тогда искомые производные вычисляются по выражению
, (3.29)
где – производная, определяемая только из явной зависимости Ψ от yi.
Естественными зависимыми переменными xj являются модули и фазы напряжений в узлах сети Ui, δi (если используются уравнения узловых напряжений). Однако на практике более удобным оказалось использование величин Wj, соответствующих записи уравнений режима в форме (2.38). Тогда выражение (3.29) принимает вид
. (3.30)
Если Ψ рассматривается как функция величин Wj, а под xj подразумеваются модули и фазы напряжений Ui, δi, то можно записать
. (3.31)
Производные и легко определяются непосредственным дифференцированием соответствующих функций. После этого на основе (3.31) составляется система линейных уравнений:
. (3.32)
Путем решения этой системы вычисляются значения производных .
Производные определяются простым дифференцированием уравнений режима, поскольку переменные yi являются коэффициентами в этих уравнениях или входят в выражения для коэффициентов. После этого по формуле (3.30) вычисляются искомые производные целевой функции по оптимизируемым переменным.
megaobuchalka.ru
Оптимизация параметров и режимов источников реактивной мощности в электрических сетях разных уровней напряжения Текст научной статьи по специальности «Энергетика»
УДК 621.
А. О. ОМЕЛЬЧУК, канд. техн. наук
A. М. СКРИПНИК, канд. техн. наук
B. С. ТРОНДЮК, магистр
Институт энергетики и автоматики Национального университета биоресурсов и природопользования Украины, г. Киев
ОПТИМИЗАЦИЯ ПАРАМЕТРОВ И РЕЖИМОВ ИСТОЧНИКОВ РЕАКТИВНОЙ МОЩНОСТИ В ЭЛЕКТРИЧЕСКИХ СЕТЯХ
РАЗНЫХ УРОВНЕЙ НАПРЯЖЕНИЯ
Проведен анализ нормативных документов относительно компенсации реактивной мощности в сетях электрической системы. Обоснована необходимость создания алгоритма управления параметрами и режимами работы всех источников реактивной мощности с целью обеспечения ее баланса в узлах нагрузки и экономической работы электрических сетей всех уровней.
Ключевые слова: источники реактивной мощности, баланс реактивной мощности, алгоритм управления, оптимальные параметры, режим работы, удельные транспортные расходы.
Проведений аналіз нормативних документів відносно компенсації реактивній потужності в мережах електричної системи. Обгрунтована необхідність створення алгоритму управління параметрами і режимами роботи всіх джерел реактивної потужності з метою забезпечення її балансу у вузлах навантаження і економічної роботи електричних мереж всіх рівнів.
Ключові слова: джерелареактивної потужності, баланс реактивної потужності, алгоритм управління, оптимальні параметри, режим роботи, питомі транспортні витрати.
Введение
Проблема с выбором параметров и режимов работы источников реактивной мощности (ИРМ) в электрических сетях и, тем более, проблема перетеканий и баланса реактивной мощности со вступлением в силу методики [2] стала неурегулированной и актуальной для распределительных сетей. Авторы концепции новой (или усовершенствованной) методики оплаты за реактивную энергию, ссылаясь на уже не действующие нормативные документы [1,8] и ряд других публикаций, в частности, статье [6], игнорируют действующие документы [3]. Это приводит к тому, что проблему нормирования перетеканий реактивной энергии на грани балансовой принадлежности сетей потребителей и электроснабженческих организаций пытаются перевести на потребителей. То есть, потребители должны платить за продукцию, но покупать тогда и столько, сколько ему позволят, игнорируя рыночный подход к реализации электроэнергии. Конечно, в настоящее время пролоббировать можно этот подход, как и некоторые другие, нелогичные с точки зрения рыночных отношений. К сожалению, подобные примеры есть (например, нормативы относительно присоединения к электросетям, формирование тарифов на электроэнергию, ответственность электроснабженческих организаций за некачественную электроэнергию и тому подобное). Это поведение монополиста на рыночном пространстве.
Основная часть
На помощь потребителям для реализации положений [2] был разработан и введенный в действие норматив [3], согласно которому проект обеспечения компенсации реактивной мощности (КРМ) выполняется за счет средств потребителей на основании параметров их сетей и параметров режимов работы электроприемопередатчиков. И почему потребители должны решать задачу баланса реактивной мощности в сетях электроснабженческих организаций и оптимизации перетеканий реактивной мощности? Тем более, что потребители платят средства согласно [2] на решение этой задачи.
