ЭКВИВАЛЕНТИРОВАНИЕ ПРИ РАСЧЕТАХ УСТАНОВИВШИХСЯ РЕЖИМОВ При решении

ЭКВИВАЛЕНТИРОВАНИЕ ПРИ РАСЧЕТАХ УСТАНОВИВШИХСЯ РЕЖИМОВ

При решении значительного числа практических задач, возникающих при анализе установившихся режимов при проектировании и эксплуатации электрических систем, не представляется возможным выполнять расчеты с учетом всех влияющих факторов. Так, например, при анализе, режима системообразующих связей с номинальным напряжением 500 к. В и выше нет необходимости в полном учете конфигурации сети 110 к. В в учете истинных сопротивлений отдельных линий этой сети и генерируемых ими реактивных мощностей.

Под эквивалентированием электрической системы понимается совокупность операций, направленных на упрощение структуры как исходной системы (схем замещения), так и ее математической модели с заданной точностью. Эквивалентирование предусматривает уменьшение размерности решаемой задачи и создание упрощенных моделей, что позволяет сократить объем вычислений, повысить обозримость и наглядность получаемых результатов, облегчает их анализ.

Диспетчерский персонал интересуют режимы только тех элементов электрической сети, которые находятся в их ведении. В связи с этим неизбежно сжатие информации при переходе с одного уровня иерархии управления на другой и формирование эквивалентных моделей как на данном уровне диспетчерского управления, так и на смежных с ним уровнях. Эквивалентирование является необходимым инструментом, с помощью которого создаются эквивалентные модели, используемые при планировании нормальных электрических режимов ЭЭС.

Эквивалентирование тесным образом связано с формированием базовых расчетных моделей электрической сети на этих уровнях. При этом на каждом уровне формируется эквивалентная модель электрической сети для ее использования на данном уровне, а также эквивалентные модели или фрагменты для передачи их на верхний и нижний уровни.

Для решения различных задач используются различные эквиваленты, учитывающие их особенности. В качестве критериев эквивалентирования используется сохранение режима в узле примыкания, баланса мощностей и токов до эквивалентирования и после него, близости предельных режимов и переходных процессов исходной и эквивалентной моделей и т. п.

Введение в расчетную практику той или иной упрощенной модели неизбежно вызывает некоторые расхождения в результатах расчета реального объекта и его модели. Это объясняется тем, что модели всегда соответствует более простая система уравнений, нежели для реального объекта исследования. Поэтому полного соответствия всех количественных качественных характеристик электрической системы и упрощенной модели добиться нельзя. Однако при построении модели можно получить близкое или даже полное совпадение, некоторых характеристик модели и исходной электрической системы, являющихся предметом исследования.

При эквивалентировании для расчетов установившихся режимов применяются методы, основанные на преобразовании пассивных элементов электрической сети, причем генераторы и нагрузки выделенных для упрощения участков также представляются в виде пассивных элементов. При этом эквивалентируемая часть сети присоединятся к оставшиеся модели сети

Требования к эвивалентированию электрической сети остаются одинаковыми на каждом уровне, однако с переходом на более высокий уровень возрастает размерность решаемой задачи и ужесточается требование адекватности исходной и эквивалентной моделей в отношении близости предельных перетоков по межсистемным линиям связи, определяющих надежность работы ОЭС и ЕЭС.

Возможны два подхода к построению эквивалентных схем: 1. Исходная схема ЭЭС заменяется более простой, по которой проводятся расчеты. Однако при таком подходе трудно организовать сопоставительные расчеты. 2. Исходная схема системы разбивается на подсистемы, каждая из которых содержит относительно малое число узлов. Отдельные подсистемы заменяются упрощенными системами, в которых близость стационарных режимов оценивается путем проведения сопоставительных расчетов. Все упрощенные системы объединяются в одну эквивалентную ЭЭС сравнительно небольшой размерности с тем, чтобы исследовать с ее помощью стационарные режимы исходной системы.

• Исходная система - объект, представляющий собой совокупность узлов и ветвей и подвергаемый упрощению. • При составлении заданий на эквивалентирование рекомендуется использовать следующую терминологию: • Упрощение - операция сокращение количества узлов, ветвей, генераторов и регулирующих устройств изолированного участка. • Модель - объект, полученный в результате упрощения и предназначенный для замены изолированного участка. • Эквивалентирование района - операция присоединения моделей всех изолированных участков выделенной части к оставшейся (не упрощаемой) части. • Эквивалентная схема района - объект, полученный в результате эквивалентирования района. • Эквивалентирование исходной системы - операция объединения эквивалентных схем районов в одну эквивалентную схему. • Эквивалентная схема исходной системы - объект, полученный в результате эквивалентирования исходной системы.

