Задачи оптимизации текущих режимов. Оптимизация режимов системы ПЧ—АД Оптимизации режимов электрических сетей и

Введение. 5

1.1. Параметры режима ЭС. 6

1.4.2. Градиентный метод. 11

1.11.1. Графический метод. 24

2.2. Подсистемы АСУ ТП. 53

2.3.2. Счетчики. 56

2.5. АСУ ТП ТЭС. 67

2.6. АСУ ПЭС.. 70

2.7. АСУ ТП подстанций. 70

Введение

Y – вектор параметров режима;

U – вектор управления.

Функциональные зависимости Y(X,U), Z(X,Y,U).

Параметры режима ЭС

Математическая модель режима – это система нелинейных алгебраических уравнений, как правило, узловых.

где - матрица узловых проводимостей, имеет порядок n ;

Вектор напряжений в узлах;

Вектор узловых мощностей;

n – количество независимых узлов.

Для решения системы должны задаваться независимые параметры , к числу которых относятся узловые мощности и напряжения в балансирующем узле. Имея эти параметры можно однозначно определить режим (если он существует) путем решения системы (1).

Все остальные параметры режима, получаемые на основе расчета: напряжения в узлах ЭС – U S , потоки по линиям –P l , Q l , токи в ветвях –I l , потери – DP и др., называют зависимыми параметрами режима .

Часть независимых параметров (узловые мощности) в нормальных условиях не подчиняются диспетчеру (нагрузки в узлах). Остальные (мощности источников) должны оптимизироваться. К числу независимых параметров относятся и коэффициенты трансформации автотрансформаторов связи сетей разных напряжений (К Т), которые могут регулироваться с помощью РПН.

Своеобразным независимым параметром является и состав включенного в работу оборудования, который характеризуется графом G.

Независимые параметры режима, оптимизация которых должна проводиться при диспетчерском управлении, можно рассматривать как вектор X = { P i , Q i , K T , G, } , где индекс i определяет источники.

По аналогии вектор зависимых параметров объединяет все остальные параметры режима, однозначно определяемые при фиксированных допустимых значениях всех независимых параметров:

Y = {U S , P l , Q l , I l , d, DP,… }

Для определения Y при заданных X используются различные методы и программы расчета стационарных режимов.

Градиентный метод

Возможное направление выбирают противоположным градиенту:

Основное уравнение:

Составляющие градиента находятся через конечные приращения (рис.1.7):

Так как tgb ¹ tga, то этот метод имеет погрешность в определении градиента, которая зависит от величины приращения аргумента.

Для снижения погрешности используют метод центрированных приращений .

Градиентный метод часто сочетается с выбором оптимального шага. Для выбора используется пробный шаг t 0, в конце которого определяются координаты Х1 и составляющие градиента. По значениям градиента в точках Х и Х1 определяется шаг близкий к оптимальному. Алгоритм метода приведена рис.1.8.:

1. Исходное приближение Х = Х (0) ;

2. Определение градиента ÑF | X ;

3. Сравнение |ÑF| < eps;

4. t 0 и определение ;

5. Определение t ОПТ;

6. Определение ;

Метод широко используется в программах оптимизации режимов.

Метод случайного поиска

В данном методе возможные направления определяются с помощью генератора псевдослучайных чисел с равномерным распределением в диапазоне -1,…,1.

Для этого в исходной точке Х (0) рассматривается куб с гранью 2×dx (рис.1.9) и считается значение функции F 0 . Случайным образом выбирается точка в кубе , где g i – псевдослучайное число (-1 £ g i £ 1). В точке Х (1) считается значение функции F 1 .

Если F 1 < F 0 , то исходная точка Х (0) переносится в точку Х (1) и процедура повторяется. Если F 1 > F 0 , то выбранная точка Х (1) считается неудачной, и вместо нее отыскивается новая точка. Вдали от минимума вероятность попадания в область возможных направлений близка к 50%. По мере приближения к решению величина dx уменьшается.

