Методическое пособие 816
.pdf
оборудования. Коэффициент загрузки учитывает потери времени изза различных неполадок или сбоев.
4. Определяется значение дефицита (избытка) реактивной мощности системы ∆Q0 для поддержания в узле нагрузки
напряжения U0 (n) путем определения требуемого значения реактивного тока системы:
р = р − рКУ |
(3.40) |
где рКУ - величина реактивного тока узла нагрузки при
включении конденсаторной установки. Отсюда:
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
A + |
|
|
A cos(ϕC −ϕ0 ) = B |
(3.41) |
||
где , = {/. + /рКУ}/1/ + 2/ , |
|
|
||||||
3 = 45678[: р + рКУ; / .], |
|
|||||||
B = U 2 |
−U 2 (n) / 2U |
0 |
(n) . |
|
|
|||
C |
0 |
|
|
|
|
|
|
|
Решение |
нелинейного |
уравнения |
относительно |
|||||
рКУ целесообразно проводить с использованием рекуррентных
разностных методов. Это объясняется тем, что классические методы численного интегрирования при той же точности по объему вычислений обычно менее эффективны и не обладают той физической наглядностью, какую имеют методы цифрового моделирования, основанные на замене непрерывных систем системами дискретного действия.
По рассчитанному значению рКУ определяется необходимая добавочная реактивная мощность в узле Qдоп.р (n) при заданном U0(n):
доп.р. = р − √3 рКУ |
(3.32) |
5. Определяется полная реактивная мощность узла нагрузки Qoc(n) при напряжении U0(n):
Q0C (n) = Q0 (n) + ∆Q0 (n)
81
6. Для каждого значения напряжения узла нагрузки U0(n) определяется величина приведенных затрат с учетом Σ∆P(n) и Qос(n) no выражению
З(n) = Ца ∑∆Р(n) + Ц рQдоп (n),
где Ца - цена активной мощности; Цр - цена реактивной мощности. 7. Результаты расчетов заносятся в базу данных, из которой
методом перебора для данного режима работы узла нагрузки (распределения нагрузки между группами потребителей) находятся вариант с минимальным значением приведенных затрат З(n) , соот-
ветствующее напряжение узла нагрузки U0(n) и дефицит (избыток) реактивной мощности ∆Q(n) , который необходимо
скомпенсировать имеющимися конденсаторными установками.
8. Решается задача оптимального распределения источников реактивной мощности (ИРМ) с учетом необходимости компенсации реактивной мощности ∆Q0 (n) при ограничениях, накладываемых
загрузкой СД и допустимыми диапазонами изменения их токов возбуждения, а также ограничениях, связанных с дискретностью переключения конденсаторных установок. Обычно на практике, ИРМ располагают максимально близко к основным потребителям реактивной мощности – группам асинхронных двигателей. Если такой технологической возможности нет, то в этом случае и проводится дополнительный расчет вариантов расположения ИРМ, сопутствующих затрат и соответствующих потерь электроэнергии.
Т.к., для обеспечения минимума целевой функции необходимо минимизировать затраты на передачу реактивной мощности (они складываются из стоимости устройств компенсации реактивной мощности и стоимости самой реактивной мощности, которая остается некомпенсированной), т.е. произвести выбор оптимальных параметров конденсаторной установки в условиях определенного графика нагрузки узла нагрузки.
Основными параметрами, которые влияют на цену конденсаторной установки, являются номинальная генерируемая реактивная мощность и количество ступеней регулирования силовых конденсаторов, которое определяет плавность компенсации.
График нагрузки разбивается на ступени. Выбирается зона нечувствительности включения конденсаторной установки, то есть
82
такие значения потребляемой реактивной мощности, до достижения которых будет работать следующая ступень конденсаторной батареи. Далее подбирается номинальная реактивная мощность конденсаторной установки и последовательно проводится расчет затрат при увеличении числа ступеней регулирования.
Максимальная мощность конденсаторной батареи выбирается исходя из текущего и требуемого значений cosφ. Далее по значению дискретности, определенному ранее, вычисляется время включения каждой ступени конденсаторной установки и значение общей некомпенсированной реактивной мощности.
некомп. = G ,HI
где – некомпенсированная реактивная мощность при включении i ступени конденсаторной батареи, кВАр/час.
= G{ потр.J − вкл. 7J},
J
где k – ступень графика нагрузки, на которой потребляемая реактивная мощность больше, чем реактивная мощность включения i ступени конденсаторной установки, но меньше, чем реактивная мощность i+1 конденсаторной установки,
потр.J – реактивная мощность, потребляемая на k ступени графика нагрузки,
7J – время потребления реактивной мощности на k ступени графика нагрузки,
вкл. – значение реактивной мощности, при котором включается i ступень конденсаторной батареи.
