Расчет, анализ и оптимизация режимов и потерь электроэнергии в предприятии "КАТЭКэлектросеть" (стр. 11 из 18)
Название – название района;
dPн, dQн, dPг – коэффициенты, на которые умножаются соответствующие мощности района (исходные данные не меняются, расчет выполняется с учетом этих коэффициентов).
Таблица "Полиномы" содержит данные о статических характеристиках нагрузки:
СХН – номер статической характеристики нагрузки;
Р0, Р1, Р2, Р3 – коэффициенты полинома активной мощности нагрузки;
Q0, Q1, Q2, Q3 – коэффициенты полинома реактивной мощности нагрузки;
Полиномы могут быть заданы коэффициентами вплоть до четвертой степени.
Данные о трансформаторах вносятся в таблицу "Анцапфы":
Nбд – номер трансформатора в базе данных;
Название – его название (необязательно);
EИ – единицы измерения отпаек (% или кВ); если это поле не заполнено, предполагаются проценты, если в это поле занести любой символ, отличный от % или пробела, будет предполагаться киловольт;
"+, "-" – порядок нумерации анцапф, "+" – анцапфы нумеруются, начиная от максимальной положительной добавки, "-" – от максимальной отрицательной (по умолчанию "+");
Тип –тип регулирования; 0 – вольтодобавка (dV) добавляется к напряжению V(рег), коэффициент трансформации будет рассчитываться по формуле Кт=(Vрег + dV)/Vнр (обычно это РПН с регулированием на средней строне); 1 – вольтодобавка добавляется к обоим напряжениям, коэффициент трансформации будет рассчитываться по формуле Кт=(Vрег+dV)/(Vнр+ dV) (например вольтодобавочный трансформатор при регулировании в нейтрали); 2 или 3 – вольтодобавка от следующей или предыдущей фазы добавляется к обоим напряжениям, коэффициент трансформации – комплексный;
Кнейтр – число анцапф в нейтральном положении (с нулевой добавкой), по умолчанию – единица;
V(нр) – напряжение нерегулируемой ступени;
V(рег) – наряжение регулируемой ступени;
Nanc – число анцапф с шагом, заданным в следующей колонке;
Шаг – величина шага (% или кВ, в зависимости от поля ЕИ).
Данные по анцапфам задаются в отдельном файле, его имя можно установить с помощью специальной команды в главном меню.
В комплексе имеется возможность прочитать и(или) записать файл в макете ЦДУ используя специальные команды. Эти же команды могут быть также использованы для проведения сложных операций с исходными данными (слияние, деление и эквивалентирование).
Расчетный блок комплекса представляет собой дальнейшее развитие программы Уран-1000, включенной в состав КУРС-1000 и RGM. При расчете установившегося режима позволяется изменять точность расчета, предельное число итераций, запретить использование стартового алгоритма (плохо работает при наличие УПК) или начать расчет с плоского старта (номинальные напряжения и нулевые углы – самое надежное исходное приближение). Так же можно изменить необходимую точность для контроля ограничений по реактивной мощности, допустимые границы изменения рассчитываемых параметров, при нарушении которых фиксируется аварийное окончание расчета.
В комплекс включена программа оптимизация режима по реактивной мощности методом приведенного градиента (описание приведено в подразделе 2.4). В процессе оптимизации режима узлы делятся на две группы:
1) источники реактивной мощности (ИРМ) – узлы в которых заданы диапазоны изменения напряжения и реактивной мощности генерации. В этих узлах осуществляется изменение заданного модуля напряжения для достижения минимальных потерь и ввода всех напряжений в допустимую область. В ходе оптимизации строго выдерживаются ограничения по реактивной мощности и, в большинстве случаев, ограничения по напряжению. Ограничения по напряжению могут быть нарушены в следующих случаях: в узле генерируется минимальная мощность, но его напряжение достигло максимального, и наоборот.
2) контролируемые узлы, в которых заданы ограничения по напряжению; программа пытается удержать напряжения внутри ограничений, но это не всегда возможно. Степенью возможных нарушений этих ограничений можно, как говорилось выше, управлять с помощью параметров оптимизации (штрафной коэффициент).
Для трансформаторов, имеющих регулирование задаются диапазоны изменения коэффициента трансформации (могут быть рассчитаны автоматически по базе данных анцапф). Диапазоны изменения коэффициентов всегда строго выдерживаются. Оптимизация трансформаторов с учетом продольно – поперечного регулирования выполняется только при подготовленной в базе данных анцапф информации (тип регулирования 3 или 4). После оптимизации, в зависимости от задания параметров, может происходить автоматический выбор анцапф с округлением коэффициента трансформации до ближайшей анцапфы.
Также в комплекс "RASTR" входит программа для проведения утяжеления режима по заданной траектории; с возможностью ввода, коррекции, сохранения и загрузки траектории утяжеления, а также для установки параметров утяжеления.
Кроме этого имеется очень полезная функция – "Однородная". При выполнении этой команды реактивное сопротивление линий, входящих в замкнутые контуры, пересчитывается пропорционально активному с заданным коэффициентом. При задании этого параметра отрицательным, коэффициент выбирается по отношению реактивных и активных потерь. После пересчета выполняется расчет режима полученной однородной сети. Этот режим соответствует так называемому "естественному" потокораспределению, имеющему наименьшие потери активной мощности. После выполнения расчета отмечаются точки потокораздела в контурах, т.е. те узлы в которых целесообразно производить размыкание контура.
