Содержание
Ка известно, что для улучшения качества напряжения и повышения экономичности работы электрической сети необходимо выбирать оптимальные значения коэффициентов трансформации, которые в общем случае могут быть комплексными.
В данной статье рассмотрим возможные решения данного вопроса.
Описание предметной области исследований
Поскольку режимы электрических систем, содержащих замкнутые электрические сети различных номинальных напряжений, не являются достаточно экономичными из-за проявления электрической неоднородности согласно работе [1].
Следовательно отношение (1) для всех ветвей схемы не выполняется:
(1)
Поскольку основными средствами регулирования напряжения путем изменения коэффициентов трансформации являются силовые трансформаторы, снабженные РПН — устройством переключения регулировочных ответвлений под нагрузкой.
Поэтому данное решение имеет следующие преимущества:
- Данное устройство, встроенное в трансформатор, дает наиболее экономичное решение и при этом коэффициент трансформации представляет собой вещественное число.
- Блок оптимизации комплексных коэффициентов трансформации является одной из частных задач комплексной оптимизации установившихся режимов электрических систем.
Его реализация производится с учетом решения, полученного на верхних уровнях алгоритма оптимизации режима.
Полученные значения коэффициентов трансформации могут быть положены в основу дальнейших расчетов послеоптимизационных режимов.
При решении задачи оптимизации положений устройств встречного регулирования напряжения трансформаторов минимизируемой функцией, в общем случае, являются суммарные по системе потери активной мощности согласно работе [2].
Математическая формулировка при этом состоит в определении минимума функции суммарных потерь активной мощности сети:
(2)
где
- КТ — коэффициент трансформации регулируемых трансформаторов.
- ΔPΣ— суммарные потери активной мощности сети.
При этом данная задача решается в условиях ограничений по уровням напряжений в узлах сети и по диапазонам регулирования трансформаторов:
(3)
(4)
где
- U — вектор напряжений в узлах сети.
Для того чтобы осуществить поиск минимума целевой функции (2) необходимо, прежде всего, создать модель исследуемой энергосистемы.
Описание алгоритмов расчетов предлагаемого решения
Создание модели исследуемой энергосистемы наиболее удобно производить на базе программного комплекса (ПК) RastrWin3 из работы [3].
Алгоритм создания расчетной модели исследуемой энергосистемы в ПК RastrWin3 представлен на рисунке 1:
После создания расчетной модели производится расчет двух режимов:
- Среднего максимума.
- Среднего минимума.
Данные режимы определяются на основании следующих факторов:
- Режим среднего максимума создается на основе средних значений потребляемой активной и реактивной мощности за 8 часов с наиболее высокой суммарной нагрузкой исследуемой сети.
- Режим среднего минимума, соответственно, за 8 часов с наименьшей нагрузкой исследуемой сети за сутки.
Принятые допущения при анализе режимов:
- Режим среднего максимума является базисным для определения глобального минимума целевой функции, то есть таких положений РПН, ПБВ при которых потери в электрической сети минимальны без учета ограничений.
- Режим среднего минимума является базисным для проверки выполнения ограничения (3), так как именно в минимальном режиме напряжение сильнее всего отклоняется от номинальных значений.
После того, как подготовка расчетных режимов завершена можно приступить непосредственно к оптимизации положений устройств встречного регулирования напряжения трансформаторов.
Для этого удобно воспользоваться методом покоординатного спуска.
Суть метода покоординатного спуска заключается в следующем:
- Пусть n1 и n2 переменные (положении РПН трансформаторов Т-1, Т-2 одной подстанции), по которым осуществляется поиск.
- ΔР=ƒ(n1, n2) — целевая функция, подлежащая оптимизации.
- Функция ƒ(n1, n2) вычисляется каждый раз, когда выбираются следующие значения n1 и/или n2.
- Прежде всего, задаются начальными значениями (определяются действующими положениями РПН или ПБВ) n1(0) и n2(0) и вычисляется значение ΔР=ƒ(n1(0),n2(0)).
- Изменим n1 на величину некоторого шага Δn1(1).
- Предположим, что мы увеличили n1, следовательно получим n1(1) = n1(0) + Δn1(1). Вычислим ΔР = ƒ(n1(1), n2(0)).
- Если это значение больше, чем ΔР=ƒ(n1(0), n2(0)), то этот шаг бракуется и делается шаг в противоположном направлении n1(0) = n1(0) — Δn1(1).
- Снова вычисляется ΔР=ƒ(n1(1), n2(0)). Если оно меньше, чем ΔР = ƒ(n1(0), n2(0)), то, очевидно, следует продолжать движение в данном направлении, уменьшая n1 (координату n1).
