Оптимальне керування потоками потужності в електричних мережах електроенергетичних систем



Сторінка3/8
Дата конвертації13.03.2017
Розмір1.69 Mb.
ТипПояснювальна записка
1   2   3   4   5   6   7   8

Рисунок 3.1 - Структурно-логічна схема процесів визначення


критеріїв подібності

Рисунок 3.2 - Структурно-логічна схема допоміжних процесів

визначення критеріїв подібності

Розроблений алгоритм є складовою ПК АЧП і утворює з ним єдине обчислювальне середовище. Його місце в ПК АЧП, де представлена інформаційна карта результатів ООА.


3.1.2 Алгоритм процесу визначення матриці струморозподілу
З рівняння (3.3) видно, що матриця розподілу струмів у r-схемі заміщення визначається за формулою
.
У загальному вигляді матриця коефіцієнтів струморозподілу є комплексною і записується у вигляді
.
Визначення її елементів прямими методами для задач великої розмірності не доцільне через наявність операцій обернення матриць. Задача визначення матриці коефіцієнтів струморозподілу прямими методами ще більш ускладнюється для ЕС із різними рівнями напруги.

Розрахувати матрицю коефіцієнтів струморозподілу можна методом одиничних струмів [16]. Тобто шляхом почергового задавання в кожному вузлі схеми заміщення електричної системи струму J=1 і розв’язанням системи рівнянь вузлових напруг методом послідовних наближень. Однак для ЕC різних рівнів напруги при завданні одиничних струмах необхідний розрахунок, який уточнює струморозподіл при переході ступенів напруги. Використати з даною метою програми, засновані на методі Ньютона, неможливо оскільки система рівнянь лінійна. Пояснюється це тим, що при задаванні на кожному крокові ітерації одиничного вузлового струму в одному вузлі, в інших вузлах у цей час задаються нульові значення струмів. Тому розроблено спеціальний алгоритм процесу розрахунку коефіцієнтів струморозподілу, який базується на розв’язанні системи вузлових рівнянь методом Гаусса при задаванні в якості навантажень одиничних струмів. При цьому використовується методика розрахунку усталених режимів ЕС у два етапи [16].

Структурно-логічна схема обчислення елементів матриці струморозподілу в ЕЕС подана на рис. 3.3. Формування матриці С виконується у відповідності із заданим типом (С або Сr).

Метод одиничних струмів і алгоритм, що реалізує даний метод, засновані на законах Кірхгофа.

Оскільки розглядається лінійна система вузлових рівнянь режиму ЕС, то до них може бути застосований принцип накладання, тобто струм у будь-якій вітці ЕС дорівнює:
(3.4)
У рівняння (3.4) не входить струм балансуючого вузла. Величина cji являє собою струм у j-й вітці, коли струм у i-ому вузлі =1+j0, а струми у всіх інших вузлах, крім балансуючого, дорівнюють нулю.

Незбалансованість струмів у вітках ЕС із трансформаторними зв'язками в розробленому алгоритмі усувається введенням у вузли, що обмежують трансформаторні вітки, фіктивних струмів. Відповідно до [54] вони визначаються за формулами:


– на початку вітки

– наприкінці вітки




Рисунок 3.3 - Структурно-логічна схема процесу формування


матриці струморозподілу С

Елементи матриці Са і Ср визначаються один раз для конкретної схеми ЕЕС і можуть зберігатися в банку даних (БД). Якщо передбачається здійснювати керування режимами для схем, відмінних від розрахованої, то виконується перерахунок коефіцієнтів струморозподілу і базисного режиму для визначення нових критеріїв подібності.


3.2 Аналіз чутливості оптимальних рішень
Аналіз чутливості оптимальних рішень дозволяє встановити зміну цільової функції, коли аргумент (коефіцієнт трансформації) відхиляється від його оптимального значення. Це так звана пряма задача чутливості. Розв’язок зворотної задачі чутливості дозволяє виявити можливу область варіювання параметрів (коефіцієнтів трансформації), що оптимізуються, при заданому значенні відхилення цільової функції (еквівалентних втрат) від її оптимального значення. Розв’язок цих задач необхідний, тому що найчастіше через занадто велику чутливість системи, що оптимізується, стосовно зміни параметрів ця система практично стає непрацездатною, оскільки потрібна велика інтенсивність керуючих впливів. Одним із способів подолання цієї проблеми є постановка і розв’язок задачі оптимізації з врахуванням вимог до чутливості [11].
3.2.1 Регулюючий ефект і ранжування регулюючих пристроїв
Розв’язок прямої задачі чутливості оптимального рішення дозволяє оцінити ефективність кожного перемикання регулюючого пристрою і сформувати групи трансформаторів, які різняться за впливом зміни їх коефіцієнтів трансформації на втрати активної потужності в ЕС.