А задачу баланса реактивной мощности (стойкости электрической системы и тому подобное) решать необходимо, поскольку эта проблема с введением в действие [2] только обострилась. В нынешних нормативно-правовых условиях, в отличие от предыдущих, задачу баланса реактивной мощности в узлах нагрузки системы необходимо решать снизу (от распределительных сетей, где полная неопределенность, обусловленная субъективным отношением потребителей к КРМ) к верху (в системообразующих сетях).
Досадно, что некоторые электроснабженческие организации и инспекции из энергосбережения требуют от потребителей обеспечения определенной величины коэффициента мощности tg9 на грани балансовой принадлежности сетей потребителей и электроснабженческих организаций, ссылаясь на [8], или п.3.32 [1]. Во-первых, документ [1] является нормой технологического проектирования электрических систем и сетей 35 кВ и выше. Во-вторых, относительно потребителей, то рекомендации п.3.32 [1] относительно нормирования tg9 и компенсации реактивной мощности вступают в противоречие с [2,8], поскольку последние вступили в силу позже, об этом дополнительно свидетельствует и содержание п.3.32 [1].
Первый абзац п. 3.32 [ 1 ] побуждает в сетях системы обеспечивать запас устойчиво сти и нормативные уровни напряжения, к чему потребители согласно документам [2], [3] не обязанные. Второй абзац свидетельствует о том, что на время вступления в силу документа [1] методик [2] и [3] не существовало.
Таким образом, актуальной становится задача обеспечения баланса реактивной мощности в электрической системе, а следовательно компенсации реактивной мощности в электрических сетях разных уровней напряжения, чему не отрицают методики [2] и [3].
С введением методики [2] энергосистемой потеряна правовая основа для взаимодействия с потребителями в части оптимизации реактивной мощности, потому необходима нормативная база, которая бы стимулировала электроснабженческие организации активнее привлекаться к внедрению мероприятий относительно обеспечения баланса и компенсации реактивной мощности в электрической системе [4].
Однако, недостаточность информации относительно режимов электропотребления потребителей и отсутствие возможности повлиять на них усложняет полный контроль над процессом управления реактивной мощностью.
Такая ситуация с неконтролируемостью перетеканий реактивной мощности приводит к абсолютно негативным последствиям как для энергосистемы, так и для потребителей электроэнергии.
Во-первых, несоблюдение потребителями установленных норм относительно коэффициентареактивноймощностисоздаетдополнительныепотеридляэнергосистемы, а во-вторых, снижение пропускной способности сетей ухудшает показатели работы электроэнергетичних компаний, которая создает риск приостановки электроснабжения для потребителей. Особенно это опасно для перегруженных распределительных сетей, через недостаточные темпы их реконструкции и развития.
Большинство аварийных перерывов в электроснабжении вызвано перегрузкой сетей и их неспособностью пропускать повышенные нагрузки, несмотря на полностью допустимые расчетные режимы. Своевременная оптимизация реактивной мощности в сетях могла бы предотвратить тяжелые последствия.
В наше время уже не идет речь об экономии при строительстве электрических сетей, а потребитель требует самого главного - надежного, бесперебойного и качественного электроснабжения. Одним из позитивных мероприятий в этом направлении есть централизованный контроль и управление рассредоточенными источниками реактивной мощности, размещенными в распределительных сетях 35-10 кВ и в сетях потребителей 0,38 кВ. Только в этом случае возможно оптимальное использование реактивной мощности, генерирующей как линиями электропередачи напряжением выше 35 кВ, так и дополнительными источниками. Передача электроэнергии
- это непрерывный процесс в единой электрической системе, которая требует централизованного управления важной составляющей этого процесса, - перетеканиями
и балансом реактивной энергии.
Процесс управления реактивной мощностью нужно осуществлять без влияния форм власти на отдельные звенья электрической системы.
В начале необходимо произвести инвентаризацию и модернизацию средств учета реактивной мощности и действующих ИРМ.
Кроме этого, на особенно проблемных участках электрических сетей необходимо обосновывать параметры ИРМ, как это делается в других странах.
