Размещено на http://www.allbest.ru/

Аннотация

Рассмотрены вопросы регулирования напряжения в электрических сетях ОАО «Калмэнерго». Приведено описание методов регулирования напряжения и оптимизации режимов электрических сетей. Приведено описание устройства и принципа работы устройства, регулирования напряжения трансформаторов под нагрузкой РНТА-35/320. Выполнен расчет себестоимости передачи и распределения электроэнергии в электрической сети Калмыцкого предприятия электрических сетей. Рассмотрен вопрос безопасности жизнедеятельности.

Содержание

Ведомость дипломного проекта

Введение

1. Методы и технические средства регулирования напряжения

1.1 Основные показатели качества электроэнергии

1.2 Ущерб потребителей от недостаточного качества электроэнергии

1.3 Методы регулирования напряжения в распределительных сетях

1.4 Технические средства регулирования напряжения

2. Оптимизация режимов электрических сетей по напряжению и реактивной мощности

2.1 Общие положения по оптимизации режимов энергосистем

2.2 Расчет исходных режимов электрической сети

2.3 Методика оптимизации установившихся режимов электрических сетей

3. Расчеты режимов электрических сетей для целей регулирования напряжения

3.1 Характеристика предприятия

3.2 Расчёт и анализ установившихся режимов

3.3 Расчёт и анализ оптимальных режимов

4. Реализация необходимого регулирования напряжения

4.1 Назначение и устройство регулирования напряжения под нагрузкой

4.2 Устройство и принципы работы РПН типа РНТА-35/ 320

4.3 Кинематическая схема устройства

4.4 Автоматическое регулирование трансформаторов и автотрансформаторов

5. Экономика и организация производства

5.1 Определение себестоимости передачи и распределения электроэнергии

6. Безопасность жизнедеятельности

6.1 Обеспечение микроклимата на рабочем месте диспетчера

6.2 Расчёт искусственного освещения на рабочем месте диспетчера

6.3 Обеспечение работоспособности энергосистемы при грозе

Заключение

Список литературы

Приложение А. Исходные данные для расчёта установившихся режимов в формате программы Б-6

Приложение Б Результаты расчётов для тех часов, соответствующих ночному минимуму, утреннему и вечернему максимумам

Приложение В результаты расчётов оптимальных режимов для тех часов

Ведомость дипломного проекта

№ стр оки	Формат	Обозначение	Наименование	Дополнительные сведения
			Текстовые документы
1	А 4	1002.Д02.210.01.00.ПЗ	Пояснительная записка
			Графические документы
2	А 1	1002.Д02.210.01.00.ВО	Карта-схема основной сети
			220/110/35 кВ Калмыцких
			электрических сетей
3	А 1	1002.Д02.210.02.00.33	Схема электрическая принципиальная
			Калмыцких электрических сетей

Введение

Современный этап развития электроэнергетики России характеризуются увеличением мощности и сложности энергетических систем и их объединений. В эксплуатации находится большое количество электростанций с оборудованием различных типов, энергосистемы (ЭС) объединены магистральными электрическими сетями 220, 330, 500 и 750 кв. в мощное объединение энергосистем.

Важной составной частью являются методы расчёта оптимальных режимов. Цель применения этих методов, состоит прежде всего в отыскании допустимых, то есть удовлетворяющих условиям надёжности электроснабжения и надлежащего качества энергии, режимов. В частности активных и реактивных мощностей, напряжений, состава работающих агрегатов. Калмыцкое предприятие электрических сетей не имеет генерирующих мощностей, поэтому покупает электроэнергию у соседних регионов. Которую передаёт и распределяет между потребителями. Напряжение у потребителя, подключённого к какой-либо точке электрической распределительной сети, зависят от напряжения на шинах электростанций питающей сети, то есть основной сети энергосистемы;

- коэффициентов трансформации трансформаторов установленных между питающими и распределительными сетями;

- потери напряжения в сетях, зависящей от их схемы и параметров, от величин нагрузок, от места подключения и режима работы источников реактивной мощности.

Из-за большой протяжённости воздушных линий

Электропередач, затруднена транспортировка электроэнергии, то есть транспортировка качественной электроэнергии. От значения напряжения зависит; производительность труда на промышленных предприятиях (в связи с зависимостью от напряжения момента вращения двигателей и светоотдачи ламп накаливания); - срок службы изоляции электрооборудования и особенно ламп накаливания - ощутимой урон получит народное хозяйство.

Улучшение качества электроэнергии у потребителей, то есть поддержание напряжения на требуемом уровне, является важной народнохозяйственной задачей. По этому для поддержания напряжения применяется один из методов регулирования напряжения, метод регулирования напряжения трансформаторами с РПН, осуществляется изменением коэффициента трансформации путём переключения ответвлений обмоток, то есть ступенчато.

1. Методы и технические средства регулирования напряжения

1.1 Основные показатели качества электроэнергии

Все элементы электрической системы, включая электроприемники, могут нормально работать лишь при номинальных параметрах электроэнергии. В число этих параметров входят; частота переменного тока, напряжения, синусоидальность формы напряжения и симметрия трёхфазной системы напряжений и токов.

Все эти параметры являются качественными показателями электроэнергии и режима работы системы. В условиях эксплуатации непрерывно изменяются значения нагрузок, изменяются схемы системы и состав работающего оборудования. При этом претерпевают изменения качественные показатели электроэнергии. Имеют место отклонение и колебания частоты, напряжения и других показателей от номинальных значений, что вызывает ухудшение работы всех элементов системы и даже полное расстройство работы энергосистемы. Важнейшей задачей системы оперативного управления и автоматического регулирования режима ЭЭС является стабилизация качественных показателей электроэнергии на уровне их номинальных значений.

Качество напряжения в ЭЭС характеризуется отклонениями, колебаниями, не симметрией и не синусоидальностью.

Под отклонением напряжения понимается разность между фактическим и номинальным значениями напряжения, возникающими при сравнительно медленных изменениях напряжения (менее 1 % сек.):

При снижении напряжения затрудняется запуск электродвигателей, снижается производительность электроприводов, электропечей. Особенно чувствительны к отключением осветительные приборы. Повышение напряжения на 5 % снижается сроки службы ламп вдвое, повышение до 110 - 220 % приводит к катастрофическому выходу из строя ламп. Срок службы люминесцентных ламп при повышении напряжения до 110 % сокращается на 30% Весьма чувствительны к изменениям напряжения радиостанций, АСУ, бытовые приборы (телевизоры, радиоприёмники). Большие средства расходуются на стабилизаторы напряжения.

