CC BY
12
ОБ ЭФФЕКТИВНОСТИ АВТОМАТИЗИРОВАННОЙ СИСТЕМЫ ДЕЦЕНТРАЛИЗОВАННОГО УПРАВЛЕНИЯ УРОВНЯМИ НАПРЯЖЕНИЯ В УСЛОВИЯХ ТАТАРСКОЙ ЭНЕРГОСИСТЕМЫ
Текущее практическое оптимальное управление уровнями напряжения (ОУН) в диспетчерских пунктах часто реализовано на базе анализа уровней напряжения в контрольных точках с учетом ограниченного времени исполнения и доступности данных реальной целевой энергосистемы. Снижение потерь электроэнергии - одна из текущих актуальных проблем электроснабжающих организаций в современных дерегулированных условиях электроэнергетических систем. Поэтому
автоматизированная система децентрализованного управления уровнями напряжения с учетом параметров режима (АУНПР) эффективней для ОУН, чем анализ уровней напряжения. В статье рассмотрена эффективность внедрения АУНПР в условиях Татарской энергосистемы. Демонстрируется реализация данного метода для ОУН и сравнивается с используемым методом ОУНРМ ОУН на практической модели энергетической системы с многообещающими результатами.
Данная работа посвящена исследованию эффективности методов оптимизации режима питающей сети (оптимизации) в условиях Татарской энергосистемы. Оптимизация режима питающей сети энергосистемы по напряжению и реактивной мощности является актуальной задачей. Одним из наиболее совершенных методов оптимизации является автоматическое управление коэффициентом трансформации автотрансформаторов (АТ) питающей сети на основе алгоритмов (законов) регулирования с учетом параметров режима [1] (автоматизированное децентрализованное управление уровнями напряжения). АРН АТ позволяют реализовывать линейные зависимости между требуемым напряжением на заданной стороне АТ и параметрами режима:
где и арн - поддерживаемое АРН напряжение; и о и Ь - уставки регулятора; П і - параметры режима (обычно используются полный ток, протекающий через АТ, его активная и реактивная составляющие). Переключение анцапф АТ происходит при
Б.И. АХМЕРОВ, Р.С. АБДРАХМАНОВ
Казанский государственный энергетический университет
і=4
иАРН = и0 + X Ьі П і ,
(1)
і=0
© Б.И. Ахмеров, Р.С. Абдрахманов Проблемы энергетики, 2005, № 5-6
где итн - напряжение на низкой стороне трансформатора напряжения, подключенного к шинам с контролируемым напряжением; є - зона нечувствительности АРН. Однако в настоящее время этот метод оптимизации не применяется. Используется либо автоматическое регулирование с зашунтированными цепями токовой компенсации
где Кат - коэффициент трансформации АТ (дистанционное управление анцапфами). При дистанционном управлении анцапфами значительно увеличивается вероятность отказа механизма регулирования. Поэтому данный метод регулирования напряжения осуществляется, как правило, не для сокращения потерь электроэнергии на ее транспорт, а для поддержания напряжения в допустимых пределах.
Цели исследования
В настоящее время в Татарской энергосистеме регулирование напряжения с помощью АТ осуществляется методами (3) и (4) на различных подстанциях (ПС), причем предполагается, что регулирование АТ по (4) носит временный характер. Основными целями данного исследования являются, на примере питающей сети Татарской энергосистемы:
1) выявление причин неприменения предлагаемого в [1] метода оптимизации на практике;
2) определение эффективности его в современных условиях;
3) усовершенствование алгоритма расчета законов регулирования напряжения для АТ 220/110 кВ.
Методика исследования
Для расчета установившихся и оптимальных режимов использовался программно-вычислительных комплекс (ПВК) «Анарес-2000» (режим
оптимизируется только для всей схемы замещения.
Была разработана специальная схема замещения питающей сети Татарской энергосистемы [2]. Исключение из схемы замещения «чужих» узлов и ветвей позволило повысить эффективность оптимизации заданного участка сети.