Достоинства метода: простота алгоритма, не требующего вычисления производных. Недостаток - большое число итераций.

Метод прямой оптимизации

Данный метод используется, когда G(X) представлена простыми функциями, например линейными. В этом случае m неизвестных из n можно аналитически выразить через остальные k = n – m и подставить эти выражения в F(X). Тогда получим новую функцию ,

условие минимума которой будет иметь k уравнений:

Решение этих уравнений позволяет найти все k составляющих вектора c. Остальные переменные находятся подстановкой в ранее найденные выражения.

Рассмотрим пример:

F(X) = 5 + x 1 2 + x 2 2 ® min;

g(X) = x 1 + x 2 – 2 = 0;

f(c) = f(x 2) = 5 + (2 – x 2) 2 + x 2 2 ® min,

, –2(2 – x 2) + 2x 2 =0, x 2 = 1;

x 1 = 2 – 1 = 1.

Метод прямой оптимизации прост, но может быть использован для решения только аналитически заданных функций сравнительно простого вида.

Характеристики блоков

Рассмотрим упрощенную схему основных потоков энергии в блоке

Полагаем, что известны следующие расходные характеристики:B(Q K), Q т (P), Q CH (P), P CH (P). При этом часовые расходы на собственные нужды отнесены на выработку электроэнергии.

При построении ХОП блока различают удельный прирост расхода топлива брутто и нетто .

Прирост брутто относят к полной выработке

где – относительный прирост расхода тепла на собственные нужды.

Прирост нетто относят к полезно отпущенной выработке

так как. ,

где – относительный прирост расхода электроэнергии на собственные нужды.

Для приблизительного расчета можно не учитывать собственные нужды. Тогда: .

Для примера на рис 1.24 показана ХОП блока 200 МВт.

Корректировка ХОП в процессе эксплуатации требует учета всевозможных факторов, влияющих на КПД основного оборудования блока, изменения внешних условий, таких как температура наружного воздуха, температура циркуляционной воды, изменение характеристик топлива и т.п.

Маневренные свойства блока

КЭС участвуют в регулировании частоты и перетоков мощности в системе, что требует иногда быстрого изменения их мощности. При этом различают нагрузочный диапазон P min £ P £ P max и регулировочный диапазон, в котором нагрузка может меняться автоматически без изменения состава вспомогательного оборудования (числа горелок, питательных насосов и т.д.).

Сброс нагрузки производится быстро, а подъем – медленно по несколько процентов в минуту, особенно при включении блока после простоя. Время пуска из холодного состояния определяется плавным подъемом температуры в элементах конструкции турбины и котла, например, в барабане котла на 2,5…3,0 °С/мин, и может достигать нескольких часов, а для мощных блоков и более 10 часов. Контроль за состоянием, например, турбины при пуске осуществляется по приборам, фиксирующим относительное удлинение и осевой сдвиг ротора; разность температур между верхом и низом цилиндров, по ширине фланцев, между фланцами и шпильками; искривление вала и вибрацию; тепловое расширение паропроводов и корпуса турбины и т. п.

При плановых простоях в часы снижения потребления продолжительность пуска зависит и определяется временем простоя блока. Пуск сопровождается дополнительными пусковыми расходами топлива, которые также зависят от длительности простоя, и от номинальной мощности блока, определяющей его массогабаритные показатели. При пуске из холодного состояния мощного пылеугольного блока они могут достигать нескольких сотен тонн.

Графический метод.

Графический метод используется, когда ХОП всех блоков e(P) заданы в виде графиков (рис.1.25). Все ХОП строятся в одном масштабе по оси приростов. Затем строится характеристика станции путем суммирования мощностей блоков при фиксированных значениях прироста по условию .

После этого на оси мощности ХОП электростанции откладывается значение ее нагрузки Р о и определяются соответствующие мощности блоков при выполнении баланса .

Оптимизация надежности

Предлагаемый раздел не претендует на глубокое изложение проблемы надежности, являющейся одной из ключевых при управлении режимами и изучаемой в рамках специальной дисциплины. Здесь лишь рассматривается подход к оценке оптимального уровня надежности на примере выбора аварийного резерва в системе.