- Величина шага может при этом меняться.
- Движение по n1 продолжается до тех пор, пока ΔР= ƒ(n1(1), n2(0)) не перестанет уменьшаться или n1 не достигнет своего предельно допустимого значения.
- Затем n1 остается неизменным и равным значению, при котором целевая функция достигла наименьшего значения, и начинает меняться n2 (координата n2) в направлении, соответствующем уменьшению целевой функции.
- Когда возможности n2 будут исчерпаны, вновь переходят к изменению n1 а потом опять к изменению n2.
- Так поступают, пока целевая функция продолжает уменьшаться.
- Процесс поиска прекращается, как только ΔР=ƒ(n1, n2) уже невозможно уменьшить с помощью изменения n1 и n2.
- После получения глобального минимума в режиме среднего максимума осуществляется проверка ограничения (3) в режиме среднего минимума нагрузок.
- Если условие не выполняется, то осуществляется возврат к предыдущему шагу.
Практические расчеты и экономический эффект от оптимизации
Также метод покоординатного спуска можно изобразить в виде блочного алгоритма, который представлен на рисунке 2:
После определения оптимальных положений устройств встречного регулирования напряжения производится оценка экономического эффекта от снижения потерь активной мощности за различные периоды времени:
- Сутки.
- Месяц.
- Год.
Для оценки эффективности оптимизации положений устройств встречного регулирования напряжения, приведенная выше последовательность действий была реализована в рамках распределительной сети 35-110 кВ филиала ОАО «МРСК Сибири» — «Кузбассэнерго — РЭС».
В результате теоретически было показано, что потери активной мощности в распределительной сети 35-110 кВ, путем оптимизации положений устройств встречного регулирования напряжения трансформаторов, можно снизить на 1,45 %.
При этом полученное снижение потерь активной мощности в распределительной сети 35-110 кВ достигается в основном за счет сети 35 кВ, где потери активной мощности были снижены на 6,2%.
Для наглядности эффект от оптимизации положений устройств встречного регулирования напряжения представлен на рисунке 3:
где
- Синим цветом показано распределение потерь активной мощности в течение суток до оптимизации положений устройств встречного регулирования напряжения.
- Красным — после оптимизации.
Возможный экономический эффект от оптимизации текущего режима распределительной сети 35-110 кВ филиала ОАО «МРСК Сибири» — «Кузбассэнерго — РЭС» путем оптимизации положений устройств встречного регулирования напряжения.
Данный эффект оценивается по формуле:
(5)
где
- ЭГ — годовая экономия в оплате электроэнергии, кВт.
- ΔP1 — потери активной мощности до оптимизации, кВт.
- ΔP2 — потери активной мощности после оптимизации, кВт.
- Тα — тариф на потери активной энергии, руб/кВт-ч, принимается равным 0,99 руб/кВт ч.
При этом годовая экономия в оплате электроэнергии за счет снижения потерь активной мощности в сетях 35-110 кВ филиала ОАО «МРСК Сибири» — «Кузбассэнерго — РЭС» составила бы:
- ЭГ = (59339,99-57707,4)-0,99*8760 = 14158 тыс. руб.
Таким образом, осуществление оптимизации положений устройств встречного регулирования напряжения трансформаторов в рамках распределительных сетей 35-110 кВ филиала ОАО «МРСК Сибири» — «Кузбассэнерго — РЭС» позволило бы снизить потери электрической энергии в сетях.
Предложенный способ позволяет сэкономить:
- 14,3 млн. кВт-ч в год.
- В денежном эквиваленте при средней стоимости потерь активной мощности 0,99 руб/кВт составляет 14158 тыс. руб. за год.
Полученные результаты показывают, что оптимизация положений устройств встречного регулирования трансформаторов является одним из наиболее простых и эффективных методов беззатратной оптимизации электрических режимов.
Список литературы
- Оптимизация режимов электростанций и энергосистем / В.А. Веников, В.Г. Журавлев, Т.А. Филиппова — Москва: Энергоатомиздат, 1990 год, страница 352.
- Оптимизация режимов электростанций и энергосистем / Т.А. Филиппова, Ю.М. Сидоркин, А.Г. Русина — Новосибирск: Издательство НГТУ, 2011 год, страница 401.
- Программный комплекс «RastrWin3», Документация пользователя — Екатеринбург, 2011 год, страница 236.
- Анализ потерь напряжения в распределительных электрических сетях.
Источник: Сравнение функциональных возможностей существующих программных средств расчета и анализа электрических режимов. / Ф.С. Непша, Г.В. Отдельнова, О.А. Савинкина // Вестник КузГТУ, 2013 год, №2, страницы 116-118.