Таким образом, общие затраты составят:
З = Цр некомп. + Цку,
где Цр – цена потребленной реактивной мощности, р·кВАр/час, Цку – цена конденсаторной установки, которая зависит от
номинальной реактивной мощности и количества ступеней
83
регулирования, р.
Затем, по вычисленным значениям затрат для конденсаторных установок с разным количеством ступеней регулирования определяется вариант с наименьшим значением затрат, который будет являться оптимальным для данного графика нагрузки.
Для автоматизированного расчета затрат на мероприятия по компенсации реактивной мощности, может быть использован описанный алгоритм с реализации в программе «Matlab». Для осуществления расчетов по данному алгоритму необходимо задать начальные параметры: kmax – число ступеней графика нагрузки, imax – максимально допустимое число ступеней регулирования конденсаторной батареи при расчете, C(i) – цена конденсаторной установки с числом ступеней регулирования i, Crp – цена 1кВАр/час, Qp(k) – реактивная мощность, потребляемая на ступени k графика нагрузки, t(k) – продолжительность ступени k графика нагрузки, Qku(i) – дискретность включения ступеней конденсаторной батареи в порядке возрастания (отсутствующие ступени заменяются на 0).
Так, в качестве примера расчета (решается задача определения суммарного значения некомпенсированной реактивной мощности, суммарных затрат при использовании конденсаторных установок (КУ) с различным количеством ступеней регулирования, минимальное значение затрат) эффективности компенсации реактивной мощности с помощью конденсаторных установок взята насосной станции с типовым графиком нагрузки (рис. 3.12).
84
Рис. 3.12. График нагрузки насосной станции
Аппроксимируя реальный график нагрузки, получаем начальные параметры для алгоритма расчета: k = 5; Qp(k) = 60, 200, 140, 200, 140 кВАр; t(k) = 6, 6, 7, 4, 1 ч. Остальные значения примем равными: imax = 3; C(i) = 10000, 12000, 15000 р; Crp = 2 р·кВАр/ч; Qku = 200, 0, 0; 140, 200, 0; 60, 140, 200. В результате вычислений получим, что при 1 ступени регулирования общая некомпенсированная мощность составит 1480 кВАр, суммарные затраты – 12960р, при 2-х ступенях регулирования общая некомпенсированная мощность - 360 кВАр, общие затраты – 12720р, при 3-х ступенях регулирования общая некомпенсированная мощность - 0 кВАр, общие затраты – 15000р. Результаты вычислений для наглядности и удобства дальнейшего анализа переводятся в графическую форму. Так, для различных типов нагрузки (рис. 3.13 80% - асинхронные двигатели, 20%- осветительная нагрузка; рис. 3.14 20%- асинхронные двигатели, 80%- осветительная нагрузка) построены трехмерные графические зависимости суммарных затрат от напряжения, установленного в контрольной точке рассматриваемого узла нагрузки и количества ступеней конденсаторной установки (энергоэкономические характеристики типовых узлов нагрузок).
85
Рис. 3.13. Энергоэкономическая характеристика узла со следующей нагрузкой 80% - асинхронные двигатели, 20%- осветительная нагрузка.
86
Рис. 3.14. Энергоэкономическая характеристика узла со следующей нагрузкой 20%- асинхронные двигатели, 80%- осветительная нагрузка.
На данных трехмерных графических зависимостях фиксируются: по вертикальной оси суммарные затраты, по другим двум напряжение (0,9, 0,95, 1, 1,05, 1,1, 1,15 от Uн) и число ступеней КУ (от 1 до 4). По таким графикам удобно проводить анализ оптимизации режима работы типовых узлов нагрузки, определяя оптимальные значения напряжения, установленной реактивной мощности КУ и количества ступеней ее регулирования.
Так, например, для приведенных выше параметров узла нагрузки (рис. 3.13) можно рекомендовать в качестве оптимального напряжения величину 233В и 2 ступени КУ.
А для приведенных выше параметров узла нагрузки (рис. 3.14) можно рекомендовать в качестве оптимального напряжения величину 198В и 4 ступени КУ. Причем, при этом варианте, увеличиваются общие затраты. Таким образом, проведя на основании исходных данных серию расчетов по приведенным выше алгоритмам, можно получить весьма информативную картину
87
анализа по нахождению оптимальных режимов работы типовых узлов нагрузки.
Глава 4. АППАРАТНЫЕ СРЕДСТВА УПРАВЛЕНИЯ РЕЖИМАМИ УЗЛОВ НАГРУЗКИ РЕГИОНАЛЬНЫХ СЕТЕЙ ЭЛЕКТРОСНАБЖЕНИЯ
В свете насущной необходимости эффективного управления режимами систем энергоснабжения, в настоящее время начинаются работы по определению подходов к построению концепции создания интеллектуальной энергетической системы в России. При этом особое внимание должно быть уделено проблемам регионального развития (исходя из их доли в общей структуре энергетической отрасли).