Уровень надежности при этом рассматривается как экономическая категория, так как связан с затратами З на повышение надежности и сокращением при этом затрат у потребителя при полной или частичной потере питания, определяемых как ущерб У от недоотпуска электроэнергии (рис.1.48). Оптимальный уровень надежности Н опт определяется по минимальным общим затратам.

При оценке надежности используется статистический материал, позволяющий определить вероятности нерабочего q и рабочего p состояния.

q + p = 1 .

где l – показатель потока отказов, определяющийся по типу оборудования, выбирается путем сбора статистики.

Рассмотрим пример выбора одноцепной или двухцепной ЛЭП для электроснабжения потребителя:

n = 1: ,

где у 0 – удельный ущерб руб/кВт×ч,

T – расчетный срок.

Двухцепная ЛЭП выгодна, если .

Подсистемы АСУ ТП.

АСУ ТП делятся на подсистемы:

1. элементные;

1) включают подсистемы технического обеспечения (ТО) – все технические средства;

2) информационное обеспечение (ИО) – вся информация;

3) программное обеспечение (ПО);

4) организационное обеспечение (ОО), определяющее порядок подготовки данных, обмена между подразделениями, сроки подготовки информации, формы выходных документов и т.п.;

5) кадровое – штатное расписание, должностные инструкции, система повышения квалификации и т.п.

2. функциональные:

1) управление текущим режимом (REAL TIME);

2) планирование:

· текущее – на 1 ч, 1 сутки, неделю,

· перспективное – на 1 месяц и более;

3) материально-техническое снабжение (МТС) – новое оборудование, детали для ремонта, топливо и т.п.;

4) управление сбытом тепловой и электрической энергий;

6) бухгалтерский учет (заработная плата).

Счетчики.

В настоящее время очень актуальна задача учета электроэнергии. Для этой цели используются различные счетчики:

· индукционные, для автоматизации дополняются устройством формирования импульса (УФИ);

· электронные счетчики, очень перспективные, сегодня выпускаются в достаточном количестве;

· АББ Альфа – многофункциональный счетчик (W P , W Q , P MAX , четырех тарифная зона, контроль или выдача в виде электрического сигнала уровня напряжения, допускают воздействие на отключение, имеют высокую точность 0,2 % , чувствительность 1000 [????], на порядок дороже).

Срок службы 20¸30 лет. Эти счетчики являются основой АСКУЭ.

2.3.3. Устройства преобразования информации.

1. АЦП бывают различными видами преобразования:

– развертывающее,

– с поразрядным уравновешиванием.

Развертывающее преобразование:

При U BX > U П запускается счетчик импульсов.

Недостаток данного вида преобразования: время преобразования зависит от частоты сигнала.

Поразрядное уравновешивание:

Данное преобразование работает следующим образом:

С помощью компаратора K через устройство управления УУ на триггерах поочередно, начиная со старшего разряда 2 n выставляется 1. Если при этом U OC > U BX , то 1 сбрасывается. В противном случае – сохраняется. Например:

1 × 2 3 = 8 , U OC = 8 > U BX = 7 .

1 × 2 2 = 4 , U OC = 4 > U BX = 7 .

U OC = 2 2 × 1 + 2 1 = 6 < U BX = 7 .

U OC = U BX Þ код 0111 .

2. ЦАП : ,

Схема на операционном усилителе.

Регистраторы событий.

В настоящее время электронные осциллографы заменяются специальными регистраторами событий, которые позволяют записывать все процессы (мгновенные токи и напряжения i t , U t ) в аварийных ситуациях, а также в момент срабатывания устройств РЗиА. Это позволяет анализировать аварии, достоверно определять причины и способствует повышению надежности. Источником информации являются электронные преобразователи ЭП, практически безинерционные, позволяющие без искажения в прямом виде снимать кривые i t и U t . Обычное число точек на период – 20. Примерами таких регистраторов являются: РЭС ПРСОФТ и НЕВА (позволяет регистрировать до 90 сигналов, большое значение имеет развитое программное обеспечение). НЕВА является основой для построения АСУ ТП на мощных системных подстанциях.