Значение оптимизации реактивной мощности трудно переоценить. Время требует и от энергетиков и от потребителей повышенной дисциплины и ответственности в решении этого вопроса для достижения и теми, и другими высоких показателей при эксплуатации электрических сетей разного уровня напряжения и качественного их развития в будущем.
В новых нормативных условиях регуляции перетоков реактивной энергии потребители не имеют ограничений относительно объемов и режимов ее потребления. Поэтому реактивная мощность на границе балансовой принадлежности электрической сети может изменяться в пределах от 0 (полная компенсация реактивной мощности потребителями) к максимальному, принятому за расчетное, реактивной нагрузки потребителей (перетоки реактивной энергии к потребителям исключительно из электрической системы).
Невзирая на уровень компенсации реактивной мощности в сети потребителей и при отсутствии влияния на это электроснабженческих организаций, целесообразно экономически минимизировать технологические потери электроэнергии в распределительных сетях. Обоснование мест установления ИРМ можно осуществлять, начиная от пределов балансовой принадлежности. Оптимизация параметров и места установления ИРМ в распределительных сетях рассматривалась в ряде публикаций [4,5,7]. Критерием оптимального использования ИРМ в таких сетях, обоснование параметров и режимов работы ИРМ может быть минимум суммарных приведенных затрат, или максимум чистого дисконтированного дохода от их работы [3, 4].
Поскольку работа ИРМ, кроме уменьшения потерь электроэнергии, влияет и на потери напряжения в электросети, то сложность внедрения ИРМ иногда связывают с необходимостью обеспечения жестких требований относительно режима напряжения в узлах нагрузки распределительных сетей, то есть сложностью одновременного решения вопросов снижения потерь электроэнергии и регулирования напряжения в электросети.
Наличие регуляторов напряжения под нагрузкой в узлах питания, распределительную сеть с точки зрения режима напряжения можно считать как независимую от режима напряжения электрической сети высшего уровня. Поэтому задачу оптимизации уровней напряжения в распределительной сети и нормирования отклонений напряжения у потребителей должна решаться с помощью как регулируемых надбавок у силовых трансформаторов, так и других средств регулирования напряжения за необходимостью.
При оптимизации параметров и режимов работы ИРМ приоритетным должно быть обеспечение баланса реактивной мощности в узлах нагрузки с одновременным снижением потерь электроэнергии в распределительной электрической сети.
Пути решения проблемы баланса реактивной мощности в сети питания. Авторы публикации [4] предлагают решения этой задачи путем решением системы нелинейных уравнений узловых напряжений в форме баланса мощностей, например, методом Ньютона.
Представляет интерес использования метода удельных транспортных расходов (УТР) для определения мест расположения и оптимизации параметров ИРМ в электрических сетях энергосистем. Это производные частей от расходов активной мощности за реактивной мощностью, которая передается от источников генерации к конкретному потребителю по схеме его электропотребления. Локальный характер УТР обеспечивает простоту расчетов их значений и эффективность использования результатов на практике.
Для каждого участка электрической сети УТР определяются как:
20у
У _ У
Ж~~йГ К]
где АРг]
сети,
Q j - перетекание реактивной мощности на участке сети от узла г к узлу _;; и- уровень напряжения г-го узла;
К1] - активное сопротивление участка г - j электрической сети.
Расчеты УТР по схеме сложной (разветвленной) электрической сети выполняется согласно схемы электроснабжения от источников питания к узлам потребления разомкнутой сети и к местам распределения перетеканий в замкнутой сети. Для распределительных сетей, которые на данное время по технологическим условиям эксплуатируются разомкнутыми (3 5 кВ и ниже), источниками питания могут считаться шины электрических подстанций с первичными обмотками трансформаторов напряжением 110 кВ и выше. Величина УТР Л/.
по путям от узлов питания ^ к узлам потребления / рассчитываются как алгебраическая сумма УТР участков сети, которые находятся между узлами ^ 1 / согласно выражению (1), то есть
Снижение величины УТР непосредственно связано с уменьшением как потерь активной мощности, так и потерь напряжения, и возможно за счет генерации реактивной мощности установленных в разомкнутой распределительной сети дополнительных ИРМ.
