CC BY
56
ЭНЕРГОСБЕРЕЖЕНИЕ
87
УДК 621.311.004.13-52.004.63
А.В.Щекочихин
МИНИМИЗАЦИЯ ПОТЕРЬ АКТИВНОЙ МОЩНОСТИ В ГОРОДСКИХ РАСПРЕДЕЛИТЕЛЬНЫХ ЭЛЕКТРИЧЕСКИХ СЕТЯХ ЗА СЧЕТ ВЫБОРА ОПТИМАЛЬНОЙ КОНФИГУРАЦИИ
Рассматривается возможность уменьшения потерь активной мощности за счет определения оптимальных мест размыкания городской распределительной электрической сети для нормальной схемы работы, так и при проведении плановых и аварийных переключений. Приводятся описания алгоритма поиска оптимальных мест размыкания с учетом технических и технологических ограничений и алгоритма выдачи диспетчеру рекомендаций по запи-тыванию обесточенных подстанций в соответствии с критерием минимума потерь.
Городские распределительные сети (ГРС) напряжением 6-10 кВ проектируются замкнутыми, однако, работают в разомкнутом режиме. Это связано с увеличением потерь мощности при наличии неоднородных контуров и с существующими в настоящий момент в ГРС устройствами релейной защиты и автоматики, не предназначенными для работы по замкнутой схеме. При этом на величину потерь мощности (энергии) существенное влияние оказывает конфигурация сети, полученная после размыкания контуров.
Для осуществления экономичных разомкнутых режимов ГРС персоналом электросети, минимум один раз в год, должна разрабатываться так называемая "нормальная схема эксплуатации" с четко определенными точками размыкания контуров и условиями работы устройств релейной защиты и автоматики.
Задача поиска оптимальных мест размыкания сети в общем случае состоит в том, чтобы достичь минимума целевой функции (приведенных затрат на передачу электрической энергии) при выполнении технических и технологических ограничений (величина рабочего тока в линиях должна быть меньше допустимой, потери напряжения в сети должны находиться в допустимых пределах и т.д.). В состав целевой функции включаются стоимость потерь энергии и составляющие, обусловленные надежностью и качеством напряжения.
Определение слагаемых приведенных затрат в таком общем виде затруднено, так как необходимо знать графики нагрузок подстанций, дать количественную оценку надежности и качеству напряжения.
Однако без существенного снижения точности решения задачу можно значительно упростить. Действительно, фактор надежности можно учесть в технических ограничениях, введя, например, условие размыкания контуров на шинах подстанций, питающих наиболее ответственные потребители.
Показатель качества напряжения также можно исключить из состава слагаемых целевой функции, а учитывать его в технических ограничениях, так как в случае отыскания мест размыкания контуров,
отвечающих минимуму потерь мощности и энергии в сети, в точках деления сети будут получены и самые низкие уровни напряжения. При этом необходимо следить только за тем, чтобы уровень напряжения в точках размыкания контуров не снижался ниже допустимого.
Наконец, предполагая, что конфигурация суточного графика подстанций распределительной сети примерно одинаковая, вместо стоимости потерь энергии можно минимизировать потери мощности, соответствующие режиму максимальных нагрузок.
Тогда, в приближенном варианте, решение задачи поиска оптимальных мест размыкания сети сводится к определению минимума целевой функции потерь мощности[1]
ДР(К,У)=шт, (1)
где К - множество порядковых номеров контуров; V - множество порядковых номеров ветвей.
При этом должны выполняться следующие ограничения:
11 ^ 1д» и^тт ^ — Т-^тах I
где I, - расчетное значение тока в ¡-й ветви; 1д-допустимое значение тока для ¡-й ветви; Цт1п, Цтаж - минимальное и максимальное*"допустимые значения напряжения в ^м узле; Ц - расчетное значение напряжения в ]-м узле.
Такой подход и был использован при разработке программы оптимизации мест размыкания сети для МПЭП "Омскэлектро", в ведении которого находится ГРС.
Работа программы осуществляется по следующему алгоритму.
1. Для существующей нормальной схемы эксплуатации сети проводится расчет установившегося режима, в процессе которого определяются потери мощности в сети.