Для составления списка и расчетов режимов со всеми возможными сочетаниями параметров из-за относительно больших размеров энергосистемы необходимо значительное количество времени, по истечении которого произведенные расчеты теряют актуальность. Изменение активных и реактивных мощностей нагрузок и генерации для энергорайонов неэффективно вследствие оптимальности базового режима [3]. Поэтому для получения законов регулирования использовались режимы, полученные на основе оценивания состояния (ОС). ОС режима питающей сети производилось экспертными методами на основе данных телеметрии (ТИ) путем внесения корректировок в базовый режим и расчета установившегося режима в ПВК «Анарес-2000». Для повышения достоверности оценивания состояния использовались пары срезов данных телеметрии с дискретностью 30 минут, в течение которых происходило
и АРН = и 0,
(3)
либо
К АТ = сопзі ,
(4)
достоверное изменение режима с хорошо предсказуемыми последствиями (изменение коммутационного состояния элемента сети, транзитного перетока, уровня напряжения в сети 500 кВ). Всего были получены оценки 24 режимов за различные даты 2002-2003 годов, включая 3 режима за время контрольных замеров.
Потери на корону учитывались в виде активной проводимости ветвей, замещающих воздушные линии электропередачи (ВЛ) 220-500 кВ, на основе результатов исследований, проводившихся ОРГРЭС для Татэнерго.
Полученные режимы были оптимизированы в ПВК «Анарес-2000». На основе известных методов многофакторного регрессионного анализа [4] были получены зависимости между оптимальным в конкретном режиме напряжением по стороне 110 кВ и другими параметрами режима - законы регулирования для данного АТ. Для оценки влияния погрешности измерения параметров режима, используемых в законах регулирования, сравнивалась реализация законов регулирования при использовании данных ТИ и ОС. Моделировалась работа АРН типа АРНТ. Расчет работы АРН производился в несколько итераций. На основе данных исходного режима или данных телеизмерений прогнозировалось, произойдет ли переключение анцапф и в какую сторону (загрузки «+» или разгрузки «-»). В положительном случае производился расчет установившегося режима по полученным данным и т. д.
Обсуждение результатов
Фактический режим считается оптимальным при возможном сокращении потерь мощности 0,1 МВт и менее (точность расчета установившегося режима). Анализ полученных данных показывает, что принятая система регулирования в целом по схеме эффективна в 29% рассматриваемых режимов. Экономия Э от 0,2 до 1 МВт возможна в 33%, от 1 до 2 МВт - в 8% и более 2 МВт - в 21% режимов. Принято подразделять режимы на режимы периода осенне-зимнего максимума (ОЗМ) и летние. Из рассматриваемых 24 режимов 13 можно отнести к режимам ОЗМ (суммарная генерация активной мощности >75% от максимальной в году), остальные - к летним (суммарная генерация <70% от максимальной в году). Эффективность применяемых методов регулирования значительно выше в летних режимах - 55%, в то время как для режимов ОЗМ всего лишь 23%.
В рассматриваемой схеме имеется 13 ПС с установленными АТ 220/110 кВ, из них регулирование под нагрузкой имеется на 12 ПС (на одной ПС регулирование осуществляется вольтодобавочным трансформатором). АРН в рассматриваемый период работало на 50% ПС. На электростанциях с АТ 220/110 кВ управление анцапфами дистанционное, регулирование напряжения на сборных шинах 110 кВ осуществляется оперативно с помощью генераторов по заданным графикам напряжения с диапазоном от -1 до +2 кВ. Анализ результатов оптимизационных расчетов показал, что во всех режимах изменение положение анцапф требуется лишь на 4 ПС, в то время как существенное влияние на режим (изменение суммарных потерь более чем на 5% при крайних положениях анцапф) оказывают 6 ПС. Таким образом, применяемая система регулирования эффективна на 66% ПС во всех режимах. На 1 ПС требуется изменить положение анцапф 1 раз в сезон, т. е. эффективно управление по (4).