Отличительной особенностью комплекса является своеобразная графическая подпрограмма с автоматизированным конфигурированием графического файла, и с автоматизированной расстановкой параметров в узлах и линиях и с упрошенной их модификацией /13/.
3.2 Анализ характерных электрических режимов
При регулировании напряжения и реактивной мощности центральным технико-экономическом показателем сети являются суммарные (общие) потери активной мощности и электроэнергии, при соблюдении всех технических требований. Возможность их снижения устанавливается на основе анализа величины и структуры потерь, режима напряжения по отдельным районам и в целом по сети, загрузки линий и трансформаторов, удаленности параметров текущего (характерного) состояния в элементах сети, регулирующих и компенсирующих устройств от допустимых (предельных) значений.
Таблица 3.2 – Результаты структурного анализа потерь мощности (исходные режимы)
| Потери в ЛЭП, МВт | ||||||||
| Режим | 1 (4 ч,) | 2 (10 ч,) | 3 (19 ч) | 4 (22 ч,) | ||||
| U, кВ | МВт | % | МВт | % | МВт | % | МВт | % |
| 500 | 0,000 | 0,00 | 0,000 | 0,00 | 0,000 | 0,00 | 0,000 | 0,00 |
| 220 | 0,012 | 0,34 | 0,014 | 0,37 | 0,023 | 0,56 | 0,020 | 0,54 |
| 110 | 0,664 | 19,26 | 0,916 | 24,06 | 1,034 | 25,53 | 0,893 | 23,64 |
| 35 | 0,269 | 7,80 | 0,325 | 8,55 | 0,396 | 9,76 | 0,301 | 7,96 |
| Общие | 0,945 | 27,40 | 1,265 | 32,98 | 1,452 | 35,86 | 1,214 | 32,14 |
| Потери в трансформаторах, МВт | ||||||||
| переменные (продольные) | ||||||||
| 500 | 0,003 | 0,10 | 0,004 | 0,10 | 0,006 | 0,15 | 0,006 | 0,15 |
| 220 | 0,041 | 1,18 | 0,067 | 1,75 | 0,081 | 2,00 | 0,070 | 1,84 |
| 110 | 0,080 | 2,33 | 0,121 | 3,18 | 0,162 | 4,00 | 0,132 | 3,48 |
| 35 | 0,036 | 1,03 | 0,042 | 1,12 | 0,050 | 1,24 | 0,039 | 1,04 |
| Общие | 0,160 | 4,64 | 0,234 | 6,15 | 0,299 | 7,39 | 0,247 | 6,51 |
| постоянные (поперечные) | ||||||||
| 500 | 0,796 | 23,07 | 0,796 | 20,90 | 0,796 | 19,64 | 0,796 | 21,06 |
| 220 | 0,427 | 12,37 | 0,424 | 11,14 | 0,422 | 10,42 | 0,424 | 11,22 |
| 110 | 0,950 | 27,56 | 0,932 | 24,47 | 0,921 | 22,73 | 0,932 | 24,65 |
| 35 | 0,171 | 4,95 | 0,166 | 4,36 | 0,160 | 3,95 | 0,167 | 4,42 |
| Общие | 2,344 | 67,95 | 2,318 | 60,87 | 2,299 | 56,74 | 2,319 | 61,35 |
| Общие тр-ах | 2,503 | 72,60 | 2,552 | 67,02 | 2,598 | 64,14 | 2,564 | 67,86 |
| Общие в сети | 3,448 | 100,0 | 3,808 | 100,0 | 4,051 | 100,0 | 3,779 | 100,0 |
Учитывая, что сети 500, 220, 110 и 35 кВ различаются по назначению, объему располагаемой режимной информации, общую величину потерь активной мощности и электроэнергии целесообразно разделить на составляющие (нагрузочные потерь в линиях и трансформаторах и потери холостого хода в трансформаторах) соответствующих классов напряжения.
В основном ШРЭС представлена питающей сетью (110 кВ) и распределительной (35 кВ), поэтому характиристику будем вести именно для этих сетей.
Результаты расчета потерь мощности четырех характерных режимов представлены в таблице 3.2, из которой видно, что от 49,2 до 52,3% общей величины составляют потери в сети 110 кВ, из них от 19,3 до 25,5% приходится на потери в линиях.
Из этого следует, что данные сети являются малозагруженными и основными потерями являются потери в трансформаторах.
Наиболее загруженная линия 220 кВ с диспетчерскими номерами Д-123, Д-124. Ее плотность тока в период максимальной загрузки (режим 3 и 2) 0,1 А/мм2. Относительные нагрузки линий 35 кВ превышают нагрузки линий 110 кВ: средняя плотность тока линий 110 кВ в периоды наибольших нагрузок равна 0,13 – 0,10 А/мм2 в сети 110 кВ и около 0,25 А/мм2 в линиях 35 кВ, в том числе для наиболее загруженных ВЛ – 110 кВ (С-72 – С-73) составляет 0,51-0,50 А/мм2, что соответствует нагрузкам в пять-шесть раза удаленным от предельных по нагреву и для 35 кВ (Т-24) – 1,17 А/мм2.
В трансформаторах во всех режимах преобладают суммарные потери холостого хода в соотношении
в сотни раз в сети 500 кВ, 5,2 до 10,4 в сети 220 кВ, 5,7 до 12,0 в сети 110 кВ и от 3,2 до 4,8 в сети 35 кВ. В меньшей мере загружены трансформаторы сети 110 кВ (загрузка не превышает 38%, а в сети 35 кВ – 55%).