Дополнительные ИРМ желательно устанавливать в узлах наибольшего потребления реактивной мощности или в сетях низшего уровня напряжения, что питаются от этих узлов. Особенно актуальным установление ИРМ в указанных узлах есть тогда, когда по данному пути электроснабжения питаются еще потребители, которые находятся за узлами наибольшего потребления реактивной мощности, в которых качество электрической энергии может быть заниженным.
Оптимальным использованием ИРМ можно считать снижение УТР к достижению во всех узлах потребления распределительной сети допустимых уровней напряжения согласно ПУЭ, пли же, в ряде случаев, к достижению точки перехода от снижения УТР к его увеличению, которое возможно при выдаче реактивной мощности соответствующего ИРМ в сеть. Величина генерации реактивной соответствующих ИРМ определяется в результате расчетов и предоставляется в результирующей информации.
Использование ИРМ для снижения УТР рассмотрим на примере фрагмента схемы распределительной сети напряжением 10 кВ, приведенной на рис. 1, с параметрами участков и узловыми нагрузками, предоставленными в табл. 1 и 2.
(2)
9
1
2
3
4 5
8
Рис. 1. Фрагмент схемы электрической сети.
Таблица 1
Параметры участков сети
Учас- ток сети Номинальное напряжение, кВ Марка провода, тип трансформатора ь, км Г0, Ом/ км Х0 Ом/ км Ь0 мк См/км К, Ом X, Ом к, у.е.
1-2 110 АС- 150 28 0,198 0,42 2,70 7 5,54 11,76 -
2-3 110/10 ТМН- 6300 - - - - 14,7 220,4 10,45
3-4 10 АС- 70 0,5 0,428 0,4 - 0,22 0,20 -
4-5 10 АС- 70 0,4 0,428 0,4 - 0,17 0,16 -
5-6 10 АС- 70 0,6 0,428 0,4 - 0,26 0,24 -
6-7 10 АС- 50 0,7 0,63 0,4 - 0,44 0,28 -
6-9 10 АС- 35 0,7 0,91 0,4 - 0,65 0,28 -
7-8 10 АС- 50 0,5 0,63 0,4 - 0,32 0,20 -
Таблица 2
Узловые нагрузки сети
№ узла 4 5 6 7 8 9
Р, кВт 520 460 1420 380 360 380
0, кВАр 250 220 1400 180 170 180
СОБф 0,9 0,9 0,7 0,9 0,9 0,9
Результаты расчета устоявшегося режима в виде узловых напряжений и перетеканий реактивной мощности приведены в табл. 3.
Таблица 3
____________________________Результаты расчета устоявшегося режима________________________
№ узлов 1 2 3 4 5 6 7 8 9
и, кВ 112,0 111,51 10,10 9,97 9,88 9,77 9,72 9,71 9,74
№ участков 1-2 2-3 3-4 4-5 5-6 6-7 6-9 7-8
0, кВАр 2900,63 2880,41 2498,77 2200,99 1958,27 352,28 180,48 170,31
Суммарные потери активной мощности АР^=131,72 кВт, а суммарная величина УТР А,х”=35,597722 кВт/кВАр.
Значительная нагрузка и заниженный коэффициент мощности в узле 6 приводит к занижению качества электроэнергии в узлах смежных и расположенных за ним и, как следствие, к значительным потерям электроэнергии.
Для повышения качества электроэнергии у потребителей, которые питаются по данному фрагменту сети, целесообразно в узле 6 установить ИРМ. Так, при достижении генерации реактивной мощности установленного ИРМ 1220 кВАр качество электроэнергии улучшилось (напряжение в узле распределительной сети 10 кВ установилось в диапазоне 10,37-10,06 кВ), величина УТР снизилась к величине 18,256236 кВт/кВАр, а общие потери АРх уменьшились к величине 93,01 кВт.
Пороговое значение УТР 9,946609 кВт/кВАр (точка перехода от уменьшения к увеличению) наступает при генерации реактивной мощности в узле 6 ровной 2500 кВАр. Значения узловых напряжений и реактивных перетеканий фрагмента схемы приведены в табл. 4.
