CC BY
57
УДК 621.311.004.13
ОСОБЕННОСТИ ЭКВИВАЛЕНТИРОВАНИЯ ЭЛЕКТРИЧЕСКИХ СЕТЕЙ ПРИ РАЗЛИЧНЫХ ЦЕЛЯХ ФУНКЦИОНИРОВАНИЯ ЭЛЕКТРОЭНЕРГЕТИЧЕСКИХ СИСТЕМ
А.Г. РУСИНА
Новосибирский государственный технический университет
В алгоритмах расчетов режимов электроэнергетических систем сетевой блок составляет самую сложную часть. Автором предлагается методика эквивалентирования системы, обобщающая конструктивные и режимные параметры сети. Рассматриваемые методы эквивалентирования могут применяться для решения технических, экономических и коммерческих задач.
Ключевые слова: электроэнергетическая система, эквивалентирование параметров схемы, электрическое эквивалентирование, зона электроснабжения.
Сетевые расчеты играют большую роль при определении режимов электроэнергетических систем (ЭЭС). Во всех известных алгоритмах сеть эквивалентируется, что снимает многие трудности их расчета [1, 2]. Электроэнергетические системы имеют различную внутреннюю структуру (зоны электроснабжения). Каждый элемент структуры характеризуется своими режимными параметрами - потокорасперделением, энергетическими балансами, токами, напряжениями. Если эквивалентировать зону электроснабжения, то параметры схемы замещения сети должны учитывать их внутренние режимные свойства.
В алгоритмах расчетов режимов ЭЭС сетевой блок составляет самую сложную часть. Причем сложности связаны с размерностью, с информационными проблемами, с методами оптимизации и пр.
Ввиду этого практически во всех задачах разработчики стремятся упростить сетевые расчеты даже с потерей точности решения. Сейчас разрабатываются программные комплексы и вносятся определенные предложения по организации сетевых расчетов, которые могут быть продуктивными при алгоритмизации этих задач.
В данной статье рассматривается предложение по эквивалентированию системы, которая включает в себя зоны электроснабжения и электрическую сеть, связывающую эти зоны. Такое эквивалентирование является главным фактором по упрощению расчетов. Производится обобщение конструктивных и режимных параметров сети. Набольшее распространение получило эквивалентирование по классу напряжения, по территории, по нагрузке.
Структура ЭЭС зависит от цели расчетов. Существуют технические, экономические и коммерческие задачи. Если представить их иерархию по значимости для энергетического предприятия, то на первом уровне находится хозяйственная модель системы, отражающая всю производственную деятельность ЭЭС. Важнейшее значение в задачах имеют режимы, но они подчинены экономическим интересам хозяйственного предприятия. На втором уровне находятся технические задачи для ЭЭС, решение которых позволяет определить условия энергоснабжения потребителей. На третьем уровне находятся коммерческие задачи, в которых учитываются отношения данного предприятия на электроэнергетическом рынке. Все задачи взаимосвязаны, но в частных случаях они могут рассматриваться отдельно.
© А.Г. Русина
Проблемы энергетики, 2010, № 9-10
Алгоритмизация сетевых расчетов в этих задачах различна.
Во всех названных задачах внутренняя структура ЭЭС различается, и эквивалентирование электрических сетей проводится с учетом трех характеристик системы. При этом учитываются границы системы, условия расчета нормального режима сетей, требования к представлению узлов и ветвей электрической сети.
Эквивалентирование электрической сети. Необходимость
эквивалентирования вызывается следующими причинами:
• целью и доступными формами анализа результатов расчетов, позволяющих планировать решения;
• информационным обеспечением, полнотой и достоверностью информации, необходимой для рассматриваемой задачи;
• вычислительными процедурами - временем, сходимостью итерационных расчетов, точностью результатов и др.
Для расчетов режима очень редко используется полная схема электрических соединений. Существует множество задач, в которых используются различные пути эквивалентирования электрической сети. Эквивалентирование проводится по территориальным границам, по классу напряжения сетей при составлении планов ремонтов отдельных ЛЭП или подстанций.
Методы эквивалентирования электрических сетей по всем сетевым параметрам хорошо разработаны в электротехнике. Для уменьшения числа ветвей и узлов применяются законы электротехники, для топологического эквивалентирования применяется диакоптика [3].
Однако имеются особенности эквивалентирования при учете коммерческих требований, когда характеристиками является товар и его цена. В настоящее время на электрические режимы большое влияние оказывают коммерческие процессы и это требует специальных методических решений. Возникает необходимость выбора такого технического способа эквивалентирования, который отражает коммерческие цели.