Допуски на отклонения определяются по ГОСТ13109 - 67 применительно к зажимам электроприёмников (электродвигатели +10-5%; освещение +5-2,5%; остальные электроприёмники ±5% ). Эти требования характеризуют условия работы распределительных сетей (0,4 и 6, 10, 35 кв.).Для сетей более высоких напряжений устанавливаются лишь предельные значения превышения напряжений по условиям работы изоляции; в сетях 35-220 кв. -15%; в ЛЭП 330 кв. -10%; при более высоких напряжениях -5%Колебания напряжения, возникающие при быстрых изменениях напряжения (более 1% / сек), обычно проявляются только в местных сетях. Наиболее частой причиной колебаний напряжения в сети являются случаи пуска электродвигателей, особенно короткозамкнутых.

Величина колебания напряжения оценивается по разности между наибольшим и наименьшим значениями напряжения;

Наибольшее влияние колебания напряжения оказывают на работу осветительных приёмников. Возникают “мигание“ ламп, влияющие на зрительное восприятие людей. При этом повышается утомляемость, снижается производительность труда. В ГОСТ приведена следующая формула допустимых значений колебаний напряжений (сверх допустимых отклонений напряжения), для осветительных приёмников;

Где; n=10 - частота колебаний в час;

T -средний интервал между последовательно идущими

колебаниями, мин.

Колебания напряжения ограничиваются в зависимости от их частоты. Наиболее опасными для зрительного восприятия оказывается колебания с частотами в диапазоне от 1 до 10 Гц. При этом Vt ? 1 % .

При редких (до 10 раз в час) Vt?1 %

Не симметрия напряжений - характеризуется

относительными значениями (или в процентах) напряжений обратной и нулевой последовательностей;

Не симметрия напряжений вызывает дополнительные отклонение напряжения по фазам, рост потерь активной мощности, дополнительный нагрев электродвигателей. На зажимах электродвигателей, U2 % длительно допускается в пределах до 2 % . Не синусоидальность напряжения-означает наличие наряду с гармоникой основной частоты U1 других гармоник U j, высших кратных частот. Причиной не синусоидальности напряжений и токов в сетях являются нелинейность отдельных элементов сети. Наибольшее влияние оказывают вентильные установки, применяемые в промышленности и транспорте. Высшие гармоники напряжения и токов вызывают дополнительный нагрев конденсаторов.

1.2 Ущерб потребителей от недостаточного качества электроэнергии

Нормированные допуски по частоте напряжению следует рассматривать как технические пределы отклонений от номинального значения. Кроме того, в указанных технических пределах изменения напряжения или частоты приводят к изменению экономичности работы установок. Чем больше отклонения показателя (параметра) качества, тем меньше затраты на специальные регулирующие устройства и пр., но тем больше ущерб потребителей. Наивыгоднейш решение задачи по повышению качества электроэнергии получается путём технико-экономического сравнения возможных вариантов и приближения к минимуму суммарных затрат.

Если принять допущение о том, что номинальное значение параметра (Uн или ѓн) соответствует оптимальному для потребителей значению, то ущерб от отклонений параметра качества пропорционален квадрату отклонения.

Отклонения напряжения вызывают не только ущерб потребителей, но и оказывают отрицательное влияние на показатели работы самой электрической системы. Понижение напряжения может вызвать дефицит реактивной мощности и появление лавины напряжения с нарушением устойчивости, нагрузки. При понижении напряжения возрастают потери активной мощности и энергии. При повышении напряжения нагрузочные потери мощности уменьшаются, а потери на корону проводов ЛЭП возрастают.

Согласно действующим «Правилам устройства электроустановок» (ПУЭ) все электроприемники по требуемой степени надежности условно разделены на три категории:

Первая категория - электроприемники, нарушение электроснабжения, которых может повлечь за собой опасность для жизни людей, значительный ущерб народному хозяйству, нарушение особо важных элементов городского хозяйства и тому подобное. Эти электроприемники должны обеспечиваться электроэнергией от двух независимых источников питания и перерыв в электроснабжении их может быть допущен только на время автоматического ввода резервного питания.

Вторая категория - электроприемники, перерыв в электроснабжении которых, связан с массовым недоотпуском продукции, простоем рабочих, механизмов. Для этих электроприемников допустим перерыв в электроснабжении на время необходимое для включения резервного питания дежурным персоналом или выездной бригадой.

Третья категория - все остальные электроприемники. Для них допустим перерыв в электроснабжении на время, необходимое для ремонта или замены поврежденного элемента сети, но не более суток.

1.3 Методы регулирования напряжения в распределительных сетях

В настоящее время применяются следующие способы регулирования напряжения в распределительных сетях;

Регулирование напряжения осуществляется по законам регулирования напряжения .Простейшим законом является закон встречного регулирования напряжения .Суть данного закона заключается в том, что при увеличении мощности нагрузки напряжение на шинах подстанции также увеличивается, а при уменьшении нагрузки напряжение уменьшается.

· Регулирование коэффициентов трансформации трансформаторов и автотрансформаторов с РПН, с ПБВ, вольтодобавочных агрегатов.

· Изменение величины протекающей по сети реактивной мощности.

· Изменение сопротивлений элементов сети.

· Изменение режима или регулирование напряжения на шинах станции.

1.4 Технические средства регулирования напряжения

В качестве источников реактивной мощности используются синхронные генераторы (СГ) электростанций, синхронные компенсаторы (СК), батарее статических конденсаторов (БСК) и статические тиристорные компенсаторы (СТК).

Синхронные генераторы - основные источники реактивной мощности в ЭЭС и важное средство регулирования напряжения. Основными параметрами СГ являются:

Активная мощность Р, мвт; коэффициент мощности cosц; реактивная мощность Q, Мвар; напряжение Vкв, ток статора I, кА; так возбуждения I в, А; частота f Гц.

Данные о полной мощности S, генераторов, МВ*А соответствует их номинальному режиму работы. Однако при работе в часы максимума реактивной нагрузки иногда требуется понижение cosц генератора. Для гидрогенераторов это допустимо, так как их полная мощность не зависит от cosц и равна номинальной. Полная мощность турбогенераторов (ТГ) зависит от cosц и ограничивается при понижении cosц.