Информационное обеспечение.

Информационное обеспечение содержит всю информацию, которая используется при управлении. Эта информация делится на количественную и смысловую.

Смысловая информация – это разного рода документы, инструкции, правила устройства и т.п.

Количественная информация – это информация о параметрах системы и технологического процесса.

Источниками технологической информации являются УТМ. Они осуществляют циклический опрос датчиков с периодом t (5 с, 1 с). Если время обработки первого опроса Dt , то число точек опроса . Цикл опроса t зависит от скорости изменения параметров ().

Любой измеряемый параметр y t представляется в цифровом виде целым числом квантов , где m – масштаб кванта.

Масштаб кванта определяется разрядностью АЦП устройства ТМ и номинальными параметрами первичных преобразователей.

При n = 8 (8 разрядов) максимальное значение Y = 256

Например, если прибор имеет номинальный ток I H = 600 А , то

А/квант .

При измерении напряжения: U H = 110 кВ

При измерении мощности:

Для U H = 500 кВ и I H = 2000 А

Единицами измерения информации является бит и его производные:

байт = 8 бит,

кбайт = 1024 байт, Мбайт, Гбайт и т.д.

Информация – мера устранения нашей неопределенности об объекте, поэтому единица измерения и оценивает меру снижения неопределенности. Один бит позволяет снизить неопределенность в 2 раза. При представлении информации используется система кодирования с помощью равномерных и неравномерных ходов. Равномерное проще, т.к. ходы имеют постоянную длину.

Один байт позволяет закодировать 2 8 = 256 различных символов. Обычно хватает n = 7 . Один лишний используется для аппаратной проверки достоверности. Это бит четности. Содержимое его (0 или 1) дополняют до четного. Например:

Для повышения достоверности используется:

1) разделение информации на блоки с определением контрольной суммы и передача их в пункт приема,

2) контрольная сумма по всему сообщению.

Для сокращения объема передаваемой информации по линиям связи используют классификаторы. По этой системе все предприятия, объекты, их продукты производства представляются цифрованными кодами.

При работе с этой информацией, которая представляется массивами однотипных данных, широко используются системы управления базами данных (СУБД), позволяющие проводить первичную загрузку, обновление, корректировку и надежное хранение данных.

АСУ ТП ТЭС.

Управление режимом ТЭС осуществляет дежурный инженер, который подчиняется диспетчеру АО Энерго и управляет работой оперативного персонала блоков и отдельных механизмов С.Н., которые размещаются на БЩУ или местных ЩИТАХ. В соответствие с этой структурой строится и система автоматизации управления. Здесь имеется общестанционный уровень (ОВК – общестанционный вычислительный комплекс) и уровни отдельных блоков (ПВК – хххххххххх ВК). Источники информации – датчики технологических параметров (тепловая часть) и электрических, а также, положение аппаратов с двумя устойчивыми состояниями. ТМ здесь в полной мере не используется. ТМ используется только для выдачи информации диспетчеру электростанции (энергосистемы).

При управлении ИВК могут использовать в различных режимах:

1) режим советчика

Здесь U – управляющее воздействие.

2) супервизор (надсмотрщик)

ИВК используется:

может менять уставки регуляторов y i и параметры настройки. Решения принимаются на основе анализа.

3) цифровое управление:

ЛПР принимает решение на основе знаний технологического процесса, опыта и информации.

ИВК принимает решение только на основе математических моделей. На ТЭС реализованы функционально-групповое управление, т.е. комплексное управление группой объектов, выполняющих различные функции.

Котел:

– подача топлива, где согласуется работа подачи сырого угля, мельницы, формирования пылевоздушной смеси и подача её в горелки;

– подача воды: питательные насосы ПН, конденсационные насосы КН, деаэратор, насос химически чистой воды;

– подача воздуха: воздухоподогреватель, дутьевые вентиляторы и т.п.