Задачи, требующие эквивалетирования электрических сетей.
При решении конкретных задач, как правило, расчет производится для времени значительно большего, чем мгновенные режимы, - от суток до года. Электрическое эквивалентирование базируется на мгновенных параметрах и отражает статическое состояние системы. При решении прикладных задач чаще всего возникает потребность в учете динамических свойств системы и, следовательно, необходимо иметь характеристики процессов изменения параметров во времени. Динамику процесса отражают средние параметры на определенном интервале или функциональные зависимости различных сетевых параметров от времени, или регрессионные факторные характеристики. Во многих задачах используются осредненные значения мощностей, токов, напряжений, и по ним рассчитывается режим сети. Но при осреднении эффективно использовать потери мощности или энергии, так как они функционально зависят от совокупности процессов изменения токов, напряжений, мощностей во времени [4]. Имеется корреляция между средней мощностью и потерями мощности, которые достаточно просто преобразовать в активное и реактивное сопротивление сети.
Эквивалентирование сетей по потерям мощности структурных единиц
ЭЭС.
Нагрузочные потери активной мощности АР(Р) определяются как Р2 + О2
АР =-ж Я. (1)
и2
По выражению (1) можно получить приближенные активные сопротивления сети. Имея величины Р, Q, и, ДР, можно рассчитать приближенно сопротивление и получить характеристику активных сопротивлений от мощности Я( Р).
Определение потерь мощности можно выполнить с использованием статистической связи ДР(Р), построенной по отчетным статистическим данным, по нормативам потерь, с проведением вычислительного эксперимента и др. Часто
используется регрессионная зависимость от времени: ДР = а + Ып , и по ней можно получать прогноз потерь. Выбор способа определения потерь мощности зависит от рассматриваемой задачи. Виды характеристик потерь могут различаться, и, соответственно, различаются характеристики активных сопротивлений.
Расчеты потерь мощности для реальных объектов показали, что максимальная погрешность потерь не превышает 10%. Соответственно такие же погрешности будут при расчете сопротивлений сети. Эти величины не превышают погрешности других методов расчетов.
Используя отчетные данные для ряда энергосистем о пропуске электроэнергии Э и потери энергии ДЭ через сети или зоны электроснабжения (например, через сети транспортного предприятия), можно определить эквивалентное активное сопротивление и решать важные и разнообразные задачи для предприятия. Отчетная информация о потерях энергии включает технические и коммерческие потери энергии:
ЛЭ ЛЭтехн + АЭком •
(2)
Для технических потерь можно получить их нормативную величину (по параметрам сети или зонам электроснабжения) и определить активное сопротивление:
Rkb = :p*const'
(3)
где const = U2 * t * соз2ф.
Имея данные по техническим потерям, можно определить коммерческие потери (хищения и неплатежи) и их эквивалентные сопротивления (рис.1). Это обязательно учитывается в задачах производственно-хозяйственного содержания.
Рис.1. Схема представления сети по данным учета электроэнергии
Метод эквивалентирования по потерям приближенный, но он перспективен для решения многих задач. Этим методом можно получить все адресные оценки потоков и потерь мощности и электроэнергии. Можно оценить потери по классам напряжения, по транзитным мощностям и др.
То, что такой подход не требует динамических характеристик во времени для нагрузок в узлах сети и использования некой осредненной схемы сети является важным фактором.
Методические основы эквивалентирования сетей.
Схема расчетов имеет следующие этапы:
• определение границ системы;
• определение цели и задач расчетов;
• выделение внутренних структурных элементов системы, требующихся для рассматриваемой задачи;
• создание схемы замещения сети для структурных элементов;
• эквивалентирование всей сети с учетом требований к получению информации по системе и ее структурным единицам.
Рассмотрим некоторые виды систем и задачи, имеющие общий характер, в которых используются определенные принципы эквивалентирования электрических сетей и которые, по-нашему мнению, представляют практический интерес при алгоритмизации расчетов режимов ЭЭС.
Принципы эквивалентирования электрических сетей в системах различного
вида.
Во всех рассматриваемых примерах эквивалентная схема замещения системы представляется как совокупность структурных единиц г и их схемы замещения, электрических узлов у и линий связи между ними (рис. 2).
Рис.2. Общие элементы эквивалентной схемы замещения
Техническое эквивалентирование. Термин «техническое» применяется как условное наименование принципа. В любой модели ЭЭС техническое эквивалентирование является основным.