Выдвигаются новые требования к структуре топливноэнергетического баланса, новой схеме сегментации и иерархии организационной структуры электроэнергетики, к оптимизации межсистемных перетоков базисного и переменного вида. Это, в свою очередь, определяет необходимость развития активно-адаптивной сети (магистральных и распределительных линий электропередачи и автоматизированных систем контроля и управления) в рамках ЕЭС России и региональных электрических связей.
Основные характеристики технологии SmartGrid подробно описаны в монографии 1. Ниже отметим коротко лишь основные моменты.
Технология Smart Grid – представляет собой автоматизированную систему, оптимизирующую энергозатраты, позволяющую перераспределять электроэнергию. "Интеллектуальные" сети – комплекс технических средств, позволяющий оперативно менять характеристики электрической сети. На технологическом уровне происходит объединение электрических сетей, потребителей и производителей электричества в единую автоматизированную систему, которая в реальном времени позволяет отслеживать и контролировать режимы работы всех участников процесса.
При традиционном распределении электроэнергии ток по проводам поступает от станции к потребителю и подается в соответствии с заранее заданным уровнем напряжения и сопротивления. Если внедрить "интеллектуальные" сети в энергосистему, то они смогут самостоятельно регулировать подачу
88
электроэнергии в зависимости от снижения или увеличения режима потребления.
Ежегодно при передаче теряется огромное количество электроэнергии.
Использование "умных" сетей позволяет не только значительно сократить потери, но и более эффективно использовать имеющуюся энергию: интегрировать и распределять энергию из альтернативных источников, в автоматическом режиме диагностировать и устранять возникающие проблемы, поставлять электроэнергию в необходимом количестве, сократить затраты энергоресурсов, сократить выбросы в атмосферу углекислого газа.
Современная система управления распределением электроэнергии способна управлять распределительной сетью описанными выше способами, оптимизируя потери и эксплуатационные расходы, обеспечивая надежность энергоснабжения и безопасность обслуживания сети распределения электроэнергии.
Главным преимуществом новой технологии Smart Grid является двусторонняя связь с потребителем электроэнергии.
Силовые устройства играют решающую роль в части аппаратной реализации концепции Smart Gird на уровне распределительных сетей. Их укрупненно можно разделить на следующие основные группы:
–устройства регулирования (компенсации) реактивной мощности и напряжения, подключаемые к сетям параллельно;
–устройства регулирования (компенсации) реактивной мощности и напряжения, подключаемые к сетям последовательно;
–устройства, сочетающие функции первых двух групп – устройства продольно-поперечного включения;
–устройства ограничения токов короткого замыкания; Перечисленные элементы ЭЭС являются основой важного
направления Smart Grid - использование гибких систем электропередачи переменного тока Flexible Alternative Current Transmission System или FACTS.
FACTS – это электропередачи переменного тока, оснащенные устройствами современной силовой электроники с применением, которой осуществляется преобразование функции электрической сети из существующей «пассивной» в «активную».
Гибкие линии позволяют:
89
•повысить пропускную способность существующих линий вплоть до теплового предела по нагреву проводов;
•обеспечить принудительное распределение мощности
всложной неоднородной сети в соответствии с требованиями диспетчера;
•повысить устойчивость систем, узлов нагрузки и ее отдельных элементов.
Учитывая, что мощность, передаваемая по линии переменного тока, зависит от напряжений по концам линии, фазового угла сдвига между ними и суммарного реактивного сопротивления этой линии. Поэтому управление мощностью такой линии может быть осуществлено:
•путем стабилизации напряжений по ее концам, поскольку напряжения в узлах сложной сети могут меняться, а в некоторых режимах, особенно послеаварийных, могут достигать критически низких значений;
•изменением фазового сдвига между напряжениями по
концам линии;
•изменением суммарного реактивного сопротивления
линии;
•комбинацией этих способов.
В соответствии с этим все устройства, предназначенные для регулирования мощности и пропускной способности линий переменного тока, могут быть разделены на несколько типов.
К первому из них относятся статические управляемые источники реактивной мощности, которые получили название статические тиристорные компенсаторы (СТК) и предназначены для стабилизации напряжения в соответствующих узлах электрической сети и, следовательно, повышения ее пропускной способности. С этой точки зрения СТК аналогичны обычным синхронным компенсаторам, однако в отличие от последних обладают существенно более высоким быстродействием.
Ко второму типу устройств относятся устройства, позволяющие изменять суммарное реактивное сопротивление линии. Поскольку последнее является, главным образом, индуктивным сопротивлением, то оно может быть изменено путем последовательного включения в линию емкости или последовательного введения в линию дополнительного напряжения, эквивалентного напряжению на этой емкости.
90