2. Все разомкнутые линии (межсекционные соединения также рассматриваются как линии), которые могут по техническим и технологическим условиям принимать участие в оптимизации мест размыкания сети, замыкаются. Список этих линий формируется при вводе исходных данных.
3. По направленному графу сети осуществля-
ется формирование списка контуров, появившихся в этом случае. Если число контуров равно нулю - переход на п.7.
4. Выполняется расчет установившегося режима, получившейся сложноэамкнутой сети, для определения токов во всех линиях. Функция расчета режима базируется на решении системы уравнений баланса токов, составленных по методу узловых потенциалов, которая в матричном виде записывается следующим образом:
Уи = I, (2)
где У - матрица проводимости; I - вектор-столбец задающих токов; и - вектор-столбец неизвестных напряжений.
5. Если в контуры входят подстанции, с шин которых запитываются потребители первой или второй категории, находится линия с наименьшим током, связанная с такой подстанцией, и она размыкается (таким образом учитывается фактор надежности). После этого осуществляется переход на п.З. При отсутствии в контурах подстанций такого вида - переход на п.§.
6. Среди линий, входящих в контуры, находится линия с наименьшим током, и она размыкается. Так как секционные выключатели представляются как линии, то размыкание такой линии соответствует размыканию в точке токораздела. При отсутствии технической возможности размыкания контура в точке токораздела отключение линии с минимальным током будет наилучшим с точки зрения минимизации потерь мощности.
7. Проверяются технические ограничения по току и напряжению. При выполнении всех ограничений -переход на п.З. В противном случае точки размыкания сдвигаются по ветвям таким образом, чтобы обеспечить выполнение заданных ограничений.
8. Расчет установившегося режима с учетом новых мест размыкания сети и сравнение потерь мощности, имеющих место в этом случае, с начальными. Вывод результатов.
Расчеты, проведенные с помощью этой программы для распределительной сети напряжением 6-10 кВ г.Омска, показали, что изменение существующих мест размыкания контуров приводит к уменьшению потерь активной мощности на 1015%, а реактивной - на 4-9%.
В процессе функционирования конфигурация сети постоянно изменяется как из-за плановых, так и аварийных переключений. Поэтому, конфигурация реальной оперативной схемы, как правило, не соответствует нормальной.
Для повышения надежности оперативного уп-
равления и поддержания конфигурации реальной схемы, соответствующей минимуму потерь мощности для МПЭП "Омскэлектро", в рамках информационно-вычислительного комплекса "Советчик диспетчера", разработан программный комплекс выдачи диспетчеру рекомендаций по запитыванию обесточенных ТП (РП).
В качестве исходных данных используется информация о нагрузках ТП(РП), текущая топология сети, параметры схемы замещения, телеизмерения токов и напряжений. В качестве информации о нагрузках предпочтительно иметь их суточные графики, чтобы можно было проследить не только величину, но и динамику изменения нагрузки. Наличие информации о графиках нагрузки подстанций позволяет при выдаче рекомендаций, по запитыванию обесточенных подстанций, решать задачу прогнозирования значений токовой нагрузки на интервалах от нескольких часов до нескольких суток. Однако определение величин и динамики изменения нагрузок городских распределительных сетей является очень трудоемкой задачей в силу большого количества узлов и недостаточной оснащенности их устройствами телемеханики (ТМ), что приводит к эпизодическому замеру нагрузок и только в часы максимума и минимума. Поэтому в разработанном программном комплексе в качестве базисной информации о нагрузках приняты типовые графики и результаты контрольных замеров. Коррекция нагрузок осуществляется по текущим телеизмерениям с помощью метода контрольных уравнений [2], с учетом того, что информация о нагрузках, полученная из типовых графиков, рассматривается как псевдоизмерения с невысокой степенью достоверности. Контрольным уравнением называется уравнение, связывающее между собой измерения и их погрешности [2].
Так, например, при наличии измерений по всем линиям, подходящим к узлу ¡, и величины тока нагрузки можно составить следующее контрольное уравнение: « , х
Е^ + бЬ^^ + бк), (3)
где: ^ - изменение тока по линии]; 51^- погрешность измерения тока в линии ]; п - количество линий.
