3836

Статические характеристики нагрузки могут быть получены тремя способами:

•При выполнении экспериментальных исследований с изменением напряжения или частоты

•При расчёте с детальным учётом состава нагрузки

•С использованием статистических данных

Важным показателем нагрузки для работы энергетической системы является так называемый регулирующий эффект. Под регулирующим эффектом нагрузки понимают явления, заключающиеся в изменении активной и реактивной мощности нагрузки при изменении напряжения или частоты на её шинах.

Численно регулирующий эффект определяют как изменения активной или реактивной мощности нагрузки на единицу изменения напряжения или частоты.

Регулирующие эффекты нагрузки достаточно точно характеризуют изменения мощности, потребляемой нагрузкой, при малых отклонениях напряжения или частоты. При больших изменениях или из-за нелинейности статических характеристик регулирующие эффекты нельзя использовать для оценки изменения мощности нагрузки.

Регулирующий эффект комплексной нагрузки при изменении напряжения вблизи номинальных значений, выраженный в относительных единицах, обычно составляет (1.5…4) для реактивной мощности и (0.3…1) для активной мощности.

Регулирующий эффект комплексной нагрузки при изменении частоты в области номинальных значений составляет (1…3) для реактивной мощности и (1…6) для активной мощности.

Статические характеристики нагрузок более полно отражают свойства нагрузки, чем в случае задания нагрузки постоянным по модулю и фазе током, постоянной по модулю мощностью, проводимостью или сопротивлением, но их использование приводит к усложнению расчётов. Во многих случаях эти характеристики не известны и возможно применение лишь типовых СХН.

Необходимо отметить, что свойства нагрузки оказывают непосредственное влияние на устойчивость работы энергосистемы в целом. Однако характеристики нагрузки существенны не только с этой точки зрения. Дело в том, что в определённых условиях нагрузка сама может оказаться неустойчивой. Так, например, известно, что у асинхронных и синхронных двигателей, которые

21

обычно и представляют основную часть нагрузки электроэнергетической системы, при значительном снижении напряжения на их выводах происходит их опрокидывание, и они останавливаются.

Значение критического напряжения, критического скольжения и максимальной мощности характеризуют предельное состояние режима по устойчивости асинхронной нагрузки [24]

Зная эти предельные параметры и параметры при номинальном режиме, можно оценить запас статической устойчивости.

Нагрузка электроэнергетических систем состоит из различного рода потребителей, и, как показано было выше, двигатели составляют в ней значительную долю. Для оценки устойчивости узла нагрузки, в принципе можно использовать критерий устойчивости для асинхронного двигателя. Однако вычисление производной dP/ds возможно лишь при условии представления множества двигателей узла нагрузки одним эквивалентным. Определение параметров эквивалентного двигателя затруднительно, что заставляет искать другие решения, позволяющие подойти к оценке устойчивости узла нагрузки. Одним из таких решений является использование статических характеристик нагрузки. СХН комплексной нагрузки представляют зависимость активной и реактивной мощности потребителей, входящих в состав узла нагрузки, от напряжения на шинах включения нагрузки.

Одним из критериев, позволяющим оценить устойчивость узла нагрузки в целом является знак производной эквивалентной ЭДС системы, питающей нагрузку, по напряжению (критерий устойчивости Жданова).

Однако следует отметить, что в узлах нагрузки помимо асинхронных двигателей могут содержаться также и крупные синхронные двигатели, причем соотношения между их мощностями зависит от конкретного состава нагрузки, различного для разных отраслей промышленности. Поэтому при расчётах динамической устойчивости узлов нагрузке более целесообразно учитывать конкретный состав нагрузки.

Описанные выше основные характеристики нагрузки не могут быть достаточно информативными, если мы не укажем еще и их энергоэффективные характеристики. Эта тема будет более полно

22

раскрыта в следующих разделах данной работы, касающихся методов оптимизации рабочих режимов работы нагрузки.

Рассмотренные распределительные сети электроснабжения могут эффективно функционировать лишь при комплексной модернизации ЭЭС на всех уровнях – от аппаратного и алгоритмического до организационно-экономического. Подобное реформирование, по сути, означает планомерный переход к концепции Smart Grid [11-15], в рамках которой возможна наиболее полноценная многопараметрическая оптимизация отрасли «в целом».

Что касается распределительных сетей энергоснабжения, например, в рамках данной концепции прогнозируется использование нового, альтернативного автоматизированного способа передачи и распределения электроэнергии, для городов с высокой плотностью нагрузки - гексагональная распределительная сеть 20 кВ.

Гексагональная распределительная сеть (ГРС) - гибкая интеллектуальная электрическая сеть, в виде совокупности территориально распределенных узлов нагрузки (УН), соединенных между собой проводниками унифицированного сечения и имеющая топологию в виде шестиугольников, стремящихся к правильной форме.

Это прототип гибкой, саморегулируемой, распределительной сети, способной менять свою конфигурацию в автоматическом режиме с целью оптимизации режима по условию потерь мощности загрузки источников питания, ограничения ТКЗ [25].