Ограничение Sтг удобно находить по диаграмме мощностей, показанной на рисунке 1б, для ненасыщенного ТГ. Эта диаграмма получена из диаграммы напряжений рис. 1а, путем умножения векторов на V и деления их на Xd.

А)

Б)

Рис. 1. К построению диаграммы мощности:

А) - диаграмма напряжений;

Б) - диаграмма мощности ТГ с ограничениями;

V - напряжение на зажимах генератора;

Хd - синхронное реактивное сопротивление.

Вектор ОА рис. 1б представляет собой полную номинальную мощность ТГ, а его проекции на оси мощностей активную реактивную номинальные мощности генератора.

При работе с пониженным cosц действуют ограничения по нагреву обмоток статора и ротора, машина может выдавать лишь пониженную по сравнению с номинальной мощностью (ограниченная кривая отмечена штриховкой). В чисто компенсаторном режиме ТГ способен развивать только около 70% полной мощности.

При работе в режиме недовозбуждения (в часы провала нагрузки и избытков реактивной мощности) полная мощность ограничивается турбиной, а активная нагрузка должна уменьшаться для обеспечения устойчивости и ограничения нагрева стали статора.

Напряжение синхронного генератора в установившемся режиме зависит от степени возбуждения генератора - ЭДС Еq, тока I_r его нагрузки, продольного индуктивного сопротивления Хd и угла нагрузки ц_r:

1.4.1 Синхронные компенсаторы

Как источники реактивной мощности обладают определенными преимуществами. Они имеют простое автоматическое регулирование с приемлемо малой постоянной времени, позволяет не только генерировать, но и потреблять реактивную мощность.

СК представляет собой синхронный двигатель, работающий в холостую и потребляющий ёмкостной ток при пере возбуждении (E > U) и индуктивный при недовозбуждении (E < U). Чтобы убедиться в этом, следует обратиться к рис. 4 на котором представлена схема замещения СК (при R_ск=0) и векторные диаграммы режимов пере возбуждения и недовозбуждения.

Рис.1.4.1 Схема замещения СК - а) и векторные диаграммы режимов пере возбуждения - б) и недовозбуждения - в).

Согласно диаграмме рис. 1.4.1

Мощность СК изменяет свой знак в зависимости от возбуждения.

Номинальная мощность СК указывается для режима пере возбуждения (E > U), в котором компенсатор выдаёт в сеть реактивную мощность. В режиме недавозбуждения (E < U) потребляет реактивную мощность из сети. Предельная мощность его при этом может быть найдена по формуле (при снятом возбуждении).

Реактивное сопротивление СК в относительных единицах Xd = 2,0 поэтому, считая в качестве базисных величин номинальную мощность и номинальное напряжение, получим;

Qk (нед.) макс = 0,5

Способность СК поддерживать напряжение в узлах сети, при глубоких посадках напряжения зависит от так называемого регулирующего эффекта

При большом потоке возбуждения может обеспечиваться положительный знак Qи выдача достаточно большой Qк для стабилизации напряжения. При существующих условиях загрузки сетей реактивной мощности установка СК производится на крупных районных подстанциях и в система образующих сетях 500 кВ и выше. СК должны быть достаточно мощными не менее 50 МВар в единице. Заводы выпускают СК с номинальной мощностью 50, 100, 160, и 320 МВар на напряжение 11,(15, 75) и 20 кв. Мощность устанавливаемого на подстанции СК может быть приближённо определена, если известен (задан) желательный уровень напряжения U2у на приёмных шинах подстанции. Полагая неизменным напряжение U1 и U2у до установки и после установки СК;

При этом не учитывается влияние поперечных составляющих падение напряжения и активных сопротивлений сети XУ, связывающее подстанцию с источником питания, определяют путём трансформации.

Приравнивая правые части приведённых выше двух уравнений и решая общее уравнение относительно Qк, получаем формулу для расчёта мощности СК;

В случае сложной сети с нескольким СК для определения их мощности выполняется расчёт режима максимальной нагрузки сети при фиксации желаемых напряжений на шинах подстанции с СК.

1.4.2 Батареи статических конденсаторов

БСК-наиболее экономичные источники реактивной мощности, покрывающие до 30% общей потребности реактивной мощности энергосистем.

В ЭС широко используется БСК 6, 10, 35, 110 кВ с мощностью 46,2 Мвар. Они комплектуются из сравнительно мелких конденсаторов низкого напряжения от 0,22 до 10 кВ.

БСК просты в эксплуатации, имеют малые потери активной мощности. Но одновременно с этим они имеют существенные недостатки; весьма чувствительны к высшим гармоническим напряжениям, обладает значительным отрицательным регулирующим эффектом (генерируемая ими реактивная мощность пропорциональна квадрату напряжений Qк= U² щс), вызывают резкое увеличение ударного тока.

БСК можно сделать регулирующим, точнее управляющими. Однако для этого их надо разделить на секции и снабжать соответствующим количеством выключателей, что связано с большим удорожанием установки.

1.4.3 Статические тиристорные компенсаторы

Особое значение приобретают разработанные быстродействующие тиристорные управляемые источники как генерируемой, так и потребляемой реактивной мощности, применяющиеся и в электроэнергетических системах для обеспечения баланса реактивной мощности не только в установившихся режимах, но и при переходных процессах. Они называются статическими тиристорными компенсаторами (СТК) реактивной мощности.

Автоматические регулируемые СТК делятся на три группы; конденсаторные конденсаторно - реакторные с прямой и с косвенной компенсацией. В первых двух группах автоматически управляемой является батарея конденсаторов, а в третьей используется управляемый (от автоматического регулятора) реактор.

Предложено много различных схем СТК на рис.5 приведена наиболее характерная. Здесь СТК состоит из управляемого вентилями реактора и параллельно подключённой БСК на полную потребную мощность. На районных подстанциях и в сетях электроснабжения предприятий от СТК требуется выдача реактивной мощности. Для этого служит БСК - обычно секционированная с выключателями, в качестве которых могут быть использование тиристорных ключей. Управление может быть очень быстрым, однако остаточные отклонения напряжение зависит от величины ступеней подключаемых конденсаторов. Мощность управляемого реактора может быть небольшой и выбирается такой, чтобы перекрыть диапазон дискретного изменения мощности БСК.