На телемеханизированных РП в МПЭП "Омскэлектро" имеются следующие ТИ тока: питающего фидера, всех отходящих линий и на установленных на РП, понижающих трансформаторах 10/0.4
кв. Поэтому для каждого РП, с учетом псевдоизмерений нагрузок ТП, может быть составлена следующая система уравнений:
(ь,+б д+(¡н +61^) _ +в 1ф1
(й..+ 51-..) + (й™ + 81«..)+- • -+(1^. + б и,.) - (1л + 81Л)
(йм + 51-") + (1п»» + б1»И)+-+(и2.+ б1по|1.) - (ь, + 81л1)
(и, + 5 + + 81^. • + «I_) = (й + 81„)
(4)
где: , 51п|- соответственно измерение и погрешность тока по линии ¡, отходящей от РП; 1фид, 51 - соответственно измерение и погрешность тока по фидеру, питающему РП; 1ПСЛу, 51^ - псевдоизмерение и ее погрешность для нагрузки подстанции, питающейся от линии ¡; п - количество линий, отходящих от РП; т - количество подстанций, за-питанных от линии ¡.
В случае отсутствия ТИ на понижающем трансформаторе РП первое уравнение в системе (4) будет отсутствовать. Однако тогда вся совокупность ТИ токов по линиям может быть использована для дорасчета тока нагрузки трансформатора исходя из баланса тока в узле.
Чтобы иметь возможность учитывать степень достоверности используемой информации, заменим в системе контрольных уравнений (4) действительную погрешность на нормированную (51 = аЙ) и перенеся измерения и псевдоизмерения в правую часть, получим следующую систему уравнений:
= Д Ьнд
Еа
II
псИ]51пся1) ~ ° Л151п1 _ ^ I»
„ежи - Ож261я2 =
X 0ЛС12]51 >1
X ® ПСЖ1Ч51„£]НЧ ®»П51лп-ДЬ
1-1
(5)
где: а, - коэффициент достоверности ¡-го измерения; - нормированная погрешность ¡-го из-ме рения; Д1- величина небаланса (невязка контрольного уравнения).
В матричном виде система уравнений (5) может быть записана в следующем виде:
_ <351 = Д1 ■ (6)
где: 51 - вектор-столбец неизвестных нормированных погрешностей измерений; Д1 - вектор столбец невязок контрольных уравнений; О - матрица коэффициентов, элементами которой являются ко-
эффициенты достоверности.
Коэффициенты достоверности задаются исходя из опыта эксплуатации и априорной точности определения нагрузочных токов (чем ниже достоверность их определения, тем больше ст и наоборот). При абсолютно точной информации ст=0. Из опыта эксплуатации можно рекомендовать следующие подходы к априорному выбору коэффициента достоверности. При вхождении в контрольное уравнение псевдоизмерений нагрузок для подстанций, имеющих близкие по значению коэффициенты загрузки понижающих трансформаторов, значение ст должно приниматься пропорционально мощности трансформаторов. При вхождении трансформаторов с сильно отличающимися коэффициентами загрузки значение ст должно приниматься в зависимости от знака невязки контрольного уравнения. При Д1 < 0 а тем больше, чем больше коэффициент загрузки, а при Д1 > 0 - наоборот.
Система уравнений (5) является всегда недооп-ределенной, поэтому для ее решения необходимо вводить какой-либо критерий оценивания. В качестве критерия для системы контрольных уравнений рекомендуется использовать условие минимума длины вектора нормированных погрешностей измерений 51. С учетом этого критерия определение ¿л сводится к решению двух уравнений [1]:
<}<2^ = В; (7)
Й = <зт У,
где У - вспомогательный вектор, размерность которого равна числу контрольных уравнений.