Синхронный генератор:

– система возбуждения (СВ): трансформатор, тиристоры, охлаждение тиристоров, регулятор возбуждения;

– система охлаждения генератора:

а) водяное: подготовка дистиллята, насосы, система контроля утечки, температуры на входе и выходе, устройство охлаждения нагретой воды.

Для контроля отдельных групп могут использоваться различные технические средства и программы. Например, для водяного охлаждения обмоток статора используется система “Нептун”, включающая сотни датчиков температуры, установленных в каждом стержне обмотки. Эти датчики опрашиваются с цикличностью в несколько секунд и контролируются компьютером. При обнаружении превышения температуры вырабатывается звуковой сигнал.

Аналогичная система действует для контроля работы подшипников.

Функции АСУ ТП на ТЭС:

1. сбор информации о параметрах технологического процесса, проверка достоверности и исправности датчиков и связей их с ЭВМ;

2. контроль параметров технологического процесса и сигнализация о выходе за допустимую область или решительном приближении к ней;

3. определение технико-экономических показателей (ТЭП) и ведение ведомости с циклом Dt = 15 мин, считаются удельные расходы, расходы на С.Н. тепла и электроэнергии с итогом по вахтам, суткам до месяца;

4. контроль за экономичностью работы отдельных агрегатов С.Н.;

5. оценка ресурса паропроводов, экранных трубок котла и других элементов. Для оценки ресурса используется информация о температуре;

6. по электрической части: контроль за работой электрической части системы возбуждения, нагрузки по активной и реактивной мощностям генератора;

7. контроль за системой охлаждения обмоток, контроль работы подшипников;

8. контроль частичных разрядов изоляции (осуществляется с помощью датчиков температуры путем контроля высокочастотных сигналов.

На разных ТЭС по инициативе персонала реализуются и другие функции. Например на ТЭЦ-3 в электрической части разработана система по контролю за сборкой схемы блока.

На общестанционном уровне АСУ ТП контролирует работу ОРУ, РУ СН, при этом:

1. отрабатываются бланки переключений;

2. контролируется ресурс выключателей в зависимости от величины тока отключения;

3. оптимизируется распределение нагрузки между блоками;

4. планирование ремонтов;

5. ведение ведомостей ТЭП в целом по станции;

6. контроль за работой общестанционных цехов (хим-водоочистка, топливо-подача и т.п.)

Сегодня используются разные схемы АСУ ТП. В эксплуатации находятся еще первые системы ИВ-500 на блоках 500 МВт (Троицкая ГРЭС), отечественный двухмашинный комплекс на базе СМ.

В настоящее время появилось много поставщиков систем АСУ ТП, в том числе заграничных фирм. Сегодня предпочтение отдается отечественным разработкам. Наиболее продвинутые системы поставляются фирмой КОСМОТРОНИКА (Сургутская ГРЭС, Нижневартовская ГРЭС, Пермская ГРЭС). В системе выполняются функции контроля пуска блоков с автоматизацией некоторых функций, функции оптимизации работы отдельных механизмов С.Н., функции экологического контроля и т.п. Контроль за пуском позволяет сократить время пуска при сохранении допустимых температур напряжений в металле.

АСУ ПЭС

Используется принципиальная схема, как и для электростанций. Источником информации являются УТМ. Среди объектов отсутствует ЭС. УТМ устанавливаются на подстанциях. На важнейших подстанциях – устройства типа ГРАНИТ, на простых – более простые устройства. ОИК обслуживается таким же программным обеспечением, что и в ЭС. Здесь решается специфические для сетей задачи:

– анализ режима (стационарного, расчет токов КЗ, планирование режимов). При этом осуществляется контроль фактического состояния оборудования, учитывающий ресурсы выключателей с учетом контроля нагрева оборудования с помощью тепловизоров;

– задачи оптимизации режима по минимуму потерь в сети;

– задачи контроля достоверности информации, проверки параметров на допустимость.