Для сети ВН и дальних передач регулируемый реактор должен выбираться на полную мощность потребления, на необходимую мощность должна приниматься БСК. Если последняя постоянна, подключена, она дополнительно загружает реактор, что должно учитываться при выборе реактора и вентилей.

В рабочих режимах СТК генерируют значительные гармоники, и поэтому, как правило, необходимы фильтры. В России разработана серия СТК-3 мощностью 100, 150, 300, 450 Мвар на 10, (15, 75), 20 и 110 кВ.

Установка СТК определяется необходимостью повышения пропускной способностью электропередачи и устойчивости функционирования ЭЭС, а в системах электроснабжения быстро и сильно изменяющейся нагрузкой (прокатные станы, электросталеплавильные печи), а также необходимостью динамической компенсации реактивной мощности и явлений фликкера-быстрых и интенсивных изменений напряжения, обусловливающих недопустимое по условиям охраны труда,

Рис. 5. Схема СТК

Где; 1- трансформатор

2 - БСК

3 - реактор

4 - фильтры

5 - тиристорный ключ

1.4.4 Устройства регулирования напряжения трансформаторов

К устройствам регулирования напряжения относятся устройства, позволяющие изменить режим напряжений путём изменения коэффициентов трансформации. Имеются в виду силовые трансформаторы - регулируемые, как правило, под нагрузкой (РПН) и регулировочные - для продольного и поперечного регулирования напряжения.

Основными особенностями автоматического регулирования коэффициента трансформации являются;

~ дискретность действия регулятора, нечувствительность к изменениям, меньшим ступени регулирования, и к искажениям формы кривой напряжения гармониками;

~ действие с относительно большой выдержкой времени для предотвращения переключений при кратковременных изменениях напряжения при пусках и само запусках электродвигателей, удалённых КЗ и в других случаях;

~ необходимость встречного регулирования напряжения на шинах подстанций, то есть регулирования с отрицательным статизмом, что необходимо для подержания напряжения у потребителя на неизменном уровне возрастании нагрузки;

Указанные особенности обуславливают соответствующие к измерительной части автоматических регуляторов коэффициентов трансформации, а именно;

~ регулирование на среднее значение выпрямленного напряжения;

~ релейность действия с зоной нечувствительности измерительного органа напряжения;

~ высокий (близкий к единице) коэффициент отпускания возврата релейных элементов;

~ необходимость ввода в измерительный орган напряжения сигнала по току нагрузки для установки отрицательного статизма.

По конструктивному исполнению различают трансформаторы двух видов:

С переключением регулировочных ответвлений без возбуждения, то есть с отключением от сети (сокращено трансформаторы с ПБВ);

С переключением регулировочных ответвлений под нагрузкой (сокращено трансформаторы с РПН);

Регулировочные ответвления выполняются на стороне высшего напряжения (ВН) трансформатора, которая имеет меньший рабочий ток. При этом облегчается переключающее устройства.

Неравенство напряжений короткого замыкания вызывает распределение нагрузки между параллельно включенными трансформаторами. Непропорционально их номинальным мощностям. Такое же неравенство распределения нагрузок возникает и при неодинаковых коэффициентах трансформации включаемых на параллель трансформаторов. Коэффициент трансформации трансформаторов может быть при необходимости изменён, если эксплуатационные условия потребуют этого. Для изменения коэффициента трансформации предусматривается ответвления у трансформаторных обмоток.

Переход от одного ответвления к другому может осуществляться одним из двух видов переключателей: ПБВ, работающим при снятом напряжении (без обсуждения). Переключатель, работающий при снятом напряжении, обычно имеет три ответвления среднее и ±5%. У трансформаторов, выпускаемых в последние годы, при тех же пределах регулирования предусматривается пять ответвлений со ступенью 2,5%. Переключатель ПБВ не может переключать ответвления под нагрузкой. При наличие напряжения хотя бы на одной из обмоток возможно тяжёлое повреждение трансформатора, так как дугой могут быть замкнуты два ответвления, что равнозначно витковому замыканию. Переключатель ПБВ используются преимущественно при сезонных изменениях нагрузки, когда изменяются потери напряжения в сети и требуется для подержания уровня напряжения в сети изменить коэффициент трансформации.

2. Оптимизация режимов электрических сетей по напряжению и реактивной мощности

2.1 Общие положения по оптимизации режимов энергосистем

Важной составной частью АСДУ является методы расчёта оптимальных режимов. Цель применения этих методов состоит, прежде всего, в отыскании допустимых, т.е. удовлетворяющих условиям надёжности электроснабжения и надлежащего качества энергии, режимов. Не меньшее значение имеет выбор из числа допустимых режимов наиболее экономичного, так как в условиях работы современных ЭС (ОЭС) это позволяет практически без дополнительных затрат обеспечить экономию за счёт снижения расхода топлива и потерь в электрических сетях. Основными показателями, с помощью которых оцениваются экономичность работы ЭС (ОЭС), являются в настоящее время следующие;

~ удельный расход условного топлива (или себестоимость) энергии, отпущенной с шин электростанций;

~ потери электроэнергии в электрической сети.

Эти показатели в значительной мере зависят от распределения нагрузки между электростанциями. Например, загружая наиболее экономичные, но удалённые от центров потребления электростанций, можно уменьшить удельный расход условного топлива, но увеличить потери электроэнергии в сети. Наличие двух отдельных, зависящих друг от друга показателей затрудняет оценку экономичности режимов ЭС (ОЭС) и мероприятий по её повышению, в особенности в случаях, когда в одном из сравниваемых режимов удельный расход условного топлива на отпущенный 1 кВт·ч больше, а потери в сети меньше, чем в другом. Задача расчёта оптимального режима состоит в нахождении оптимальных значений всех параметров, характеризующих его допустимость и экономичность, в частности активных и реактивных мощностей, напряжений состава работающих агрегатов и т.д.

Другими словами, необходима комплексная оптимизация режима по всем переменным. Декомпозиция и последующая дооптимизация являются, по-видимому, наиболее приемлемым в настоящее время путём преодоления этих затруднений, так как позволяет по упрощённой модели сравнительно быстро решить основную часть задачи и определить наиболее важные и общие характеристики исследуемого режима.