Однако, учитывая специфику топологии городской электрической сети (радиальная рабочая конфигурация) и специфику состава ТИ (измерение только токов на РП), задачу решения контрольных уравнений можно существенно упростить. Так, уравнения, составленные для псевдоизмерений нагрузок, не связаны между собой по переменным. Все уравнения имеют связь по переменным только с первым уравнением в системе (8), т.е с уравнением ТИ на подстанции. Однако, учитывая, что достоверность ТИ намного больше достоверности псевдоизмерений нагрузок («т1И« стшгр), т.е. погрешности ТИ в уравнениях (8), начиная со второго будут получаться практически равными нулю, можно перейти от решения системы (8) к раздельному решению каждого уравнения. В этом случае действительные погрешности для каждого уравнения будут определяться по следующему алгоритму: 1. Определяется промежуточная величина У:
I 1 гп
Ее
пелу •
2. Величина нормированной погрешности для псевдоизмерения к-й подстанции, входящего в рассматриваемое i-e уравнение, определяется по формуле: _
SInck ~ стге* Y,;
3. Действительные погрешности определяются по формуле: _
5U = СТпск 61пск •
4. После чего уточненные нагрузочные токи к-й подстанции (1^) определяются из выражения:
Inckyr = Inck + 61Пск '
где - исходное значение составляющей токовой нагрузки.
В случае неудачного выбора коэффициентов достоверности или больших погрешностей определения нагрузочных токов по типовым графикам, значения уточненных токов для ряда подстанций может принимать неправдоподобные значения. Для повышения достоверности расчетов предлагается использовать наряду с контрольными уравнениями ограничения в виде неравенств задающих диапазон изменения тока нагрузки. Например, эти неравенства могут иметь следующий вид: < W
IV з пил — XVimax
1шном i W
гДе: Kjm¡n> К^- соответственно минимальный и максимальный коэффициенты загрузки понижающего трансформатора; 1ттом- номинальный ток трансформатора на ТП; 1тпут- значение уточненного тока нагрузки.
В этом случае расчет уточненных токов будет носить итерационный характер. На каедом шаге итерационного процесса после решения контрольного уравнения и определения уточненного тока осуществляется проверка условий выполнения неравенства (8). Если для какой-либо подстанции неравенство оказывается нарушенным, то для нее значение тока нагрузки принимается равным граничному значению, а а - равной нулю. То есть это псевдоизмерение при составлении контрольного уравнения считается абсолютно достоверным. После чего вновь определяются уточнен-ные токи. Этот итерационный процесс продолжается до тех пор пока невязки контрольных уравнений не будут равны нулю и при этом для всех подстанций будет выполняться ограничение (8).
Информация о нагрузках с учетом коррекции по телеизмерениям хранится в недельном архивном файле, который используется для определения максимальной загрузки линий при выдаче рекомендаций по запитыванию обесточенных ТП(РП).
Алгоритм поиска вариантов запитывания базируется на сочетании имитационного и эвристического методов. Имитационное моделирование заключает-
ся в переборе возможных вариантов подключения с последующим расчетом установившегося режима и совместным анализом полученных режимных параметров и заданных технических и технологических ограничений. Для сокращения вариантов перебора предварительно используется эвристическое моделирование, позволяющее без решения задачи расчета режима выявить бесперспективные варианты.
Для реализации эвристического подхода предварительно по текущей схеме определяются: суммарная токовая нагрузка обесточенного района (Д1ор), количество фидеров и граничных узлов, имеющих связь с обесточенным районом. Затем для каедого из этих фидеров выполняется расчет установившегося режима (так как ГРС работает по радиальной схеме, то расчет режима осуществляется по упрощенным алгоритмам). После чего для каждого фидера выделяются магистральные участки, и величина максимально возможного приращения тока для этих участков с точки зрения допустимости по нагреву(Д1тажмаг).
По этим данным на эвристическом уровне, исходя из технических ограничений по току, определяется количество и перечень фидеров, которые необходимо задействовать для восстановления электроснабжения. Это осуществляется путем составления и анализа для всей совокупности граничных точек неравенств вида:
п
А1ор — Д1техшп , (9)
1=1
где п - количество фидеров.
Варианты, для которых неравенство (9) не выполняется, из дальнейшего рассмотрения исключаются. Проверка вариантов начинается с рассмотрения ситуации: запитывание района по одному фидеру. В том случае если для всех фидеров неравенство не выполняется, переходим к рассмотрению варианта двух фидеров и т.д.
При п=1 с помощью имитационного моделирования (в общем случае фидер имеет несколько точек связи с рассматриваемым районом) по упрощенным алгоритмам расчета режимов определяются для каиодого варианта такие параметры, как максимальная токовая загрузка линий, потери мощности, минимальное напряжение.