Эквивалентирование электрических сетей в производственно-хозяйственной системе
Для хозяйственных предприятий, взаимодействующих в процессе передачи электроэнергии и имеющих определенный юридический статус, определены их территориальные границы и состав объектов. В этом случае эквивалентирование сетей производится по территориальным зонам хозяйственной деятельности (назовем их зонами электроснабжения) или по объектам (дочерним предприятиям, техническим единицам, коммерческим зонам, районам электрических сетей). Хозяйственная деятельность имеет свои экономические и технические показатели: себестоимость, пропуск электроэнергии, распределение электроэнергии по классам напряжения, транзит электроэнергии и др. Для систем этого вида главное значение имеет экономическая деятельность. Как правило, планирование и оценка экономической деятельности производится за месяц - год. Следовательно, в соответствии с методикой, первым этапом эквивалентирования
общей схемы сети является разделение системы на структурные единицы и представление их элементами схемы замещения.
Для каждой единицы могут быть разнообразные задачи технического, экономического и коммерческого содержания. Для задач технического содержания чаще всего применяются принципы электрического эквиваленирования. А параметры режима рассматриваются в динамике по средней мощности или как предельные по максимальной мощности. Для экономических и коммерческих задач очень перспективным является эквивалентирование по потерям [4], когда не требуется расчет режима сети, а используется его оценка по характеристикам потерь. Электрическая система с выделением зон электроснабжения, которые определяются по точкам и территориальным границам потокораспределения. Они находятся в пределах от максимальных до минимальных потоков мощности по ЛЭП. Внутри системы структурными единицами являются те элементы, которые существенно влияют на потокораспределение - электростанции, крупные подстанции, сетевые компании, сети оптового рынка. Причем они могут быть независимыми субъектами. Их эквивалентирование также целесообразно производить по потерям мощности, а связи между ними определять по правилам электрического эквивалентирования. Такая система позволяет анализировать состояние системы и сети и взаимовлияние элементов. Необходимо отметить, что зоны электроснабжения могут меняться во времени, и возникает задача определения их внутренней информации, что возможно только для вычислительных комплексов типа АСДУ [5].
Границы эквивалентных зон по предыдущей и настоящей задачам не совпадают. Хозяйственный статус предприятия в данной задаче не учитывается. Границы ЭЭС определяются потокораспределением и осредненными характеристиками обменных потоков. В этой задаче, по нашему мнению, наиболее целесообразно производить эквивалентирование электрической сети также по потерям электроэнергии или мощности. Потери можно определять по статистическим данным или при выполнении специальных расчетов [4].
Система, отражающая энергетические балансы электроэнергии и мощности. Между задачами расчета электрической сети и энергетическими балансами связи чаще всего не учитываются. Это две самостоятельные задачи, которые в принципе связаны, но решаются они без учета этой связи. Связь учитывается только заданием генераторных мощностей. Это положение является необоснованным. Чтобы связать эти задачи, нужно рассматривать всю систему и ее электростанции и эквивалетировать электрическую сеть по составляющим баланса.
Составляющие баланса могут быть самые различные [4, 6], и они определяют внутреннюю структуру системы. Расходная часть энергетического баланса может представляться по тарифным группам потребителей, по отраслям потребления, по территориальному признаку и т.д. Их эквивалентирование можно произвести только по потерям мощности или электроэнергии, причем потери определяются в среднем или по ретроспективной информации.
Для развивающейся сети и ее новых элементов необходимо применять электрическое эквивалентирование. В нашей работе такая схема названа «гипотетическая электрическая схема» [7]. Здесь основным методом является эквивалентирование по потерям электроэнергии.
Задача эквивалентирования электрической схемы при учете товарообмена на электроэнергетическом рынке между продавцами (генерирующими элементами) и покупателями (потребителями). Товарные потоки (потоки электроэнергии и
мощности) накладываются на эквивалентную электрическую сеть, которая может быть составлена и по правилам технического эквивалентирования, и по правилам решения задач, названных выше. Товарные потоки могут быть принудительными, оптимальными или случайными для данной электрической сети. Граничные точки системы в этом случае определяются по принципу хозяйственной принадлежности субъектов рынка. Они характеризуются выдачей или потреблением мощности, нулевым перетоком, транзитом мощности, и эти требования должны учитываться при составлении эквивалентной схемы.