Таблица 4
Значения узловых напряжений и реактивных перетеканий при достижении генерации
ИРМ до 2500 кВАр
№ узлов 1 2 3 4 5 6 7 8 9
и, кВ 112,0 111,8 10,63 10,56 10,52 10,47 10,43 10,41 10,44
№ участков 1-2 2-3 3-4 4-5 5-6 6-7 6-9 7-8
0, кВАр 199,67 188,23 -69,49 -335,18 -569,58 352,02 180,52 170,30
При этом суммарные потери активной мощности АР^ снизились до 80,52 кВт, то есть общая экономия потерь составляет 131,72 - 80,52=51,2 кВт.
За улучшение качества электроэнергии и снижения потерь активной мощности владельцам ИРМ необходимо устанавливать денежную компенсацию, соответствующую величине выданной в сеть реактивной мощности.
При выполнении оптимизационных расчетов за величину шага изменения генерации соответствующего ИРМ принимается величина суммарного УТР в разомкнутых сетях, УТР по путям питания к установленным ИРМ в замкнутых сетях, а для ускорения процесса расчетов указаны величины УТР с учетом коэффициента ускорения.
Решение задачи обеспечения баланса реактивной мощности с привлечением ИРМ исключает любые проблемы с режимом напряжения в узлах сети 110 кВ и выше с обеспечением условий статичной стойкости электрической системы, независимо от объемов перетекания реактивной энергии между сетями разных уровней напряжения.
Выводы
Со вступлением в силу методики [2] проблема баланса реактивной мощности в узлах нагрузки электрической системы стала неуправляемой.
В нынешних нормативно-правовых условиях задачу баланса реактивной мощности в узлах нагрузки системы необходимо решать путем централизованного управления естественными и обоснованно установленными источниками реактивной мощности на всех уровнях электрической системы.
При оптимизации параметров и режимов работы ИРМ в распределительной электрической сети приоритетным должно быть снижение потерь электроэнергии, а режим напряжения в узлах нагрузки не должен влиять на обоснование параметров ИРМ.
Характерным параметром режима работы ИРМ являются удельные потери активной мощности на транспортировку реактивной мощности.
Список літератури
1. ГКД 341.004.003.-94. Нормы технологического проектирования энергетических систем и электрических сетей 35 кВ и выше. - 28 с.
2. Методика обчислення плати за перетікання реактивної електроенергії між електропередавальною організацією та її споживачами. Затверджена наказом Міністерства палива та енергетики України №19 від 17.01.2002/ Офіційний вісник України. - 2002. - № 48. - С. 71-147.
3. СОУ- Н МПЕ 40.1.20.510.:2006. Методика визначення економічно доцільних обсягів компенсації реактивної енергії, яка перетікає між електричними мережами електропередавальної організації та споживача (основного споживача та субспоживача). -48 с.
4. Омельчук А. О. Щодо балансу реактивної потужності в мережах живлення в нових нормативних умовах перетоків реактивної енергії в Україні / А. О.Омельчук, А. М.Скрипник, В. С. Трондюк// Науковий вісник НУБіП України. Серія «Техніка та енергетика АПК».- 2011. - № 161. - С.111-119.
5. Омельчук А. О., Козирський В. В. Компенсація реактивної потужності, як загальносистемна проблема// Промислова електроенергетика та електротехніка. -2004.
- №4. - С. 1-38.
6. Паламарчук О. П., Демов О. Д., Григораш Ю. А., Бандура І. О. Спрощений розрахунок плати за реактивну енергію//Промелектро. - 2010. - № 2. -С. 9-11.
7. Резніченко Т. П., Омельчук А. О. Про ефективність компенсації реактивної потужності в районних електричних мережах// Энергетика и электрификация. - 2001.
- № 6. - С. 26-29.
8. Указания по компенсации реактивной мощности в распределительный сетях. -М.: Энергия, 1974. - 73 с.
9. Скрипник A. M. Використання методу питомих транспортних витрат для сезонної оптимізації конфігурації схем / А. М. Скрипник, А. О. Омельчук, О. В. Хоменко // Науковий вісник НУБіП України. Серія «Техніка та енергетика АПК», 2011, № 166, частина 3. - С.133-140.
OPTIMIZATION OF PARAMETERS AND MODES OF SOURCES OF REACTIVE-POWER IS IN ELECTRIC NETWORKS OF
DIFFERENT LEVELS OF TENSION
A.O. OMELCHUK, Cand. Tech. Scie.