При п=2 в процессе имитационного моделирования приходится выполнять расчет установившегося режима замкнутой сети. Функция расчета режима сводится к решению системы уравнений баланса токов, составленных по методу узловых потенциалов. Так как по временной схеме сеть может работать довольно долго, то в этом случае на этапе имитационного моделирования по описанному выше алгоритму, осуществляется поиск опти-
ЭНЕРГОСБЕРЕЖЕНИЕ
91
мальных мест размыкания сети. После установления места размыкания для каедого фидера определяются те же параметры, характеризующие режим, что и в случае для п=1.
Кроме перечисленных подходов при выработке рекомендаций по восстановлению электроснабжения в программном комплексе реализованы также подходы, связанные с более сложными ситуациями, такими, как:
1) обесточенный ¡-й район не имеет связи с фидерами находящимися в работе, а связан только с ]-м обесточенным районом. В этом случае вопрос его запитывания рассматривается в комплексе с решением задачи запитывания для >го района;
2) несколько обесточенных районов при текущей схеме сети могут быть запитаны только с использованием одного и того же рабочего фидера, однако при этом есть фидера, находящиеся в ре-
зервном состоянии. Такие районы объединяются в один расчетный, и моделируется ситуация включения резервного фидера, с отключением секционного выключателя на РП с последующим поиском оптимального места деления сети.
Литература
1. В.Э.Воротницкий, Ю.С.Железко, В.Н.Казанцев и др.; Под ред. В.Н.Казанцева // Потери электроэнергии в электрических сетях энергосистем. - М.: Энергоатомиздат, 1983. - 368 с.
2. Конторович A.M., Тараканов A.A., Щекочихин A.B. Оценка состояния режимов электроэнергетических систем методом контрольных уравнений. -Энергетика и транспорт (Изв. АН СССР), 1990, №3, С.53-59.
20.07.98 г.
Щекочихин Александр Владимирович - канд. тех-нич.наук, доцент, докторант кафедры электротехники Омского государственного технического университета.
V МЕЖДУНАРОДНАЯ НАУЧНАЯ КОНФЕРЕНЦИЯ "РОССИЯ И ВОСТОК: ПРОБЛЕМЫ ВЗАИМОДЕЙСТВИЯ" Новосибирск, 23-25 июня 1999 г.
Основные организаторы: Институт востоковедения РАН, Новосибирский государственный педагогический университет, Омский филиал Объединенного института истории, филологии и философии СО РАН.
Направления работы конференции I. Россия и Восток в XXI веке: макроисторическая динамика
* Онтология и теория познания в философии России и Востока;
* Философия и код культуры;
* Русская культура и духовный опьгг Востока;
II. Культурные ценности Востока в ретроспективе и перспективе:
* Россия во внешнеполитическом балансе Восток-Запад: предварительный итог XX века;
* Россия и Восток в контексте культур XXI века;
* Эволюция политических и социокультурных стереотипов взаимовосприятия Востока и России.
III. Археология и этническая история:
* Древнейшие и древние культуры Евразии;
* Этническая история народов России и сопредельных территорий;
* Интеграция археологии и этнографии со смежными научными дисциплинами (антропология, история, филология и др.).
IV. Психология в структуре восточной культуры:
* Влияние восточной культуры на разработку проблем активности человека;
* Специфика изучения личности в российской и восточной психологии;
* Учение о мотивации в отечественно!-, и ктайской психологии.
V. Образование и прогресс: западная и восточная модели
* Национальное и общечеловеческое в современном образовательном пространстве;
* Стратегия современных реформ образования;
* Интернационализация научно-педагогических исследований.
Заявку на участие в конференции и тезисы доклада до полных 2 страниц, через 1,5 интервала, на белой бумаге, в двух экземплярах направлять по адресу: 630126, г. Новосибирск, ул.Вилюйская, 28, педагогический университет, кафедра педагогики и психологии ИФ, Лаврентьевой Зое Ивановне.
Телефоны: (383-2) 68-13-55, 68-02-43, факс (383-2) 68-01-35.
