Библиографическое описание:

Непша Ф. С. К вопросу оптимизации уровня напряжения в системообразующей сети 110 кВ по критерию минимума потерь активной мощности // Молодой ученый. — 2015. — №19. — С. 153-158.

В статье представлен алгоритм оптимизации уровня напряжения в контрольных точках системообразующей сети 110 кВ с учетом критерия минимума потерь активной мощности. В рамках системообразующей сети 110 кВ Филиала ПАО «МРСК Сибири» — «Кузбассэнерго — РЭС» выполнена оценка снижения потерь активной мощности, а также экономического эффекта при реализации данного алгоритма. Даны рекомендации по повышению эффективности и достоверности представленного алгоритма.

Ключевые слова: оптимизация, электроснабжение, электрические сети, регулирование напряжения.

 

Снижение потерь электроэнергии в электрических сетях является одной из важнейших задач решаемых сетевыми организациями в процессе эксплуатации. Для этого применяются различные методы: затратные (например, установка устройств компенсации реактивной мощности) и беззатратные (регулирование параметров сети использую существующие электроустановки). В условиях тяжелой экономической ситуации для предприятий электросетевого комплекса особое значение занимают беззатратные методы оптимизации, одним из которых является регулирование напряжения в системообразующей сети.

В соответствии с п. 6.3.12 Правил технической эксплуатации электрических станций и сетей Российской Федерации, утвержденных приказом Минэнерго РФ от 19 июня 2003 г. № 229 (далее — ПТЭЭСиС) при регулировании напряжения в электрических сетях должно быть обеспечено выполнение следующих критериев:

1.                  соответствие показателей напряжения требованиям государственного стандарта;

2.                  соответствие уровня напряжения значениям, допустимым для оборудования электрических станций и сетей с учетом допустимых эксплуатационных повышений напряжения промышленной частоты на электрооборудовании (в соответствии с данными заводов-изготовителей и циркуляров);

3.                  необходимый запас устойчивости энергосистем;

4.                  минимум потерь электроэнергии в электрических сетях энергосистем.

Однако на практике, регулирование напряжения в системообразующей сети 110 кВ по критерию минимума потерь электроэнергии не производится по следующим причинам:

–                    отсутствие заинтересованности системного оператора в снижении потерь активной мощности;

–                    отсутствие у сетевых организаций ретроспективы данных о потокораспределении в сети 110 кВ в связи с неполнотой данных телеизмерений;

–                    отсутствие адекватного алгоритма оптимизации уровня напряжения по критерию минимума потерь активной мощности.

В результате, режим системообразующей сети 110 кВ ведется с частичным нарушением п. 6.3.12 ПТЭЭиС без учета критерия минимума потерь активной мощности.

Важно отметить что, в соответствии с п. 5.3.6 ПТЭЭиС на подстанциях должны быть введены в работу устройства АРНТ (автоматическое регулирование напряжения трансформаторов), однако на практике устройства АРНТ могут быть выведены из работы по одной из следующих причин:

–                    различные дефекты устройства РПН;

–                    колебания напряжения в сети 6–10 кВ находятся в пределах, удовлетворяющих требованиям потребителей электроэнергии;

–                    неэффективный алгоритм работы устройства АРНТ, вызывающий быстрый износ устройства РПН.

Учитывая вышесказанное, в условиях фактического отсутствия работающего устройства АРНТ, регулирование напряжения в контрольных точках системообразующей сети 110 кВ является сложной задачей и требует разработки специального алгоритма, учитывающего критерии значимые для сетевых организаций: соответствии уровня напряжения у потребителей требованиям ГОСТ и потери электроэнергии.

Для выполнения вышеуказанных критериев необходимо сформулировать целевую функцию оптимизации следующим образом:

                                                                                                      (1)

где U — напряжение в контрольных точках энергосистемы;

ΔPΣ- суммарные потери активной мощности в системообразующей сети.

В конечном итоге, с учетом зависимых факторов влияющих на уровень напряжения, целевая функция формулируется следующим образом:

                                                                              (2)

где  — коэффициент трансформации силовых трансформаторов на узловых подстанциях 220–500 кВ, Qген-генерация электростанций, Qукрм — выдача (потребление) реактивной мощности устройствами компенсации реактивной мощности (УКРМ);

При этом поиск минимума целевой функции осуществляется в условиях ограничений по уровню напряжения в системообразующей сети, по диапазонам изменения коэффициента трансформации трансформаторов и автотрансформаторов, по диапазонам регулирования выдачи (потребления) реактивной мощности генерацией и УКРМ:

                                                                                                      (3)

                                                                                                   (4)

                                                                                             (4)

                                                                                              (4)

                                                                                         (4)

где U — уровень напряжения в сети 110 кВ, - нижняя и верхняя граница регулирования понизительных ПС, - нижняя и верхняя граница регулирования автотрансформаторов, влияющих на уровень напряжения в системообразующей сети, - нижняя и верхняя граница регулирования режима выдачи электростанций и УКРМ по реактивной мощности.