АСУ ТП подстанций.

Автоматизация их производится в последнюю очередь. Есть несколько путей для автоматизации:

1. Применяется на системных подстанциях, где устанавливается КП УТМ, а для информирования персонала оставлены старые технические средства, т.е. стрелочные приборы. Здесь с помощью специальной техники можно “подслушать” информационную шину и всю информацию ввести в компьютер. Это путь не получил большого распространения.

2. Для создания АСУ ТП подстанций могут использоваться регистраторы электрических сигналов типа “Нева”. Основа регистраторов – блок регистрации и контроля нормальных и аварийных режимов и учета электроэнергии. Этот регистратор позволяет подключать от 16 до 64 сигналов для осциллографирования при сканировании 20-ти точек на период. От 32 до 96 замеряемых действующих значений от преобразователей типа E. От 24 до 288 дискретных сигналов от блок-контактов выключателей, от промежуточных и выходных реле релейной защиты. Дискретные входы могут использоваться и для учета электроэнергии как счетчики импульсов. Это позволяет подключать электронные счетчики с импульсным выходом и индукционные, если они достроены устройством формирования импульсов (УФИ). Регистратор связан с компьютером и через модем информация может передаваться на диспетчерский пункт энергосистемы. Используются средства графического редактирования. Специфические задачи – проверка баланса мощности и энергии, определяется ТЭП, т.е. потерь технических и коммерческих, затрат на обслуживание и себестоимости передачи, или преобразования единицы электрической энергии. Задачи автоматизации регулирования напряжения, аварийной статистики.

Введение. 5

1. Оптимизация режимов энергосистем. 6

1.1. Параметры режима ЭС. 6

1.2. Формулировка задачи оптимизации. 7

1.3. Особенности задачи нелинейного программирования. 8

1.4. Методы безусловной оптимизации. 9

1.4.1. Метод покоординатного спуска. 10

1.4.2. Градиентный метод. 11

1.4.3. Метод случайного поиска. 12

1.4.4. Метод деформированного многогранника. 13

1.5. Оптимизация с учетом ограничений в форме равенств. 13

1.5.1. Метод прямой оптимизации. 13

1.5.2. Метод приведенного градиента. 14

1.5.3. Метод неопределенных множителей Лагранжа. 15

1.6. Оптимизация с учетом ограничений в форме неравенств. 16

1.7. Условия оптимального распределения нагрузки между параллельно работающими блоками. 18

1.8. Характеристики основного оборудования ТЭС. 20

1.9. Характеристики блоков. 23

1.10. Маневренные свойства блока. 24

1.11. Методы распределения нагрузки между блоками на КЭС. 24

1.11.1. Графический метод. 24

1.11.2. Распределение с помощью ЭВМ. 25

1.12. Влияние погрешностей в определении e на пережег топлива. 26

1.13. Условие оптимального распределения в системе с ТЭС. 27

1.14. Условия распределения с учетом федерального оптового рынка энергии и мощности (ФОРЭМ). 28

1.15. Определение удельных приростов потерь. 29

1.16. Мероприятия по снижению потерь в сети. 31

1.17. Распределение нагрузки в системе с ГЭС. 32

1.18. Определение характеристик ГЭС. 33

1.19. Распределение нагрузки в системе с ГЭС. 35

1.19.1. Применение динамического программирования для выбора графика сработки водохранилища для ГЭС. 35