Некоторые методы оптимизации, например методы линейного программирования, метод приведённого градиента, предусматривает изменение состава независимых и зависимых переменных в процессе решения задачи (смену базиса). В настоящей работе, за исключением подзадачи оптимизации режима электрической сети, состав независимых и зависимых переменных в процессе решения остаётся неизменным.

Любой режим, реализуемый в ЭС, должен, прежде всего, удовлетворять условиям допустимости, вводимым для обеспечения его надёжности и надлежащего качества энергии. Условия допустимости задаются в виде ряда равенств и неравенств, которым должны удовлетворять как независимые, так и зависимые параметры. Определение допустимого режима современных сложных ЭС вызывают существенные трудности, и в ряде случаев даже опытные сотрудники диспетчерских служб не в состоянии найти его в ручную. Поэтому основная задача расчёта режима часто состоит в определении допустимого режима или вводе режима в допустимую область, т.е. в изыскании путём устранения нарушений заданных условий и ограничений.

В месте с тем в большинстве случаев условиям допустимости может удовлетворять множество режимов, для реализации каждого из которых требуются различные издержки. Поэтому весьма актуальной является задача выбора оптимального режима, т.е. наиболее экономичного (реализующего минимум эксплуатационных издержек) из числа допустимых.

Существенная особенность режима ЭС состоит в наличие циклов регулирования (суточной, недельной, годовой), определяемых изменениями графиков нагрузки потребителей, условиями разработки и наполнения поставок топлива.

Это вызывает необходимость введения условий и ограничений, относящихся ко всему циклу регулирования и обуславливающих взаимозависимость режимов в отдельные моменты времени.

Оптимизация режима должна производится для некоторого периода времени Т, обычно равного наибольшему циклу регулирования, который определяется, как правило, условиями с работки.

2.2 Расчет исходных режимов электрической сети

От выбора системы координат, в которой записываются уравнения исходного режима, зависят потребность в памяти ЭВМ и, следовательно, объем задачи, которую можно решить при выделенном объеме памяти, а также время счета и характер сходимости итерационного процесса. При записи уравнений в прямоугольной системе координат, т.е. при представлении U_i = U^'_i + jU_i^'', во всех опорных узлах приходится вводить дополнительное уравнение U_i = U_i (где U_i - заданный модуль напряжения в i-м узле), что приводит к увеличению порядка решаемой системы уравнений и к увеличению требуемой памяти ЭВМ, а так же к дополнительным трудностям при учете ограничений по напряжению в задаче оптимизации.

Расчет исходного режима электрической сети при принятых выше исходных положениях сводится к решению следующей системы нелинейных уравнений:

(i = 1,2,….n)

(iГ₂+H),

Где Pнб,i и Qнб,i - небалансы активной и реактивной мощности в i-м узле;

P_i , Q_i - заданные значения активной и реактивной мощностей в i-м узле.

Решение производится при заданных значениях U_i (iГ₁) и К_тi (iТ). В случае работы алгоритма расчета исходного режима в составе программы оптимизации эти величины являются независимыми переменными и их значения определяются значения, определяются на каждой итерации оптимизации. электроэнергия напряжение распределительный сеть

Решение этой задачи по методу Ньютона предусматривает итерационных процесс, на каждой N-й итерации которого решается относительно поправок к искомым переменным линеаризованная система уравнений, следующего вида:

где: J - матрица первых производных ( матрица Якоби) функций небалансов мощностей в узлах.

Решение этой системы позволяет получить новые значения искомых переменных по формуле:

Итерационный процесс продолжается до тех пор, пока нормы вектора небаланса не станут меньше некоторого заранее заданного малого числа 0.

Начальное (нулевое) приближение может быть задано произвольно или взято из предыдущих расчетов.

Матрица Якоби представляет собой квадратную матрицу, имеющую порядок 2n-m₁. Ее можно записать следующим образом:

где:

- квадратная матрица порядка n;

- прямоугольная подматрица порядка n(n-m₁);

- прямоугольная подматрица порядка (n-m₁)n;

- квадратная подматрица порядка (n-m₁)(n-m₁).

При расчете исходного режима электрической сети вследствие изменения искомых переменных в соответствии изменяются также небалансы и матрица Якоби. Поэтому разработанный метод предусматривает пересчет матрицы I на каждой итерации. При этом условие минимума функции F_(x), т.е. равенство F_(x) = 0, как правило, не выполняется.

Поэтому делают некоторый шаг X⁽⁰⁾ с целью приблизить решение к оптимальному. Таким образом, получают начальное приближение для следующего шага (итерации):

X⁽¹⁾ = X⁽⁰⁾ + X⁽⁰⁾

Далее делают новый шаг X⁽¹⁾ и так далее до достижения оптимумам. Таким образом, на каждой к-й итерации вычисляется значение вектора Х для следующей (к+1)-й итерации по формуле:

X^(k+1) = X^(k) + X^(k)

Поэтому выбор порядка изменения в процессе итераций шага Х^(k) и, следовательно, множителя h^(k) является ответственной задачей, во многом определяющей работоспособность метода.

Множитель h^(k) - который определяет шаг X^(k) , в некоторых случаях множитель называют шагом.

2.3 Методика оптимизации установившихся режимов электрических сетей

Расчеты установившегося режима (потока распределения) в электрической сети принадлежат к числу часто применяемых на всех временных и территориальных уровнях диспетчерского управления, а также в проектных и научно-исследовательских организациях. Они производятся для поверки допустимости планируемого режима при краткосрочном, долгосрочном и перспективном планировании, при разрешении заявок на ремонты основного оборудования электростанций и электрических сетей, при выборе установок противоаварийной автоматики и решения ряда других вопросов.

Кроме того, методы и алгоритмы расчетов, в частности установившегося режима электрической сети являются основой, более сложных методов расчетов, в частности рассматриваемых ниже методов оптимизации режимов электрической сети, комплексной оптимизации режима энергосистем по всем переменным, расчетов устойчивости и др.

При расчете потокораспределения электрической сети без учета, со схемы насчитывающей "n+1" узел, заданными величинами являются "2n+1" независимых параметров режима величины.

Остальные параметры режима являются зависимыми и могут быть определены через независимые путем решения уравнений установившегося режима (УУР), а также расчетов по простым формулам (например, определение тока по заданным активной и реактивной мощностям и напряжению).