Одним из основных преимуществ ГРС по сравнению с существующими городскими распределительными сетями является соответствие требованиям активно-адаптивных сетей, благодаря возможности менять свою конфигурацию в зависимости от текущего режима. Узлы нагрузки в ГРС в большинстве случаев являются одинаковыми, поэтому целесообразно выполнять распределительные устройства трехлучевых узлов нагрузки. унифицированными и типовыми. Однако для этого необходима разработка принципиальных первичных электротехнических решений и систем управления, отвечающих требованиям гибкости распределительных сетей.

Подобные инновации неразрывно связаны с микропроцессорной техникой, цифровыми технологиями и силовыми системами коммуникации. Создание эффективных и

23

адаптивных алгоритмов функционирования электрических сетей, по которым будет работать данная концепция – аппаратная часть является наиболее важной задачей. Поэтому далее в исследовании, будет решаться вопрос реализации моделей активных устройств управления потоками мощности для регулирования амплитуд и фаз напряжений в узлах электрической сети и непосредственно у потребителей электроэнергии.

Глава 2. АВТОМАТИЗАЦИЯ СИСТЕМ УПРАВЛЕНИЯ ЭНЕРГОСБЕРЕЖЕНИЕМ РАСПРЕДЕЛИТЕЛЬНЫХ СЕТЕЙ

2.1. Развитие вопросов автоматизации систем управления энергохозяйством распределительных сетей

Современные ЭЭС, неотъемлемой частью которых являются распределительные (региональные) электрические сети электроснабжения, представляют собой очень сложную, высокотехнологичную структуру, от которой напрямую зависит успешное развитие всех отраслей экономики.

Как отмечалось в предыдущей главе, в свете современных тенденций развития ЭЭС в направлении концепции Smart Grid, современное управление последними полагает тотальную автоматизацию этих объектов на всех уровнях.

Действительно, распределительные электрические сети в этих системах являются нижним иерархическим звеном, неразрывно связанным с верхними уровнями управления. Это предопределяет возможность создания глубоко интегрированных иерархических систем, которые могут быть реализованы только на использовании цифровых технологий. Основой перехода к цифровым технологиям является техническое перевооружение и модернизация системы связи и телекоммуникаций с резким увеличением объема и скорости передачи информации. По экспертной оценке, внедрение Единой цифровой системы связи в энергетике может занять не менее 10–15 лет.

Основными тенденциями развития инфокоммуникационных сетей являются:

24

-повышение надежности и срока службы телекоммуникационных сетей (на основе, в первую очередь, волоконно-оптической технологии);

-разработка методов прогнозирования развития телекоммуникаций в регионах в зависимости от потребления электроэнергии;

-внедрение так называемых PLC-технологий использования электрических сетей 0,4–35 кВ для передачи любой информации с подстанций, энергопредприятий, промышленных предприятий в центры управления.

В этой связи следует отметить, что одним из главных признаков современных автоматизированных систем управления является интеграция множества программных продуктов в единое информационное пространство. Такие Интернет-технологии позволяют:

-обеспечить возможность интеграции продуктов таких компаний, как Microsoft, ORACLE, IBM и др.;

-обеспечить возможность последовательной интеграции существующих продуктов без существенных их изменений и перепрограммирования.

Так, на стыке географии, геодезии, топологии, обработки данных, информатики, инженерии, экологии, экономики, бизнеса, других дисциплин и областей человеческой деятельности, появились геоинформационные системы (ГИС) и созданные на их основе геоинформационные технологии (ГИС-технологии).

Они являются совокупностью компьютерных методов создания и анализа цифровых карт и привязанной к ним тематической информации для управления объектами электроэнергетики и, в первую очередь, электрическими сетями ОАО «ФСК ЕЭС».

На первом этапе ГИС использовались в качестве информационно-справочных систем.

Еще большие перспективы открываются в применении ГИСтехнологий при решении задач: оптимального планирования развития и проектирования; ремонтного и эксплуатационного обслуживания электрических сетей с учетом особенностей рельефа местности; оперативного управления сетями и ликвидацией аварий с учетом пространственной, тематической и оперативной информации

осостоянии сетевых объектов и режимах их работы. В последние

25

годы наметилась вполне определенная тенденция разработки интегрированных систем инженерных коммуникаций на единой топографической основе города, района, области, включающих в себя тепловые, электрические, газовые, водопроводные, телефонные и другие инженерные сети.

На основе вышеописанных технологий, достигается повышение экономичности и надежности распределения электрической энергии и мощности за счет обеспечения максимальной эффективности оперативно-технологической деятельности управляющих структур ЭЭС путем комплексной автоматизации процессов сбора, обработки, передачи информации и принятия решений.

Впервой главе данной работы была показана структура ЭЭС.

Всвязи с тем, что вопросы управления таких структур включают в себя не только технические аспекты, но и экономические, правовые, экологические и другие аспекты, целесообразно говорить о автоматизированных системах оперативно-диспетчерского управления распределительными сетевыми компаниями (АС РСК), а не сетями.