1.20. Оптимизация реактивной мощности в системе. 38

1.21. Комплексная оптимизация режима. 38

1.22. Выбор состава включенного в работу оборудования. 40

1.23. Применение ЭВМ для оптимизации. 41

1.24. Оптимизация надежности. 43

1.24.1. Выбор оптимального резерва. 43

1.24.2. Алгоритм выбора резерва. 45

1.24.3. Определение дискретных рядов аварийного выхода и снижения нагрузки. 46

1.24.4. Ряд снижения нагрузки. 47

1.25. Оптимизация качества электроэнергии. 47

1.26. Интегральный критерий качества. 48

1.27. Определение оптимального напряжения для осветительной нагрузки. 50

2. Автоматизированные системы управления (АСУ). 52

2.1. Энергосистема как объект управления. 53

2.2. Подсистемы АСУ ТП. 53

2.3. Подсистемы технического обеспечения. 54

2.3.1. Датчики электрических параметров. 55

2.3.2. Счетчики. 56

2.3.3. Устройства преобразования информации. 56

2.3.4. Средства связи в АСУ и телемеханика. 57

2.3.5. Регистраторы событий. 60

2.3.6. Автоматизированные системы контроля и учета электроэнергии (АСКУЭ). 61

2.3.7. Средства отображения информации. 61

2.3.8. Информационное обеспечение. 61

2.4. Подсистемы программного обеспечения АСУ. 63

2.5. АСУ ТП ТЭС. 67

2.6. АСУ ПЭС.. 70

2.7. АСУ ТП подстанций. 70

2.8. Контроль за работой ПЭ энергосистемы. 71

Введение

Эксплуатация энергосистем связана с большими затратами и, в первую очередь, с затратами на топливо. Запасы органического топлива на Земле сокращаются, поэтому растут цены на топливо и обостряется проблема повышения эффективности процессов производства, передачи и распределения энергии. Завершившаяся реструктуризация Единой Энергосистемы России и разделение ее на компании создают условия для развития конкуренции в сферах генерации и сбыта. Но с технической точки зрения и с позиций управления энергосистема остается единой.

Сложности управления энергетикой сегодня связаны с тем, что существенно сокращены инвестиции и изношено основное оборудование.

Все это требует дальнейшего развития и совершенствования современных способов управления, использующих математические методы и ЭВМ. Упрощенная схема управления показана на рис. 1.1.

X – вектор внешних воздействий на систему;

Y – вектор параметров режима;

Z – критерий управления, формализующий основные цели функционирования энергосистемы;

U – вектор управления.

Функциональные зависимости Y(X,U), Z(X,Y,U).

Рис. 1.1. Цель управления Z®extr.

ЭВМ используется здесь как средство для автоматизации человеческой деятельности по управлению. Поэтому такие системы называются автоматизированными системами управления (АСУ).

Введение и эксплуатация АСУ требует больших капиталовложений. Окупаются эти вложения за счет снижения эксплуатационных расходов путем снижения расходов топлива, повышения надежности и улучшения качества поставляемой энергии.

И хотя относительная экономия затрат на топливо составляет обычно не более 1,5 – 2 %, в абсолютном исчислении она дает вполне ощутимые результаты.

Значительный эффект в системах достигается за счет постоянного контроля состояния и снижения аварийности.

Оптимизация режимов энергосистем

В статье приведены мероприятия по оптимизации режимов работы силовых трансформаторов с целью минимизации потерь электрической энергии. Показано влияние фактического напряжения и срока эксплуатации силовых трансформаторов на потери электроэнергии. Предложено определять экономическую мощность силовых трансформаторов с учетом указанных факторов, а также с учетом времени включения трансформатора в электрическую сеть и формы графика нагрузки.

Задачам оптимизации управления системами электроснабжения уделяется пристальное внимание, начиная с момента появления первых автоматизированных систем проектирования и автоматизированных систем управления на основе компьютеров. Действующие программные системы позволяют проверять реальность и оптимальность проектных решений по отдельным энергетическим объектам, а также надежность функционирования работающей энергосистемы в целом путем решения конкретных технологических задач. Программное обеспечение используется также для сравнительного анализа разных стратегий проектирования, монтажа, оптимизации и эксплуатации при принятии решений на основании состояния и параметров режима электрической сети.