Входной информацией для программы эквивалентирования являются данные об исходной ЭЭС и ее районах и данные с заданием на эквивалентирование. Задание на эквивалентирование может быть сформулировано различными способами: • перечисленем узлов (и диапазонов узлов) выделенной или оставшейся части, • заданием списка линий разреза, с помощью перечисления эквивалентируемых ступеней номинальных напряжений, • путем сочетания указанных способов.

Эквивалентирование производится в точке характерного режима ЭЭС, каким может быть зимний максимум нагрузок, летний минимум нагрузок или другой длительно возможный режим для данной ЭЭС. Существующие программы эквивалентирования обеспечивают совпадение установившихся режимов в исходной и эквивалентной системах, неизменность перетоков мощности из не упрощаемой части в упрощаемую, разнос генерации и потребления по узлам примыкания с учетом потерь в упрощаемой части.

Исходной информацией для эквивалентирования является результаты предварительных расчетов УР электрической сети: значения узловых напряжений, нагрузки с учетом СХН, генерация активной и реактивной мощностей.

Параметры эквивалентной сети: • узловые активные и реактивные мощности граничных генерирующих (в индексе г) и нагрузочных (н) узлов Рг, QT, Рн, QH. При этом, как правило, сохраняются неизменными исходные мощности, а в составе перенесенной мощности указываются значения мощностей ряда узлов. Мощность генерации преобразуется без учета потерь по ветвям, а мощность нагрузки корректируется с учет • узловые шунты. Кроме исходных значений они могут содержать составляющие, получаемые при эквивалентировании упрощаемой части электрической сети. Параллельно ветви между узлами примыкания может подключаться только одна эквивалентная ветвь с рассчитанными значениями проводимости и коэффициента трансформации.

Перспективным представляется подход, основанный на PEN-эквивалентах, а также подход, основанный на применении функциональных характеристик подсистем

Эквивалентирование в программе РАСТР Основной принцип эквивалентирования таков: не должен измениться режим сохранившейся части схемы, т. е. в ней до и после эквивалентирования должны быть одни и те же напряжения узлов и мощности ветвей. Обычно эквивалентирование основано на известном преобразовании многолучевой звезды в многоугольник.

При эквивалентировании различают три группы узлов: • эквивалентируемые узлы — т. е. узлы, удаляемые из схемы; • сохраняемые узлы — т. е. узлы, параметры которых остаются неизменными; • узлы примыкания — сохраняемые узлы, связанные хотя бы с одним из эквивалентируемых. После выполнения эквивалентирования в узлах примыкания появляются дополнительные мощности нагрузки и генерации, активные и реактивные шунты и ветви между этими узлами.

Эквивалентирование требует предварительно сбалансированного режима; если режим не сбалансирован, автоматически выполняется предварительная балансировка. Эквивалентирование не может быть выполнено для разошедшегося расчета режима. Эквивалентная схема становится текущей, замещает исходную и является сбалансированной.

Оптимальный режим энергосистемы

• Оптимальный режим энергосистемы – это такой режим из допустимых, т. е. удовлетворяющих условиям надежности и качества электроэнергии, при котором обеспечивается минимум суммарного расхода условного топлива (замыкающих затрат на топливо) при заданной в каждый момент времени нагрузке потребителей.

Основные задачи, решаемые при оптимизации режима: • распределение активных мощностей между генераторами ЭС и между ЭС ЭЭС, соответствующее минимуму суммарного расхода условного топлива, с учетом потерь активной мощности в сетях. Эта задача решается методом относительных приростов; • оптимизация режима ЭЭС, 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 ЭС, 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.

Оптимальное управление режимами достигается различными способами: • путем выбора конфигурации электрических сетей; • выбором состава включенного в работу оборудования; • управлением параметрами режима энергосистемы.

Оптимизацией режима электроэнергетической системы занимаются на разных уровнях: • проектировщики, которые рассматривают режимы на длительный период (на перспективу) – 1 -5, 5 -10, 10 -20 лет; • персонал службы режимов рассматривает перспективные режимы на сутки, месяц, сезон; • оперативный персонал станций, электрических сетей, энергосистемы, который рассматривает текущий режим.