A. M. SKRYPNIK, Cand. Tech. Scie.
V. S. TRONDIUK, The master
The analysis of normative documents is conducted in relation to indemnification of re-active-power in the networks of the electric system. The necessity of creation of management algorithm is reasonable by parameters and modes of operations of all sources of reactive-power with the purpose of providing of her balance in the knots of loading and economic work of electric networks of all levels.
Keyword: sources of reactive-power, balance of reactive-power, management algorithm, optimal parameters, office hours, cost transport per units.
Поступила в редакцию 07.09 2012 г.
cyberleninka.ru
Оптимизация электрических распределительных сетей, страница 2
Основным технико-экономическим показателем, безусловно, будут являться затраты денежных единиц. В эти затраты входят капитальные вложения – единовременные выплаты (идеально) за какой-либо товар или услугу, а также издержки – текущие выплаты за эксплуатацию, обслуживание, ремонт, отчисления на амортизацию и реновацию. Кроме того затраты имеют в своем составе ущерб.
(1.1)
Применительно к электроэнергетике получаем, что капитальные вложения это ничто иное, как выплаты за покупку и монтаж электрооборудования, подготовительные работы, пуско-наладочные работы и прочие расходы.
Издержки – это те расходы, которые связаны с эксплуатацией, ремонтом и потерями в линии электропередачи (ЛЭП), ТП, а также это плата за отпущенную электроэнергию.
Ущерб – это чаще всего возмещение затрат за недоотпуск электроэнергии и при соответствующем обосновании за недополученную прибыль по вине энергоснабжающей организации.
В настоящее время рыночной экономики для реализации того или иного проекта в энергетике потребуется значительные материальные средства. Поэтому задача проектировщика мало того, что создать технически грамотный и рациональный проект, но и чтобы он требовал минимального, а точнее сказать оптимального количества денежных средств. Иначе, если проект будет требовать значительного капитала, как на стадии строительства, так и на стадии эксплуатации, то заинтересовать приток денежных средств (даже если проект абсолютно рентабелен и в него заложена большая доля прибыли) будет достаточно сложно. Поэтому разработчик должен произвести оптимизацию всевозможных параметров проекта. Он должен исследовать степень влияния какого-либо параметра на конечную сумму затрат – на первом этапе, а на втором отобрать и исследовать подробно наиболее чувствительные. Т.е. на стадии проектирования пересмотреть и при необходимости отклонится от рекомендуемых значений какого-либо параметра (в рамках стандартных значений), который повлияет в итоге на конечное число затрат.
В общем виде процесс оптимизации по параметру представлен на рис. 1. Первоначально определяется интервал (Хмин ; Хмакс), который получен путем варьирования параметра Х до таких значений, когда затраты увеличиваются по отношению к оптимальным (наименьшим) на 5% и тогда получаем зону равноэкономичности.
З,
у.е З
1.05 К
1.00
И
Хмин Хопт Хмакс Х, у.е.
Рис. 1. Определение зоны равноэкономичности
Окончательно в проекте принимают конкретное значение исследуемого параметра Х, которое ограничено стандартными значениями и дополнительно обосновывается какими-либо соображениями.
Технико-экономические расчеты в энергетике
При технико-экономическом исследовании, заключающемся в экономическом обосновании принимаемых технических решений, необходимо иметь математическую модель, отражающую основные свойства и закономерности исследуемого объекта. При проектировании обычно рассматривают несколько наиболее рациональных и оптимальных, по каким-либо техническим соображениям, вариантов. В свою очередь при выполнении технико-экономических расчетов (ТЭР) можно выявить лишь экономически целесообразный вариант из числа намеченных к рассмотрению. Необязательно среди них может оказаться наиболее экономичный, согласно [2].
В соответствии с [3], для проведения ТЭР существуют руководящие указания, которые являются базовыми документами, при проведении данных расчетов. Согласно им, ТЭР производятся при соблюдении следующих условий сопоставимости вариантов:
· Технические, при которых могут сравниваться только взаимозаменяемые варианты при оптимальных режимах работы и оптимальных параметрах, характеризующих каждый из рассматриваемых вариантов.