Для того чтобы осуществить поиск минимума целевой функции (2) необходимо создать модель исследуемой системообразующей сети. Создание модели производится на базе любого существующего программного комплекса для расчета режимов.

После создания расчетной модели производится расчет шести режимов: минимального, максимального и среднего для летнего и зимнего периода. Максимальный и минимальный режимы являются базисными для проверки выполнения ограничения (3). Средний режим используется для определения глобального минимума функции (2) т. е. таких уровней напряжения в контрольных точках, при которых потери в сети минимальны без учета ограничения (3).

После завершения подготовки расчетных режимов, выполняется оптимизация уровня напряжения в контрольных точках энергосистемы. Для этого удобно воспользоваться методом покоординатного спуска.

Метод покоординатного спуска реализуется в 2 этапа: для положения устройств встречного регулирования автотрансформаторов подстанций 220–500 кВ, а также для генераторов и устройств компенсации реактивной мощности.

1-этап: пусть Ктрдискретная переменная, по которой осуществляется поиск, а ΔP=f(Кат) — целевая функция, подлежащая оптимизации. Функция f(Кат) вычисляется каждый раз, когда выбираются следующие значения Кат. Прежде всего, задаются начальным значением (определяется действующими коэффициентами трансформации автотрансформаторов) Кат (0) и вычисляется значение ΔP=f(Кат(0)). Изменим Кат на величину некоторого шага Δ Кат(1).

Предположим, что мы увеличили Кат, получим Кат(1) = Кат(0) + Δ Кат(1) и. Вычислим ΔP=f(Кат(1)). Если это значение больше, чем ΔP=f(Кат(0)), то этот шаг бракуется и делается шаг в противоположном направлении Кат(1) = Кат(0) — Δ Кат(1). Снова вычисляется ΔP=f(Кат(1)). Если оно меньше, чем ΔP=f(Кат(0)), то, очевидно, следует продолжать движение в данном направлении, уменьшая Кат0. Изменение Кат продолжается до тех пор, пока ΔP=f(Кат) не перестанет уменьшаться или Ктр не достигнет предельно допустимого значения.

2 — этап: оптимизация значений Qген и Qукрм. В первую очередь для регулирования напряжения задействуются устройства FACTS (при их наличии). Определяется начальное значение ΔP=f(Qукрм(0)). Выдача реактивной мощности увеличивается на произвольную величину Δ Qукрм(1): Qукрм(1) = Qукрм(0) + Δ Qукрм (1). Затем вычисляется значение функции ΔP=f(Qукрм(1)). Если оно меньше ΔP=f(Qукрм(0)), то увеличение выдачи Qукрм продолжается. Если оно больше, чем ΔP=f(Ктр(0)), то следующее приращение начального значения выполняется на величину в два раза меньшую предыдущей (деление шага пополам) — Δ Qукрм(2)= Δ Qукрм (1)/2. Изменение Qукрмпродолжается до тех пор, пока ΔP=f(Qукрм) неперестанет уменьшаться или Qукрм не достигнет предельно допустимого значения. Аналогичная операция повторяется для Qген.

После определения глобального минимума функции выполняется проверка полученного оптимального уровня напряжения по ограничению (3).Если условие не выполняется, то осуществляется возврат к предыдущему шагу.

Также вышеуказанный метод можно показать в виде блочного алгоритма, который представлен на рисунке 1.

Рис. 1. Предлагаемый алгоритм поиска оптимального напряжения по критерию минимума потерь активной мощности

 

После определения оптимальных Ктр, Qукрм, Qген, и, как следствие, оптимального уровня напряжения, производится оценка экономического эффекта от полученного снижения потерь активной мощности в различных временных диапазонах.

Для предварительной оценки эффективности оптимизации уровня напряжения в системообразующей сети по критерию минимума потерь активной мощности вышеописанный алгоритм был реализован на примере Кузбасской энергосистемы. В результате теоретически было показано, что реализуя вышеуказанный алгоритм потери активной мощности в системообразующей сети 110 кВ, принадлежащей филиалу ПАО «МРСК Сибири» — «Кузбассэнерго — РЭС» возможно снизить на величину до 5,6 %.