Таким образом, для определения режима в каждом узле, кроме одного, должно быть задано по два независимых параметра, и лишь в последнем - один. Этот узел называется балансирующим. В числе независимых параметров, по крайней мере, в одном узле необходимо задать модуль напряжения. Этот узел называется базисным по напряжению. Обычно в качестве балансирующего и базисного выбирают один и тот же узел.

Таким образом, в балансирующем узле задаются модуль напряжения U₀ и фазовый угол ₀, обычно принимаемый равным нулю. Активная Р₀ и реактивная Q₀ мощности балансирующего узла определяются из условия баланса мощностей в сети, включая потери в ней, которые заранее неизвестны. Они могут быть определены только из расчета установившегося режима. Поэтому в качестве балансирующего обязательно необходимо выбрать узел, на который работает электростанция, желательно имеющая достаточную мощность.

При работе в составе алгоритма оптимизации расчет установившегося режима электрической сети производится на каждой итерации оптимизации с использованием заданных автоматически на предыдущей итерации независимых параметров режима Ui (iГ₁), Q_i (iГ₂), а также коэффициентов трансформации трансформаторов.

При расчете установившегося режима электрической сети вследствие изменения искомых переменных в соответствии с

изменяются также небалансы и матрица Якоби. Поэтому разработанный метод предусматривает пересчет матрицы J на каждой итерации (описанный в математической литературе модифицированный метод Ньютона, предусматривающий использование одной и той же матрицы Якоби на всех или нескольких итерациях).

Таким образом, алгоритм расчета установившегося режима электрической сети методом Ньютона предусматривает следующий порядок действий на каждой итерации:

а) расчет элементов матрицы Якоби и небалансов мощностей по полученным на предыдущей итерации (или заранее заданном на первой итерации) значениям искомых величин;

б) проверку условий окончания расчета. В случае их выполнения - прекращение расчета установившегося режима, а при невыполнении - переход к следующему пункту "в";

в) решение системы линейных алгебраических уравнений относительно вектора поправок к искомым величинам;

г) расчет новых значений искомых величин и переход к пункту "а".

Поскольку целевая функция F не выражается явно через независимые переменные оптимизации, разработанная методика предусматривает, как показано ниже, вычисление значений _i косвенным образом. Кроме того, предусматривается дифференцирование целевой функции не только по активным P_i и реактивным Q_i мощностям, но и по другим независимым переменным: U_i (iГ₁), К_тL₁q и K_тL₁d (LT).

Для вычисления составляющей F/U_i (iГ₁) дадим модуль напряжения i-го узла U_i приращения U_i , оставляя модули напряжений в остальных узлах и все фазовые узлы неизменными. Тогда приращение целевой функции F можно выразить следующим образом:

где (F/U_i )- частная производная от функции F, представленной в системе координат, (U₀, U₁, . . . , U_n, ₁, . . . , _n, К_т1d, . . . , К_тtd, K_т1q).

Вместе с тем при изменении U_i изменяются мощности как i-го узла, так и узлов , непосредственно соединенных с ними ветвями эквивалентной схемы. Поэтому, с другой стороны,

где - частная производная функции F, представленной в системе координат.

(P₁, . . . , P_n, U₀ . . . , U_m, Q_m+1, . . . Q_n, K_т1,d… K_тld)

Частная производная F/U_i отличается от частной производной приведенной выше тем, что она вычисляется при соблюдении баланса мощностей в узлах и, следовательно, представляет собой искомую частную производную-составляющую вектор - градиента целевой функции по модулю напряжения.

Вычисление частных производных F/P_i , F/Q_i в число которых входят составляющие вектор - градиента производятся решением следующей системы линейных алгебраических уравнений (СЛАУ) для всех узлов кроме балансирующего.

Для не опорных генераторных и нагрузочных узлов

Если узлы i или являются опорными, то в соответствующих выражениях обращаются в нуль члены, содержащие соответственно

или

Полученные соотношения позволяют определить значения составляющих вектор - градиента целевой функции в установившемся режиме электрической сети по известному значению вектора (, U, К_тd, Ктq).

Коэффициенты СЛАУ т.е. величины: и т.д., нетрудно найти дифференцированием выражений по составляющим вектора (, U, К_тd, К_тq).

Систему уравнений в матричном виде можно записать следующим образом:

Матрица коэффициентов системы представляет собой транспонированную матрицу Якоби функций небалансов мощностей узлов, вычисленную в точке, являющейся решением задачи расчета потокораспределения электрической сети. Вследствие топологической симметрии обеих матриц, при решении не требуется производить новый выбор порядка исключения неизвестных и возможно использование одних и тех же коэффициентов, как при расчете потока распределения, так и при оптимизации.

Вектор-градиент целевой функции F/К_тlo по продольной составляющей К_тld коэффициента трансформатора L-й ветви, соединяющей узлы i и эквивалентной схемы:

по поперечной составляющей F/К_тlq получают путем замены индекса "тld" на "тlq".

В расчете установившегося режима электрической сети по вопросам оптимизации предусматривается, что в случае выхода какой-либо зависимой переменной за допустимые пределы она переводится и закрепляется на нарушаемом пределе.

Вместо нее в состав зависимых переменных вводится одна из независимых, не достигших предельного значения. Таким образом, производится смена базиса. Однако это может повлечь перевод опорных узлов в разряд не опорных и вызвать отмеченные уже последствия - нарушение условий существования или сходимость к физически неосуществимым решениям. Поэтому для учета ограничений, наложенных на зависимые переменные, применен метод штрафных функций, позволяющий вводить режим в допустимую область путем изменения значений независимых переменных без смены базиса. В частности, нарушения ограничений, наложенных на U_i , устраняются путем соответствующего изменения реактивной мощности Q_i.

Учет ограничений, наложенных на независимые переменные, осуществляется закреплением на предельных значениях переменных x_i, вышедших за допустимые пределы. Однако для напряжений в опорных узлах U_i, также являющихся независимыми переменными, этот способ не применяется, та как в случае несовместности наложенных ограничений при закреплении U_i нарушались бы ограничения по реактивным мощностям Q_i и следовательно мощностям Si и токам Ii генерирующих мощностей.