АТ ПС, на которых эффективно регулирование напряжения по (3) и (4), работают как понижающие. Топология и режим близлежащей сети ПС, на которых неэффективно управление по (3) и (4), имеет ряд особенностей (рис.1). Стрелками показано направление потоков энергии (по связям с системой потоки
активной и реактивной мощности носят реверсивный характер). Потоки энергии через АТ ПС №2 и №3 имеют реверсивный характер. На участке сети около ПС №3 фиксируется закольцовывание «паразитных» потоков реактивной энергии по трассе, показанной стрелками. Разомкнуть кольцо нецелесообразно с точки зрения надежности. Особенностью схемы (рис.1, в) также является наличие потребителя с относительно резкопеременной нагрузкой до 400 МВт, питающегося по ВЛ-110 кВ с шин 110кВ ПС№3 и электростанции «э/ст».
Рис.1. Участки около подстанций
Для этих ПС рассчитывались законы регулирования. С технической точки зрения должно применяться групповое регулирование (один АРН управляет группой параллельно работающих трансформаторов), иначе с высокой степенью вероятности осуществится перерегулирование, т.е. анцапфы будут переключаться поочередно непрерывно. Один закон регулирования удалось получить только для ПС №2. Расчет законов регулирования отдельно для ОЗМ и летнего периода для ПС №1 и №3 позволил получить приемлемые результаты, сведенные в табл. 1.
Таблица 1
Законы регулирования автотрансформаторов питающей сети_________________
№ п/п ПС Режим Закон регулирования Погрешности регрессии, %
мин. макс. средне- квадратическая
1 1 ОЗМ и=124,2-0,0921+0,352Р+0,2280 -0,81 1,06 0,585
2 лето и=125,6-0,0091 -1,6 0,6 0,633
3 2 ОЗМ и=119,8-0,0061+0,0350 -1,42 0,89 0,633
лето
4 3 ОЗМ и=118,3+0,0121 -1,05 0,85 0,629
5 лето и=121,1-0,0440 -0,57 0,58 0,315
Перед реализацией законов регулирования в устройствах автоматики необходимо проверить отсутствие незатухающих колебаний потоков реактивной энергии в сети при реализации законов в модели сети (перерегулирования) и допустимость уровней напряжения. Отсутствие эффекта перерегулирования в определенной степени достигается выбором уставки е. Согласно [5], зона нечувствительности е должна быть больше ступени регулирования АТр:
р + 0,5 > е > р + 0,2 . (5)
Но эта формула представляется некорректной. АТ замещается идеальным трансформатором и комплексным сопротивлением 2. Формула (5) справедлива при 2=0. Однако реальный АТ обладает значительным сопротивлением, на котором происходит падение напряжения. Очевидно, что чем больший ток протекает через АТ, тем на меньшую величину изменится напряжение при переключении анцапф. Поэтому выбор е по неравенству (5) излишне загрубляет АРН. Расчеты и анализ фактических режимов показал, что изменение напряжения на шинах 110 кВ ПС < 0,4р. Но при управлении АТ по (1) и арн непостоянно и возможно взаимное влияние регуляторов напряжение АТ и генераторов. Поэтому на начальном этапе расчета принято е = 1,5% (для всех рассматриваемых АТ р = 2%). После завершения моделирования работы АРН для всех ПС эффективной оказалась величина е = 0,017и 0.
Сравнение результатов моделирования по данным ТИ и ОС показал, регулирующий эффект отличается для ПС№1 в 7 и 5, ПС№2 - 5 и 5, ПС№3 - 4 и 1 ОЗМ и летних режимов соответственно. Большое количество отличий в реализации для закона №1 (табл. 1) можно объяснить значительным количеством параметров режима, участвующих в расчете закона, меньшее количество отличий и незначительное число переключений анцапф для законов №4 и №5 -демпфирующим влиянием генераторов, работающих на шины ПС№3.