Возможный экономический эффект от оптимизации текущего режима системообразующей сети 110 кВ по критерию минимума потерь активной энергии оценивается по следующей формуле:

                                       (8)

Где ЭГ — годовая экономия в оплате электроэнергии, кВт; ΔP1з, ΔP — потери активной мощности в зимний и летний период до оптимизации, кВт; ΔP2з, ΔP — потери активной мощности в зимний и летний период после оптимизации, кВт; Та- тариф на потери активной энергии, руб/кВт∙ч согласно постановлению РЭК Кемеровской области от 20.12.2014 № 1031 [1] принимается равным 0,5056 руб/кВт∙ч.

Таким образом, годовая экономия в оплате электроэнергии за счет снижения потерь активной мощности в сетях 110–35 кВ филиала ПАО «МРСК Сибири» — «Кузбассэнерго — РЭС» составила бы:

Тем не менее, несмотря на теоретическую эффективность, предложенный алгоритм имеет следующие недостатки:

1.                  В связи с отсутствием у сетевой организации ретроспективы данных потокораспределения, оптимизация выполняется только для режимов зимнего и летнего контрольных замеров. Следовательно, в определенных условиях возможно нарушение граничных условий.

2.                  Отсутствие возможности точного моделирования статических характеристик нагрузки (СХН). Следовательно, значение целевой функции может определяться некорректно т. к. ее значения варьируются в зависимости от типа СХН.

3.                  Алгоритм определения оптимальных уровней напряжения не учитывает возможные ремонтные схемы системообразующей сети, следовательно, даже в условиях возможности гибкого регулирования напряжения путем изменения Qген и Qукрм могут возникнуть режимы при которых возможно снижение запаса устойчивости энергосистемы.

Для исключения вышеуказанных недостатков и дальнейшей модификации предложенного алгоритма необходимо:

1.                  Обеспечить сетевые организации необходимыми телеизмерениями или обязать системного оператора выполнять оптимизацию уровня напряжения по критерию минимума потерь активной мощности. При этом ввести для системного оператора систему штрафов и поощрений в зависимости от уровня потерь.

2.                  Экспериментально определить параметры СХН для каждого нагрузочного узла 110 кВ энергосистемы.

3.                  Разработать программный комплекс или выполнить модификацию существующих программных комплексов для определения оптимальных режимов по напряжению в рамках ретроспективы, а также с учетом возможных аварийных и ремонтных режимов.

С учетом выполнения вышеуказанных рекомендаций, будет возможно разработать единый алгоритм оптимизации уровня напряжения в контрольных точках энергосистемы, полностью соответствующий требованиям п. 6.3.12 ПТЭЭиС.

Выводы:

1.                  В настоящее время регулирование напряжения в системообразующей сети 110 кВ выполняется без учета критерия минимума потерь активной мощности.

2.                  Оптимизация напряжения в системообразующей сети имеет огромное значение для сетевых организаций т. к. позволяет значительно снизить потери активной мощности и, следовательно, повысить энергоэффективность передачи электрической энергии. На примере Кузбасской энергосистемы показано, что выполнение оптимизации уровня напряжения по критерию минимума потерь активной мощности, позволило бы снизить потери электрической энергии в сети 110 кВ на 13,484 млн. кВт∙ч в год, что в денежном эквиваленте составит 6817 тыс. рублей в год.

3.                  Для осуществления ведения режима системообразующей сети по критерию минимума потерь активной мощности необходимо иметь данные по ретроспективе потокораспределения активной, реактивной мощности, что позволит с максимальной эффективностью и достоверностью осуществлять разработку мероприятий по снижению потерь активной мощности. Также необходимо определение СХН отдельных узлов энергосистемы.

4.                  Для осуществления корректного управления режимом напряжения с точки зрения иерархии диспетчерского управления в энергосистеме необходимо привлечение системного оператора с введением системы штрафов и поощрений в зависимости от уровня потерь аналогичной системе используемой для сетевых организаций.

 

Литература:

 

1.                  Веников В. А. Оптимизация режимов электростанций и энергосистем. — М.: Энергоатомиздат, 1990. — 352 с.

2.                  Филиппова Т. А. Оптимизация режимов электростанций и энергосистем/ Сидоркин Ю. М., Русина А. Г./ — Новосибирск: Изд-во НГТУ, 2011–401 с.

3.                  Лыкин А. В. Математическое моделирование электрических систем и их элементов: учеб. пособие — Новосибирск: Изд-во НГТУ, 2009–228 с.

Обсуждение

Социальные комментарии Cackle