Значення додаткових еквівалентних втрат активної потужності в електричній мережі визначається:



. (3.5)
Маючи аналітичне вираз для визначення втрат потужності з врахуванням збитку через відхилення напруги в навантажувальних вузлах у вигляді двочленного позинома [7, 11], можна оцінити відносний вплив того або іншого регулюючого пристрою на процес оптимізації і визначити величину їх впливу на режим системи.

Рисунок 3.4 – Залежність еквівалентних втрат активної потужності

від коефіцієнтів трансформації (k*0, k*1, k*2, k*3 – коефіцієнти трансформації, що відповідають кількості перемикань 0, 1, 2, 3)


Наприклад, трансформатори 4, 5 в мережі, критеріальні співвідношення для яких подані на рис. 3.4, мають незначний вплив на величину втрат потужності. Зміна їх коефіцієнтів трансформації в широкому діапазоні практично не змінює втрати в мережі. Як очевидно з рис. 3.4 і несуттєво відрізняються від оптимального значення. Водночас їх інтенсивне використання буде призводити до зносу пристроїв регулювання без збільшення ефективності функціонування системи за критерієм оптимальності. Отже, трансформатори 4 і 5 доцільно виділити в групу, основною задачею якої є введення режиму в допустиму за напругою область. Керування даною групою трансформаторів доцільно здійснювати в короткостроковому режимі керування. Оперативну корекцію режиму з метою мінімізації втрат потужності в ЕС доцільно реалізувати за допомогою зміни положення перемикачів відгалужень обмоток трансформаторів 1, 2 і 3 (див. рис. 3.4).

Якщо за вихідний прийняти режим, який відповідає коефіцієнтам трансформації , то насамперед варто здійснювати регулювання коефіцієнта трансформації першого трансформатора, потім третього. Здійснення оперативної корекції режиму саме цими трансформаторами найбільш ефективне як з погляду максимального ступеня наближення до оптимального режиму, так і з позиції мінімального зносу обладнання при максимальній ефективності регулювання. Після того як пристроями РПН трансформаторів 1 і 3 буде виконане необхідне число переключень (в даному випадку по три: ), можна здійснювати подальше зниження втрат потужності шляхом зміни коефіцієнтів трансформації другого трансформатора.

Маючи вираз для цільової функції у відносних одиницях у вигляді позинома
, (3.6)
можна визначити ефективність впливу (регулюючий ефект) кожного РПН на процес оптимізації режиму за напругою і реактивною потужністю в аналітичному вигляді. Для цього, задаючись значеннями j-го трансформатора визначимо додаткові втрати потужності при невідповідності поточних і оптимального режимів

. (3.7)

Змінюючи на одну ступінь регулювання, можна одержати оцінку ефективності кожного перемикання відгалужень обмоток трансформаторів з врахуванням нелінійності характеристик :


(3.8)
При необхідності додаткові втрати можуть бути визначені в іменованих одиницях відповідно до (3.7):
.
Таким чином, розв’язок прямої задачі чутливості дозволяє визначити доцільність і ефективність корекції керуючих змінних. Запропонована методика може бути використана для оперативного керування режимом електричної системи за напругою і реактивною потужністю, тому що для одержання оцінки ефективності оптимального керування не потрібно робити громіздких і складних обчислень.

Для розв’язування задачі на етапі короткострокового планування режимів здійснюється виділення групи трансформаторів, які беруть участь в оперативній корекції режиму. Для цих трансформаторів і визначаються коефіцієнти позиномів.