При разработке методики исследовались многочисленные пути сокращения времени расчета. Один из них основан на том, что принятый метод учета ограничений с помощью штрафных функций делает итерационный процесс оптимизации с одновременным вводом режима в допустимую область мало чувствительным к неточностям расчета установившегося режима, допускаемым в начале процесса оптимизации.

Наилучшие показатели были достигнуты при проведении в каждом цикле всего одной итерации по расчету установившегося режима и выполнению после этого шага оптимизации. Общее время расчета сокращалось при этом почти вдвое. На точности результатов это не отражалось, так как расчет заканчивается после достижения заданной точности по небалансам мощностей в узлах. Этот путь применяется во всех реализованных вариантах программ. Вместе с тем имеется возможность проводить расчеты и с обеспечением полной сходимости итерации по расчету установившегося режима. Эта возможность используется, в частности, в случаях, когда требуется получить лишь допустимое решение и процесс оптимизации не доводится до конца.

3. Расчеты режимовэлектрических сетей для целей регулирования напряжения

3.1 Характеристика предприятия

Предприятие ОАО Калмэнерго осуществляет передачу и распределение электрической энергии по Республике Калмыкия. ОАО Калмэнерго входит в состав РАО ЕЭС России и граничит со следующими энергосистемами: Ростовэнерго, Дагэнерго, Ставропольэнерго, Астраханьэнерго. В составе ОАО Калмэнерго находятся четыре предприятия электрических сетей, в том числе на самостоятельном балансе в нем три сетевых предприятия: Сарпинское, Городовиковское, Каспийское предприятие электрических сетей. Тринадцать районов электрических сетей обслуживают РЭС.

В Сарпинские электрические сети входят: Сарпинский, Малодербетовский, Юстинский, Кетченеровский, Октябрьский районы электрических сетей. В Городовиковские электрические сети: Городовиковский и Яшалтинский районы. В Каспийские электрические сети: Каспийский, Черноземельский районы. ОАО Калмэнерго обслуживает сети напряжением 220 кВ и ниже, а так же две подстанции 220кВ, сорок шесть подстанций 110кВ и шестьдесят семь подстанций напряжением 35 кВ.

Протяженность воздушных линий (ВЛ) электропередачи, находящихся на балансе ОАО Калмэнерго по трассе 23057,85 км., по цепям 23280,78 км приведены в таблице 3.1

В настоящее время ОАО Калмэнерго не имеет своих генерирующих мощностей, поэтому покупает электроэнергию у соседних регионов: Ростовэнерго по линиям электропередач 220 кВ Зимовники - Северная; Дагэнерго по линиям электропередач 110 кВ Кочубей - Артезиан 2; Астраханьэнерго по линиям электропередач 220 кВ Черный Яр - Большой Царын 2; Ставропольэнерго по линиям электропередач 110 кВ Арзгир - Южная.

Также в состав ОАО Калмэнерго входит: Калмыцкое предприятие электрических сетей, которое осуществляет передачу и распределение электрической энергии по Целинному и Ики-Бурульскому районам. В составе Целинного района находятся: Троицкое, Яшкуль. В составе Ики-Бурульского района находятся: Ики-Бурул, Приютное.

Таблица 3.1 Протяженность ВЛ

Напря-жение U кв	Состоит на конец отчетного года	Всего по цепям (км)
	Всего	Одноцепные	Двужцепные
		Мет. опор	Ж/б. опор	Дер. опор	Мет. опор	Ж/б. опор	Дер. опор
220	300,72	-	174,8	-	-	125,92	-	426,64
	-		-			-		-
110	2002,74	-	1682,87	251,7	-	68,17	-	2070,91
	170,49		1497,43	163,69		42,37		1745,86
35	2188,02	-	1624,03	335,15	-	28,84	-	2219,86
	1955,27		1411,18	535,15		8,94		1964,21
10	2002,74	-	1682,87	251,7	-	68,17	-	2070,91
	170,49		1497,43	163,69		42,37		1745,86
0,4	4090,51	-	2163,35	1927,16	-	-	-	4090,51
	4090,51		2163,35	1927,16				4090,51

Основной особенностью климата района является его резкая континентальность, лето жаркое и сухое, зима малоснежная. Максимальная температура летом в июле 44^о С, а минимальная температура зимой в январе -36^оС ниже нуля.

Все это преимущество сказывается на электропортеблении. Пик нагрузки приходится на декабрь, затем до июня нагрузка снижается, а к июлю появляется новый подъем нагрузки (кондиционеры, холодильники, насосные станции). В августе потребление падает в сентябре, октябре начинается новый рост. Годовой график электропотребления представлен на рис. 3.1

Основными производственными потребителями являются сельскохозяйственные районы электрической сети, занимающиеся обработкой почвы, выращиванием скота и птицы и переработкой сельскохозяйственной продукции. Бытовые потребители почти полностью газифицированы.