Система коммерческих связей между субъектами рынка может приводить к изменению от границ хозяйственной принадлежности ЛЭП. При коммерческом эквивалентировании появляется новый параметр - цена. Природа цены и электрических параметров абсолютно не совпадает. Большое влияние на границы проявляется через сетевые тарифы, которые связаны с затратами на транспорт электроэнергии. По цене могут быть изменены и хозяйственные границы зоны электроснабжения. Кроме этого, цена может являться основой принудительного потокораспределения. Цена усиливает или ослабляет значение составляющих общего потокораспределения. Она может быть постоянной или переменной и влиять на параметры схемы замещения сети, и это уже требует существенного изменения эквивалентной схемы.
Для всех вышеназванных задач были выполнены расчеты на реальных примерах. Ниже дан пример эквивалентной схемы расчета для ОЭС (рис. 3). Границы системы - это территориальные границы ОЭС и ее системообразующих сетей. Внутренняя структура оптового рынка ОЭС представлена региональными системами, крупными потребителями и системообразующей электрической сетью. Эквивалентирование структурных единиц проводилось в примере по потерям для осредненных мощностей в пределах их изменения и по потерям мощности для максимального режима. Для линий связи между структурными единицами проводилось электрическое эквивалентирование.
Омская ЭС Новосибирская ЭС Томская ЭС
электроснабжения и электрических связей между ними
Однако наиболее развитыми по всем названным целям являются оптовые рынки. Для региональных (розничных) рынков сейчас решаются в основном технические задачи, и в них используются только методы электрического
эквивалентирования. Видимо, в ближайшее время появятся и другие цели на розничных электроэнергетических рынках.
Рассмотренные задачи иллюстрируются на рис. 4. Все условия по выделению границ зон электроснабжения и определению принципов эквивалентирования в этих границах различны. На рис. 4 схематично показано для узла (г) три варианта границ зоны (/). Эквивалентные узлы типа (г) связаны электрической сетью. Вся совокупность и является эквивалентной схемой сети.
Рис. 4. Изменение границ зон электроснабжения
Выводы
Для электрических сетей любого назначения эквивалентирование электрической сети должно быть целевым. На классические правила эквивалентирования накладывается дополнительное условие. Без обоснованного и корректного эквивалентирования не может быть решена ни одна техническая задача, но еще более ошибочным может быть решение экономической или коммерческой задачи.
Для оптового рынка применение хорошо известных принципов электрического эквивалентирования не является единственным путем, и сейчас обсуждаются и другие альтернативы.
Summary
In algorithms of calculations of electropower systems modes the network block makes the most difficult part. There are the method of the equivalent systems, including design factors and regime parameters of a network, is offered. Considered method of the equivalent can be applied to the decision of technical, economic and commercial problems.
Key words: an electropower system, an equivalent scheme parameters, an electric equivalent, an electrical supply zone.
Литература
1. Глазунов А. А. Электрические сети и системы / А. А. Глазунов, А. А. Глазунов. М.-Л.: Госэнергоиздат, 1960. 367 с.
© Проблемы энергетики, 2010, № 9-10
2. Маркович И. М. Режимы энергетических систем. М.: Энергия, 1969. 323 с.
3. Лыкин А. В. Математическое моделирование электрических систем и их элементов: учеб. пособие. Новосибирск: Изд-во НГТУ, 2003. 134 с.
4. Русина А.Г. Разработка модели электрического эквивалента и принципов адресного распределения потоков и потерь мощности электроэнергетической системы: дис____канд.техн.наук. Новосибирск, 2006. 157 с.
5. Автоматизация управления энергообъединениями / под ред. С. А. Совалова. М.: Энергия, 1979. 422 с.
6. Филиппова Т. А. Энергетические режимы электрических станций и электроэнергетических систем: учебник. Новосибирск: Изд-во НГТУ, 2005. 300 с. (Учебники НГТУ).
7. Останин А. Ю. Особенности расчетов режимов электрических сетей при перспективном развитии объединенной энергосистемы / А. Г. Русина, А.Ю. Останин, Т.А. Филиппова // Электрические станции. 2009. № 10. С. 28-33.
Поступила в редакцию 23 марта 2010 г.
Русина Анастасия Георгиевна - канд. техн. наук, доцент кафедры «Автоматизированные электроэнергетические системы» (АЭЭС) Новосибирского государственного технического университета (НГТУ). Тел.: 8 (383) 222-58-62; 8-913-9118405; 8 (383) 346-19-42. E-mail: anastasiarusina@gmail.com.