В залежності від ефективності впливу тих або інших регулюючих пристроїв на величину додаткових втрат активної потужності задається пріоритет на спрацьовування пристроїв АРН за допомогою уставок різних часових затримок.
3.2.2 Визначення області оптимальності параметрів регулювальних пристроїв
Дискретність параметрів регулюючих пристроїв, неповнота вихідної інформації, неточність даних про параметри електричної системи призводить до необхідності врахування зони нечутливості втрат активної потужності до відхилення керуючих змінних від їх оптимальних значень. Регулювання без врахування такої зони нечутливості по втратах призводить до необгрунтовано великого числа перемикань. Ця обставина потребує розв’язування зворотної задачі чутливості оптимального рішення, метою якого є визначення області допустимих відхилень коефіцієнтів трансформації трансформаторів (рис. 3.5) при заданому допустимому відхиленні втрат потужності від їх оптимального значення.

Зворотна задача чутливості, яка розв'язується під час керування режимом ЕС за напругою і реактивною потужністю, відноситься до некоректно поставлених [41]. Причиною некоректності є нелінійність цільової функції щодо варіацій параметрів регулюючих пристроїв. Це часто призводить до неоднозначного розв’язку зворотної задачі, внаслідок чого може проводитися неправильне настроювання автоматичних регуляторів напруги. Для визначення доцільного числа перемикань відпайок обмоток трансформаторів і правильного вибору зони нечутливості регуляторів напруги використовується розроблена в [68] методика розв’язування зворотної задачі чутливості. Використання запропонованої методики для оптимального керування нормальними режимами ЕС дозволяє визначити оптимальне число відпайок трансформаторів, а також АТ зв'язку і скоротити час на вироблення керуючих впливів.



Рисунок 3.5 – Зворотна задача чутливості

(?k*, ?k*+ – нижнє і верхнє відхилення коефіцієнтів трансформації

від їх оптимальних значень)


Для розв’язування зворотної задачі скористаємося критеріальним співвідношенням . Граничні значення коефіцієнтів трансформації і (рис. 4.3) в цьому випадку одержимо з розв’язку такої задачі: мінімізувати допоміжну функцію
(3.9)
до тих пір, поки ?f=0, за умов, що
, (3.10)
де - величина зони нечутливості.

Величина залежить від похибки вихідної інформації, обумовленої засобом її одержання (за даними телевимірювань або добової відомості), і призначається інженером з режимів, виходячи з досвіду експлуатації електричної системи і системи керування нормальними режимами.

Розв’язком задачі визначення області рівноекономічних параметрів регулювальних пристроїв є наступні вирази.

(3.11)

. (3.12)
Таким чином, при заданому значенні зони нечутливості за кpитеpієм оптимальності зона рівноекономічних значень по керованим змінним лежить в межах для j-го регульованого трансформатора.

Межа області допустимих відхилень коефіцієнтів трансформації від їх оптимальних значень визначається за допомогою формул (3.11) і (3.12), отриманих на підставі застосування методу критеріального програмування. Відмінною рисою застосування критерільного методу в цьому випадку є те, що межа рівноекономічності і знаходиться без виконання трудомісткої процедури розрахунку їх оптимальних значень. При цьому оптимальне значення коефіцієнта трансформації приймається найближче до зони нечутливості. Так, наприклад, для випадку, приведеного на рис. 4.5, при верхньому значенні оптимальним є .

Розв’язування аналогічної зворотної задачі чутливості іншим способом, наприклад, методом підбору, пов'язано з необхідністю розв’язування складної задачі пошуку екстремуму нелінійної функції багатьох змінних.

Отримана в такий спосіб область допустимих відхилень коефіцієнтів трансформації трансформаторів від своїх оптимальних значень по суті містить множину можливих (для заданої зони нечутливості по втратах) рівнозначних варіантів функціонування ЕС.

Для оцінки величини зони рівноекономічних значень коефіцієнтів трансформації для різних регулюючих трансформаторів при заданій зоні нечутливості по втратах потужності введемо коефіцієнт , отриманий за формулою

, (3.13)
де і - гранично допустимі відхилення коефіцієнтів трансформації j -го трансформатора, які відповідають прийнятій зоні нечутливості по втратах.