Общее число переключений анцапф и сокращение потерь невелико. При анализе других результатов оптимизационных расчетов выяснилось, что уровни напряжения на шинах электростанций в оптимизированных режимах значительно отличаются от уровней напряжения в исходных режимах. Поэтому была проведена еще одна серия расчетов. В качестве нулевой итерации были приняты частично оптимизированные (ЧО) режимы - напряжение на шинах электростанций поддерживалось в соответствии с результатами оптимизации в пределах регулировочного диапазона.
Экономия электроэнергии за год рассчитывалась из условия равной длительности ОЗМ и летних режимов, продолжительность года принята 8760 ч. Частоту реализации рассматриваемых режимов в течение рассматриваемого периода определить сложно, поэтому потери активной мощности за ОЗМ и летний режимы определялись как среднеарифметические. Возможная экономия электроэнергии 5900 тыс. кВтч в год является значимым результатом и регулирование напряжения на некоторых ПС питающей сети Татарской энергосистемы по выражению (1) - эффективным.
Выводы
1. Внедрение автоматизированного децентрализованного управления уровнями напряжения в питающей сети Татарской энергосистемы позволит снизить потери электроэнергии на ее транспорт на 5900 тыс. кВтч в год.
2. Расчет законов регулирования - достаточно трудоемкий процесс, который дополнительно усложняет необходимость учета погрешностей измерения параметров регулирования, отсутствие программы расчета для IBM-совместимого компьютера и повышенная вероятность возникновения эффекта перерегулирования.
3. Применение данного метода регулирования напряжения только на ПС с относительно сложным режимом прилегающих сетей существенно облегчает и ускоряет расчеты.
4. Эффективное и безопасное регулирование напряжения возможно при зоне нечувствительности меньше, чем ступень регулирования РПН. Конкретная величина зоны нечувствительности зависит от типа АТ, вида закона регулирования, режимов прилегающих сетей и должна корректироваться в процессе расчетов законов регулирования.
5. При проверке законов регулирования на возможность перерегулирования необходимо учитывать погрешность измерения параметров режима.
6. При анализе эффективности законов регулирования необходимо анализировать результаты оптимизации на всех объектах с регуляторами напряжения.
Summary
Current practical optimal voltage control (OVC) in control centers is often realized based on electric power flow sensitivity analysis of the operation point using limited execution time and available data from the actual target power system. Reduction ofpower losses is one of the current interested issues of electric power utilities under the current de-regulated environment of electric power systems. Therefore, an automatically system of reactive power decentralized control under condition of regime (ASCVCR) is required for OVC instead of simple power flow sensitivity analysis. Shown in this paper efficiency of realized ASCVCR under condition of Tatar power utility. The feasibility of the proposed method for OVC is demonstrated and compared with current practical OVC on practical power system models with promising results.
Литература
1. Типовая инструкция по оптимальному управлению потоками реактивной мощности и уровнями напряжения в электрических сетях энергосистем. ТИ 34-70-002-82. - М.: СПО Союзтехэнерго, 1978.
2. Ахмеров Б.И. Об оптимизации по напряжению и реактивной мощности режимов питающей сети в условиях Татарской энергосистемы. Современные программные средства для расчетов и оценивания состояния режимов энергетических систем: Сборник докладов Третьего международного научнопрактического семинара. - Новосибирск: ИДУЭС, 2004.- C. 40-43.
3. Ахмеров Б. И., Абдрахманов Р. С. Эффективность автоматизированной системы децентрализованного управления потоками реактивной мощности в условиях Нижнекамского энергорайона Татарской энергосистемы. //Известия вузов. Проблемы энергетики.- 2004.- №3-4.- С.168-170.
4. Е. Н. Львовский. Статистические методы построения эмпирических формул: Учеб. пособие. - М.: Высш. школа, 1982.
5. Инструкция по регулированию напряжения трансформаторов РПН 35-110 кВ. - М.:СПО Союзтехнерго, 1978.
Поступила 04.04.2005