Данные об контрольных замерах, период зима 19.12.04 приведены в таблице 3.2

Рис.3.1 Годовой график электропотребления

Таблица 3.2 Контрольные замеры - зима, 2002

Наименование ПС	2 часа	9 часов	18 часов
	P,МВт	U,кВ	P,МВт	U,кВ	P,МВт	U,кВ
1	2	3	4	5	6	7
Яшкульский РЭС
1.Яшкуль-2	4,32	115/34,5/19,9	5,4	111/34/9,5	5,4	110/33/9,4
2.Кормовая	0,19		0,2		0,21
3.Партизанская-2	0,16	34/10,4	0,32	34/10,4	0,34	32/10,2
4.Утта-2	0,46	36/9,9	0,47	34/9,6	0,49	33/9,4
5.Чилгир	0,48		0,51		0,55
6.Гашунская	0,51	10,5	0,51	10,2	0,12	10
7.Привольное	0,33	10	0,36	9,7	0,38	9,5
8.Хулхута	0,14		0,15		0,16
9.Молодёжная	0,19	10,1	0,16	10,2	0,18	10
10.Цаган-Усн	0,009		0,01		0,01
11.Красненская	0,97		1,03	113/35/10	1,03	110/34/9,9
12.Вахта	0,44		0,96		0,5
13.Тавн-Гашун	0,32		0,34		0,36
Троицкий РЭС
1.Ленинская	0,23	113/10,1	0,13	110/10	0,19	110/10
2.Целеная-2	0,51	115/36/ 10,3	0,61	112/35/10	0,59	10/34,5/9,8
3.Троицкая	0,91	10,6	1,5	10,2	2,06	10
4.Водазобор	1,99		2,11	10,2	2,27
5.Хар-Булук	0,26	10,3	0,28	10,1	0,33	10
6.Лола	0,18		0,2		0,21
7.Кашнина	0,23	10,3	0,32	10,2	0,41	10,2
8.Зверосовхоз	0,22	10,3	0,48	10,2	0,58	10
9.Вознесеновка	0,55	10,4	0,55	10,3	0,41	10,3
10.ЭПТФ	0,43	10,4	0,43	10,5	0,43	10,6
11.Чагорта	0,1		0,1		0,1
12.Прудовая	0,26	10,6	0,27	10,2	0,26	10
13.Ялмата	0,13		0,14		0,15
Приютненский РЭС
1.Приютное-2	0,12	35/10,4	0,13	35/10,2	0,14	35/10,1
2.Володарская	0,4	10,5/10	0,37	10	0,46	9,8
3.Ульдючины	0,2	10,4/35	0,35	100/34/	0,45	100/33
		9,9		9,5		10,2
4.Приютное-1	1,73	10	1,73	10	1,69	10,2
5. 40 лет ВЛКСМ	0,33	10,9	0,29	10,5	0,36	10,5
Продолжение таблицы 3.2
6.Воробьевская	0,3	10	0,32	10	0,29	10
Ики-Бурульская РЭС
1.Ики-Бурул	0,82	117/30/	0,99	120/30/	1,23	120/30/
		10,7		10,5		10,5
2.Приманыческая	0,15	10	0,16	10	0,17	10
3.Чолун-Хамур	0,62	115/9,8	0,56	115/9,8	0,54	115/9,8
4.Южная	0,23	117/9,8	0,26	115/9,8	0,26	115/9,8
5.Буратинская	0,12	10	0,15	10	0,14	10
6.Первомайская	0,23	10,4	0,23	10,5	0,23	10,5
7.Кевюды	0,48	10	0,48	9,8	0,48	9,8
8.Мелиоратор	0	-	0	-	0	-
9.Ут-Сала	0,09	10	0,09	10	0,09	10
ВЛ - 110 кв и выше
Элиста северная-Зимовники	49	223,5	49	219	56	217
Южная-Арзгир	2		2		3
Володарская-Дивное	-6 отдача		0		0
Целинная2-Кегульта	-4,79 отдача		-5,1		-5,46
Яшкуль - Сарул	-		-		-

3.2 Расчет и анализ установившихся режимов

В данной работе выполнен расчет установившихся режимов для двух, девяти и восемнадцати часов характерных суток для зимнего максимума нагрузки за 23.12.2004 г.

Исходные данные включающие нагрузки и напряжения в контрольных точках приведены в таблице 3.2. График потребления активной мощности Калмыцкого ПЭС в рассматриваемые сутки приведен на рисунке 3.2.1. Расчетная схема содержит 126 узлов и 136 ветвей, включая шунтовые ветви, учитывающие холостой ход трансформаторов, коэффициенты трансформации соответствовали данным ЦДСМ (центральной диспетчерской службе) Калмыцкого ПЭС (предприятие электрических сетей). Ввод исходных данных и расчеты выполнялись с использованием программы Б-6 ВНИИЭ (Всероссийский научный исследовательский институт энергетики). Пример исходных данных для восемнадцати часов приведен в приложении А. Результаты расчетов для трех часов соответственно утреннему и вечернему максимуму нагрузки приведены в приложении Б.

Рис 3.2.1 График мощности ПЭС за контрольные сутки

Выполнен анализ потокораспределения, отмечено, что токи и потоки мощности в элементах электрической сети не превышают предельно допустимых. Имели место отклонения уровней напряжения в узлах электрической сети от номинальных, выходящие за заданные пределы.

В качестве допустимого диапазона отклонений напряжения были приняты пределы: в сети 110-35 кв 10%, для узлов подключения нагрузки 10 кв 5%.

По данным расчета для второго часа характерных суток можно отметить - максимальное отклонение напряжения имели место на шинах 10,35 кв;

завышенные уровни напряжения на следующих подстанциях: Кировская, Таван-Гашун, Валодарская, Целинная-2, Яшкуль-2, Зверосовхоз, Насосная, Красненская, Утта-2, Э.Восточная, Яшкуль-1.

По данным расчета для девяти часов завышенные уровни напряжения на следующих подстанциях: Утта-2, Целинная-2, Яшкуль1, Красненская, Насосная, Володарская, Тавн-Гашун, Яшкуль-2.

И по данным для восемнадцати часов завышенные напряжения на следующих подстанциях: Яшкуль1, Утта-2, Насосная, Целинная-2, Кировская, Володарская.

3.3 Расчёт и анализ оптимальных режимов

В данной работе выполнен расчёт оптимальных режимов для двух, девяти и восемнадцати часов характерных суток для зимнего максимума нагрузки за 19.12.2004 г.

Исходные данные соответствуют расчёту нормального режима, регулирование велось путём изменения коэффициентов трансформации Кт, на следующих подстанциях:

Хулхута 35/10 Т - 1 Sтр - 1,6 МВт;

Привольненская 35/10 Т - 1 Sтр - 1,6 МВт;

Ялмата 35/10 Т - 1 Sтр - 4,0 МВт;

Зверосовхозная 35/10 Т - 1 Sтр - 4,0 МВт;

Приманыческая 110/35 Т - 1 Sтр - 6,3 МВт;

Северная 220/110 Т1-Т2 Sтр-125 МВт;

Восточная 110/35/10 Т1-Т2 Sтр- 16 МВт;

Утта 2 110/35/10 Т1-1 Sтр-6,3 МВт;

Приютное 2 110/35/10 Т-1 Sтр-10 МВт.

В результате оптимизационных расчётов полученные значения коэффициентов трансформации - Кт приведены в таблице 3.3.1. Ввод исходных данных и расчёты выполнялись с использованием программы Б-2 (ВНИИЭ).

При расчёте и использовании оптимальных коэффициентов трансформации изменились потери активной мощности в электрической сети, значения которых приведены в таблице 3.3.2.

Таблица 3.3.1.Оптимальное значение коэффициентов трансформации для характерных суток. (зима 23.12.04)