Підставивши (3.11) і (3.12) у (3.13), отримаємо


. (3.14)
Чим більше коефіцієнт , тим більшою є зона рівноекономічних значень і тим менший вплив на величину втрат потужності в системі робить зміна коефіцієнтів трансформації j-го трансформатора. В [42] це названо регулюючим ефектом тpансфоpматоpа.

Під час керування нормальними режимами доцільність корекції встановлюється за результатами оцінки приналежності коригувальних впливів і виставлених коефіцієнтів трансформації області допустимих відхилень . Якщо коригувальний вплив входить в інтервал ? , то зміна положення перемикача відгалужень недоцільна.

Логічна схема розв’язування зворотної задачі чутливості втрат наведена на рис. 3.6.

Рисунок 3.6 – Логічна схема розв’язання зворотної задачі чутливості втрат


3.3 Практична реалізація запропонованих алгоритмів
В попередніх розділах вдосконалено метод компенсації впливу неоднорідності ЕС на економічність їх режимів шляхом оперативної корекції потокорозподілу у контурах ЕС. У відповідності з даним методом розроблені алгоритми, які реалізують засоби компенсації неоднорідності, з орієнтацією на отримання загальносистемного ефекту. Однак ефективність запропонованих моделей та методів можна показати лише за допомогою конкретних прикладів. Тому на прикладі реальних ЕС показана працездатність, ефективність та адекватність методів та алгоритмів, запропонованих у попередніх розділах. Виконані практичні розрахунки щодо визначення законів оптимального керування та оцінено результати їх реалізації.

З метою порівняння результатів застосування розробленого та відомого методів визначення законів оптимального керування потокорозподілом в ЕС сформовано порівняльну таблицю (табл. 3.1), де наведено інтегральні показники процесу оптимізації нормальних режимів прикладу ЕС 110 – 220 кВ.

Аналогічні розрахунки з оцінки порівняльної ефективності були виконані для прикладу схеми ЕС 110–750 кВ ПЗЕС. Співставлення їх результатів з отриманими в п. 4.1 подано у вигляді порівняльної таблиці (табл. 3.2).

Аналізуючи результати порівняння можна зробити наступні висновки. Метод визначення критеріїв подібності з приведенням пасивних параметрів ЕС до базисної напруги з огляду на зменшення втрат потужності є менш ефективним, ніж розроблений метод. Особливо це стосується станів ЕС, коли коефіцієнти трансформації трансформаторів далекі від середньономінальних. Перевага розробленого методу формування законів керування полягає у врахуванні контурних е.р.с., що викликані незбалансованими коефіцієнтами трансформації. Вказані е.р.с., в деяких випадках можуть збільшувати зрівнювальні е.р.с., що необхідно враховувати в процесі керування.

Разом з тим, компенсуючи лише складову зрівнювальних е.р.с., яка викликана неоднорідністю ЕС, закони керування, що сформовані за методом приведення параметрів до базисної напруги забезпечують більш ощадне використання ресурсу регулювальних пристроїв. Останній факт призводить, у деяких випадках, до підвищення ефективності використання трансформаторів та автотрансформаторів з РПН.

Таблиця 3.1. Порівняльна таблиця результатів застосування методів оптимізації потокорозподілу в ЕС для прикладу ЕС 110–220 кВ



Параметр

Режим

1

2

3

Втрати потужності у

початковому стані ?Р, МВт



9.22

8.95

14.24

Метод оптимізації потокорозподілу в ЕС з урахуванням коефіцієнтів

трансформації трансформаторів у явному вигляді

Втрати потужності у оптимізованому стані ?Ро, МВт

8.68

8.53

13.18

Зниження втрат потужності d?Р,

0.54

5.9%


0.42

4.7%


1.06

7.4%


Сумарна кількість

перемикань РПН



4

4

8

Середня ефективність

одного перемикання РПН, МВт/перемик.



0.11

0.10

0.13

Метод оптимізації потокорозподілу в ЕС з приведенням параметрів ЕС

до базисної напруги

Втрати потужності у оптимізованому стані ?Ро, МВт

8.72

8.61

13.48

Зниження втрат потужності d?Р,

0.5

5.4%


0.34

3.8%


0.76

5.3%


Сумарна кількість

перемикань РПН



3

3

8

Середня ефективність

одного перемикання РПН, МВт/перемик.