Задачу оптимизации параметров начинают решать уже на стадии выбора основных проектных решений, таких, например, как выбор конфигурации сети, номинального напряжения линий, площади; сечений их проводов и др. При этом основная цель заключается в достижении требуемого технического эффекта (необходимых пропускной способности, надежности электроснабжения, качества напряжения и т. п. ) с минимально возможными денежными затратами

После выбора основных параметров для достижения заданного технического эффекта решается дополнительная задача применения дополнительных устройств и оптимизации их параметров, которая преимущественно нацелена на получение дополнительного экономического эффекта, который, достигается за счет снижения потерь электроэнергии, хотя попутно могут улучшаться и технические возможности сети (например, повышение пропускной способности, надежности и т. п. ).

Пути оптимизации параметров и режимов систем передачи и распределения электроэнергии • Повышение номинального напряжения системообразующих и межсистемных электропередач. • Установка устройств поперечной и продольной компенсации в протяженных электропередачах. • Повышение номинального напряжения распределительных электрических сетей. • Установка устройств компенсации реактивной мощности в системообр» -чующих электрических сетях.

• Рациональная компенсация реактивной мощности в распределительных сетях • Установка устройств принудительного распределения мощностей в неоднородных замкнутых сетях. • Установка дополнительных устройств регулирования напряжения • Замена проводов перегруженных линий электропередачи на провода большей площади сечения. • Упорядочение мощностей (перемещение) трансформаторов в распределительных сетях.

• Замена морально устаревших трансформаторов в распределительных сетях на трансформаторы с меньшими потерями мощности холостого хода. • Увеличение рабочей мощности установленных в сети синхронных компенсаторов. • Установка на подстанциях дополнительных параллельных трансформаторов. • Сооружение дополнительных линий и подстанций. • Сокращение продолжительности сооружения линий и подстанций. • Оснащение действующих батарей конденсаторов устройствами автоматического регулирования их мощности. • Использование теплоты, отбираемой от трансформаторов подстанций. • Установка в сетях накопителей энергии. • Применение проводов воздушных линий с пониженным активным сопротивлением.

Эксплуатационные пути оптимизации режимов, не требующие дополнительных капитальных затрат • Повышение уровня рабочего напряжения в разомкнутых распределительных сетях. • Выбор рациональных законов регулирования напряжения в центрах питания распределительных сетей. • Оптимизация режимов напряжения электропередач сверхвысокого напряжения. • Оптимизация режимов напряжения и реактивных мощностей в системообразующих сетях. • Управление потоками мощности в неоднородных замкнутых сетях. • Управление потоками реактивной мощности в разомкнутых сетях. • Оптимизация мест размыкания замкнутых сетей 35 к. В и выше с различными номинальными напряжениями линий в контурах.

Эксплуатационные пути оптимизации режимов, не требующие дополнительных капитальных затрат • Оптимизация мест размыкания замкнутых распределительных сетей 6— 10 к. В и 0, 38 к. В. • Оптимизация режимов работы трансформаторов на подстанциях. • Выравнивание нагрузки параллельных элементов сети, имеющих одинаковые параметры. • Выравнивание графика нагрузки сети за счет управления электропотреблением. • Перевод генераторов в режим синхронных компенсаторов. • Выравнивание нагрузок фаз трехфазной сети. • Сокращение продолжительности ремонтов элементов электрической сети.

Для обеспечения максимальной экономичности режима в распоряжении диспетчеров энергосистемы имеется ряд следующих возможностей: • оптимальное распределение активной и реактивной мощностей между генерирующими источниками, включенными в работу; • оптимальный выбор включенных в работу агрегатов (котлов турбогенераторов); • оптимальное назначение оперативного резерва мощности в энергосистеме; • выбор оптимальной схемы энергосистемы; • оптимальное регулирование частоты и напряжений.

Для оптимизации параметров предварительно должен быть выбран критерий оптимизации. При наиболее общем подходе обычно в качестве показателя эффективности решений выступает не один, а несколько критериев, т. е. приходится решать многокритериальную задачу. Например, в качестве критериев могут выступать капитальные затраты, потери электроэнергии, пропускная способность сети, степень надежности электроснабжения, степень воздействия на окружающую среду и др. В простейшем случае многокритериальная задача сводится к однокритериальной, в которой оптимизация параметров объекта осуществляется по одному критерию принятому за главный, а остальные критерии учитываются в виде ограничений

Оптимизации режима электрической сети по напряжению и реактивной мощности Для центров питания с возможностью независимого регулирования напряжения (в пределах, ограниченных располагаемыми техническими средствами) устанавливаются графики желательных и предельно допустимых уровней напряжения, и эти центры служат контрольными точками по режиму напряжения. Кроме того, выбираются контрольные точки по напряжению в узлах основной сети, поддержанием заданного графика в которых обеспечиваются требуемые уровни напряжения в центрах питания, не имеющих собственных (местных) средств регулирования напряжения.

Общий фрагмент схемы замещения электрической сети