· Экономические, при которых расчет сравниваемых вариантов ведется применительно к одинаковому уровню цен и одинаковой достижимости принятых уровней развития техники, с учетом одних и тех же экономических показателей, характеризующих каждый из рассматриваемых вариантов.
vunivere.ru
Оптимизация электрических распределительных сетей, страница 4
Очевидно, что затраты будут складываться из:
(1.6),
где Зп – приведенные затраты по подстанциям;
Зн – приведенные затраты по цеховым сетям;
Зв – приведенные затраты по питающим сетям.
Распишем каждую составляющую.
(1.7)
(1.8)
(1.9),
где еп – суммарные нормативные отчисления, в долях единицы от кап.вложений в продукцию;
вп – независимая от числа трансформаторов часть кап.вложений в продукцию, руб/кВА;
m – стоимость потерь, руб/кВт;
руд – часть потерь активной мощности в трансформаторах, зависящая от его мощности, кВт/кВА;
Lв,Lн – средние длины питающей и цеховой линии, км;
Uв – напряжение питающей сети;
ел – суммарные нормативные отчисления в долях единицы от кап.вложений в линии;
алв – зависимая от сечения часть кап.вложений в линии 10 кВ;
r - удельное сопротивление проводникового материала, Ом/км мм¢;
ап – зависимая от числа трансформаторов часть кап.вложений в подстанцию, руб/тр-р;
р0 – часть потерь активной мощности трансформатора, кВт/тр-р;
влв – независимая от сечения часть кап.вложеий в линии 10 кВ;
влн – независимая от сечения часть кап.вложеий в линии 0.4 кВ;
п2 – количество линий цеховой сети;
алн – зависимая от сечения часть кап.вложений в цеховые линии;
SSэн – суммарное экономическое сечение цеховых сетей;
к2 – коэффициент конфигурации питающих цеховых сетей, который учитывает неизбежное отступление от принятых допущений: не вполне равномерное распределение нагрузок, возможное несовпадение местоположения подстанций с геометрическим центром нагрузки.
Стоимость потерь определяется по формуле:
(1.10),
где m0 – стоимость электроэнергии по одноставочному тарифу, руб/кВтч;
t – время потерь, ч.
Указанная модель (1.6) с учетом (1.7) – (1.10) сформулирована в соответствии с принятыми допущениями:
1. Равномерное распределение нагрузок по отдельным участкам и по всему объекту (цеху, корпусу, блоку цехов) в целом.
2. Прямоугольная форма площади объекта и его участков.
3. Параллельность трасс цеховых и питающих сетей.
4. Все кабельные линии выполняются по радиальной схеме.
5. Распределительные пункты 10 кВ от которых питаются подстанции, размещаются у наружных стен здания, либо по центральной оси здания.
6. Цеховые ТП располагаются в центре нагрузок отдельных обслуживаемых ими участков.
Исходя из вышеперечисленного, определим среднюю длину линии цеховых сетей Lн, в зависимости от площади объекта П, км¢, числа подстанций nп:
(1.11),
где L – средняя длина линии, км, при одной подстанции, т.е.
(1.12)
Модель (1.6) с учетом (1.7) - (1.12) четко дает представление о соотношениях между величинами, которые, как правило, в дальнейшем используются для корректировки исходной модели.
Каждая из этих величин с математической точки зрения может рассматриваться в качестве независимой переменной, получающей новое численное значение при изменении исходных условий. Изменение любой из этих величин приведет к образованию нового варианта и изменению затрат. Величины, значения которых требуется обосновать в процессе решения технико-экономической задачи – оптимизируемые параметры. Все остальные величины объединяем в обобщенные константы, которые характеризуют исходные данные решаемой задачи.
Рассматриваемый оптимизируемый параметр у нас число цеховых ТП, все другие величины войдут в обобщенные константы и тогда выражения (1.7), (1.8) и (1.9) примут вид:
(1.13),
тогда исходная модель (1.6) принимает вид:
(1.14)
Модель (1.14) дает представление о изменении затрат исходя из оптимизируемого параметра – числа внутрицеховых ТП, т.е. качественный анализ произведен вполне (достигли прямой зависимости З = f(nп)).
Несмотря на важность качественного исследования, технико-экономический анализ приобретает конкретный вид и точный характер лишь при том условии если он использует количественные соотношения. Данный аспект анализа подразумевает в своем итоге решение пяти задач:
1. Определение экономически целесообразных значений оптимизируемого параметра и затрат, соответствующих минимуму уравнения приведенных затрат.
vunivere.ru