0.16

0.11

0.09

Економічні втрати

потужності ?Ре, МВт

7.84

7.51

10.62

Таблиця 3.2.Порівняльна таблиця результатів застосування методів оптимізації потокорозподілу в ЕС для прикладу ЕС 110–750 кВ ПЗЕС

Параметр

Режим




1

2

3

Втрати потужності у

початковому стані ?Р, МВт



94.10

81.69

201.29

Метод оптимізації потокорозподілу в ЕС з урахуванням коефіцієнтів

трансформації трансформаторів у явному вигляді

Втрати потужності у оптимізованому стані ?Ро, МВт

89.98

78.15

189.05

Зниження втрат потужності d?Р,

4.12

4.4%


3.54

4.3%


12.24

6.1%


Сумарна кількість

перемикань РПН



6

8

14

Середня ефективність

одного перемикання РПН, МВт/перемик.



0.69

0.44

0.87

Метод оптимізації потокорозподілу в ЕС з приведенням параметрів ЕС

до базисної напруги

Втрати потужності у оптимізованому стані ?Ро, МВт

90.18

78.98

192.24

Зниження втрат потужності d?Р,

3.92

4.2%


2.71

3.3%


8.76

4.4%


Сумарна кількість

перемикань РПН



6

6

12

Середня ефективність

одного перемикання РПН, МВт/перемик.



0.65

0.45

0.73

Економічні втрати

потужності ?Ре, МВт

65.32

62.47

145.75
        1. 3.4 Висновки по розділу 3

1. На конкретних прикладах показано працездатність та достовірність розроблених моделей та алгоритмів формування законів оптимального керування потоками потужності в ЕС. Проведено розрахунки з імітації практичного застосування САК трансформаторами з РПН та автотрансформаторами зв’язку у Південно-Західній енергосистемі. Результати підтвердили достатню ефективність оптимізаційних заходів.

2. На практиці виявлено переваги розробленого методу формування законів керування РП порівняно з існуючими. Вони забезпечуються врахуванням у критеріях подібності незбалансованих коефіцієнтів трансформації, які викликають появу в контурах додаткових зрівнювальних е.р.с. Особливо це стосується режимів максимальних навантажень, коли коефіцієнти трансформації трансформаторів та автотрансформаторів далекі від середньономінальних значень.

3. Аналізуючи результати проведених розрахунків (табл. 3.1–3.2) бачимо, що визначені у відповідності із законами оптимального керування коефіцієнти трансформації регулюючих трансформаторів залежать від результатів параметричної оптимізації. Так після порівняння оптимальних значень коефіцієнтів трансформації у різних режимах для вихідної та оптимізованої ЕС можна зробити висновок, що проведення реконструкції, направленої на поступове створення умов самооптимізації ЕС, на будь-якому етапі дозволяє не тільки підвищити економічність транспортування електроенергії, але і забезпечити більш ефективне використання трансформаторів з РПН за рахунок зменшення кількості перемикань за інших рівних умов.



4 ТЕХНІКО-ЕКОНОМІЧНА ЧАСТИНА
У магістерській роботі загальним критерієм економічної ефективності є значення зміни вартості втрат електроенергії:
; (4.1)
де τ- час втрат , τ = 3500 (год.);

dΔPзміна втрат потужності, (див. табл. 3.1)

рН – вартість однієї кВт·год відпущеної електроенергії, рН=1,06 грн/кВт·год

Проведемо розрахунок зміни вартості втрат електроенергії при використанні різних методів оптимізації потокорозподілу в ЕС різних класів напруг:


  1. Метод приведення пасивних параметрів до базисної напруги для ЕС 110–220 кВ:

Проведемо розрахунок для режиму №1 (табл. 3.2).

Зміна втрат потужності:


;
де - значення втрат потужності до та після коригування розрахункової моделі відповідно.
dΔP = 9.22-8.72 = 0.5 (МВт)
Зміна вартості втрат електроенергії:
;

де τ- час втрат , τ = 3500 (год.);

рН – вартість однієї МВт·год. Відпущеної електроенергії, рН=1,06 грн/кВт·год
ΔЕΔW =1,06 ·500·3500 = 1855 (тис. грн.)
Розрахунок для інших режимів проводимо аналогічно. Результати розрахунку зміни вартості втрат електроенергії для інших режимів показано в табл. 4.1.
Таблиця 4.1 - Результат розрахунку зміни вартості втрат електроенергії для трьох режимів




Зміна вартості втрат електроенергії, тис. грн.




