Смекни!
smekni.com

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

3.2.1 Анализ зимнего периода

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%).