Структура автоматизированной системы оперативнодиспетчерского управления распределительных сетевых компаний (АС РСК) представляет собой распределенную иерархическую систему, на каждом уровне которой решается обязательный базовый состав задач, обеспечивающий выполнение основных функции оперативно-технологического управления. Отметим основные подсистемы АС РСК:

- автоматизированное оперативно-диспетчерское управление электрическими сетями, выполняющее функции:

а) текущего управления; б) оперативного управления и планирования;

в) контроля и управления электропотреблением; г) планирования и управления ремонтами;

- автоматизированное технологическое управление: а) релейной защитой и автоматикой; б) напряжением и реактивной мощностью;

- автоматизированная система коммерческого и технического учета электроэнергии (АСКУЭ);

- система связи, сбора, передачи и отображения информации.

26

Ниже рассмотрим более подробно основные функции, которые данные системы реализуют в настоящее время.

Направление снижения коммерческих потерь электроэнергии основа и обязательное условие функционирования оптового и розничного рынков электроэнергии. Это направление реализуется с помощью систем автоматизации учета электроэнергии (АСКУЭ).

Современные АСКУЭ должны создаваться на основе:

-стандартизации форматов и протоколов передачи данных;

-обеспечения дискретности учета, сбора и передачи данных коммерческого учета, необходимой для эффективного функционирования конкурентного розничного рынка электроэнергии;

-обеспечения расчета фактических и допустимых небалансов электроэнергии в электрических сетях, локализации небалансов и принятия мер по их снижению;

-взаимной увязки со средствами АСДУ, АСУ ТП и противоаварийной автоматики.

Особое значение для розничного рынка электроэнергии и для снижения потерь электроэнергии в электрических сетях имеет исключение самообслуживания (самосписания показаний) счетчиков электроэнергии бытовыми потребителями. Для этого во всем мире ведутся разработки АСКУЭ бытовых потребителей с передачей данных от счетчиков электроэнергии по силовой сети 0,4 кВ или по радиоканалам в центры сбора данных. В частности, широкое применение находят уже упомянутые выше PLC-технологии.

В настоящее время для повышения надежности работы распределительных сетей, сокращения времени поиска места повреждения и числа перерывов электроснабжения используют «магистральный принцип» построения таких сетей, основанный на оснащении сетей автоматическими пунктами секционирования (реклоузерами), совмещающих в себе функции:

-определения места повреждения;

-локализации повреждения;

-восстановления питания.

И, наконец, автоматизированные системы оперативнодиспетчерского управления распределительных сетевых компаний должны решать задачи по повышению эффективности регулирования напряжения и реактивной мощности.

А именно:

27

-повышение надежности и качества эксплуатационного обслуживания средств регулирования напряжения, в первую очередь, регулирования напряжения под нагрузкой и автоматическое регулирование напряжения и реактивной мощности;

-контроль и анализ графиков нагрузки потребителей и напряжений в узлах электрических сетей, повышение достоверности

иобъемов измерений реактивной мощности в распределительных сетях;

-внедрение и систематическое использование программного обеспечение по оптимизации законов регулирования напряжения и реактивной мощности в распределительных сетях, практическая реализация этих законов;

-организация дистанционного и автоматического управления отпайками трансформаторов из диспетчерских центров;

-установка дополнительных дистанционно управляемых средств регулирования напряжения, например, вольтодобавочных трансформаторов на магистралях длинных распределительных линий среднего напряжения, на которых средствами централизованного регулирования невозможно обеспечить допустимые отклонения напряжения в узлах сети;

-установка дополнительных дистанционно управляемых средств реактивной мощности в распределительных сетях.

Рассмотренная выше автоматизированная система оперативно-диспетчерского управления распределительных сетевых компаний (АС РСК) непосредственно связана с автоматизированными системами управления электрохозяйством (АСУ СЭС) отдельных объектов. Коротко отметим их основные функции:

-Определение потребности в ресурсах и планирование их расхода по видам деятельности предприятия.

-Управление производством, распределением и потреблением энергоресурсов.

-Анализ расхода энергетических ресурсов и затрат на их производство.

-Контроль состояния оборудования.

-Организация и управление техобслуживанием и ремонтом энергетического оборудования.

-Диагностика энергооборудования.

-Передача информации в смежные системы автоматизации.

28

Для реализации этих функций обычно используется функциональная модель АСУСЭС, приведенная на рис. 2.1.

29

Рис. 2.1. Функциональная модель АСУСЭС

АСУСЭС реализуется как децентрализованная автоматизированная система. Обычно, на объектах предусматривается организация удаленных АРМ, которые предоставляют доступ к информации нескольких уровней предприятия (рис. 2.2).

Рис. 2.2. Децентрализованная автоматизированная система

1.Уровень исполнительных и измерительных устройств

иконтроллеров — формирование данных.

2.Уровень расчетных и прикладных задач / уровень SCADA системы.

30