Режим 1

Режим 2

Режим 3

Метод приведення пасивних параметрів до базисної напруги для ЕС 110–220 кВ

1855

1261

2819


Економіна ефективність одного перемикання

тис. грн./пер.



1,7

1,1

0,9




  1. Метод оптимізації потокорозподілу в ЕС з урахуванням коефіцієнтів трансформації трансформаторів у явному вигляді для ЕС 110–220 кВ.

Режим №1 (див. табл. 3.1).

Зміна втрат потужності:


;

dΔP = 9.22-8.68 = 0.54 (МВт)

Зміна вартості втрат електроенергії:


;

ΔЕΔW =1,06 ·540·3500 = 2003 (тис. грн.)
Результати розрахунку зміни вартості втрат електроенергії для інших режимів показано в табл. 4.2.
Таблиця 4.2 - Результат розрахунку зміни вартості втрат електроенергії для трьох режимів




Зміна вартості втрат електроенергії, тис. грн.




Режим 1

Режим 2

Режим 3

Метод оптимізації потокорозподілу в ЕС з урахуванням коефіцієнтів трансформації трансформаторів у явному вигляді для ЕС 110–220 кВ.

2003

1558

3932


Економіна ефективність одного перемикання

тис. грн./пер.



1.37

1.06

1.34




  1. Метод приведення пасивних параметрів до базисної напруги для ЕС 110–750 кВ:

Режим №1 (див. табл. 3.2).

Зміна втрат потужності:


;

dΔP = 94.10-90.18= 3.92 (МВт)
Зміна вартості втрат електроенергії:
;

ΔЕΔW =1,06 ·3920·3500 = 14543 (тис. грн.)
Результати розрахунку зміни вартості втрат електроенергії для інших режимів показано в табл. 4.3.
Таблиця 4.3 - Результат розрахунку зміни вартості втрат електроенергії для трьох режимів




Зміна вартості втрат електроенергії, тис. грн.




Режим 1

Режим 2

Режим 3

Метод оптимізації потокорозподілу в ЕС з приведенням параметрів ЕС до базисної напруги для ЕС 110–750 кВ

14543

10054

32499


Економіна ефективність одного перемикання

тис. грн./пер.



6.64

4.58

7.41




  1. Метод оптимізації потокорозподілу в ЕС з урахуванням коефіцієнтів трансформації трансформаторів у явному вигляді для ЕС 110–750 кВ:

Режим №1 (див. табл. 3.2).

Зміна втрат потужності:


;

dΔP = 94.10-89.98 = 4.12 (МВт)

Зміна вартості втрат електроенергії:


;

ΔЕΔW =1,06 ·4120·3500 = 15285 (тис. грн.)
Результати розрахунку зміни вартості втрат електроенергії для інших режимів показано в табл. 4.4.
Таблиця 4.4 - Результат розрахунку зміни вартості втрат електроенергії для трьох режимів




Зміна вартості втрат електроенергії, тис. грн.




Режим 1

Режим 2

Режим 3

Метод оптимізації потокорозподілу в ЕС з урахуванням коефіцієнтів трансформації трансформаторів у явному вигляді для ЕС 110–750 кВ

15285

13133

45410

Економіна ефективність одного перемикання

тис. грн./пер.



6.97

4.49

8.88


4.1 Висновки по розділу 4
Отримані значення техніко-економічних показників показують, що застосування обох методів керування перетоками потужності в електричних мережах є економічно доцільними, але кращим виявився метод оптимізації потокорозподілу в ЕС з урахуванням коефіцієнтів трансформації трансформаторів у явному вигляді для ЕС усіх перерахованих класів напруг. Це обгрунтовується застосуванням тільки адекватних моделей усталених режимів для формування керувальних впливів для регулюючих трасформаторів.


Поділіться з Вашими друзьями:
1   2   3   4   5   6   7   8


База даних захищена авторським правом ©divovo.in.ua 2017
звернутися до адміністрації

войти | регистрация
    Головна сторінка


загрузить материал