Основными элементами электрической сети являются силовые трансформаторы подстанций и линии электропередачи. Данные элементы в любом аналитическом или синтетическом программном продукте представляются своими математическими моделями. Из всего множества моделей в общем случае можно выделить два основных вида, используемых при решении поставленных задач:

1) Общепринятая графическая модель электрической схемы энергосистемы (включая силовые трансформаторы и ЛЭП);

2) Специализированные модели расчетных схем, описывающие схему электрической сети энергосистемы на уровне требований применяемых математических методов и конкретных технологических задач.

Задачи повышения энергоэффективности систем электроснабжения различных объектов требуют выполнения мероприятий, нередко связанных с инженерными расчетами. Инженерные расчеты в области энергосбережения являются трудоемким процессом. Принимая во внимание сложность и высокую стоимость выполнения таких работ, необходимость и полезность энергосберегающих мероприятий не всегда являются очевидными для руководства предприятий, организаций и учреждений.

Большая часть принимаемых решений строго регламентирована законами, руководящими указаниями и другими нормативными документами. Это дает возможность автоматизировать решения многих частных и комплексных задач, в том числе задач по повышению энергоэффективности эксплуатирующихся силовых трансформаторов.

На трансформаторных подстанциях устанавливаются, как правило, два силовых трансформатора. В зависимости от суммарной нагрузки подстанции в ненагруженные часы выгодно отключать один трансформатор. Такой режим работы следует считать мероприятием по энергосбережению, так как коэффициент полезного действия оставшегося в работе трансформатора приближается к максимальному значению.

Оптимальную нагрузку трансформатора S ОПТ, отвечающую максимально возможному коэффициенту полезного действия, можно найти по формуле :

где S НОМ - номинальная мощность трансформатора, кВ∙А; ΔP ХХ - потери холостого хода, кВт; ΔP КЗ - потери короткого замыкания, кВт.

Отношение оптимальной нагрузки трансформатора и его номинальной мощности является оптимальным коэффициентом загрузки трансформатора k З:

При пользовании формулами (1) и (2) коэффициент загрузки трансформаторов получается достаточно низким (в пределах 0,45÷0,55), так как трансформаторы выпускаются с соотношением потерь холостого хода и короткого замыкания в диапазоне 3,3÷5,0. Обычно в проектной практике пользуются максимальными значениями нагрузки, по которым определяется и загрузка трансформаторов. Коэффициент загрузки оказывается значительно ниже оптимального значения, поэтому находящиеся в настоящее время в эксплуатации силовые трансформаторы имеют низкую загрузку и многие из них работают в неоптимальном режиме.

Потери мощности в силовом трансформаторе определяют по формуле :

где U - фактическое напряжение на выводах обмотки высшего напряжения трансформатора, кВ; U НОМ - номинальное напряжение обмотки высшего напряжения, кВ.

Потери электроэнергии в силовом трансформаторе зависят от времени включения трансформатора, формы графика электрических нагрузок и определяются по формуле:

где Т ГОД - количество часов работы трансформатора в году, ч; τ - время наибольших потерь, определяемое по фактическому графику нагрузки или через справочное значение количества часов использования максимальной нагрузки, ч.

Минимум потерь энергии в трансформаторе в течение года будет при равенстве потерь энергии холостого хода и энергии короткого замыкания. Нагрузку трансформатора, учитывающую показатели графика электрической нагрузки Т ГОД, τ и отвечающую минимуму потерь электроэнергии можно найти с учетом (4) при U=U НОМ:

Проведены сравнительные расчеты по формулам (1) и (5) с учетом средних значений продолжительности использования максимума нагрузки в промышленности . Расчеты показали, что понижающие трансформаторы требуют более высокой загрузки, чем они имеют на практике.

В некоторых случаях может оказаться целесообразным отключение части трансформаторов, работающих на общую нагрузку S Н. Определим экономически выгодную нагрузку S ЭК,Δ P при работе, в пределах которой достигается максимально выгодная загрузка трансформаторов. При изменении нагрузки от нуля до S ЭК,Δ P целесообразна работа одного трансформатора, при нагрузке свыше S ЭК,Δ P , экономически выгодна работа двух трансформаторов. Нагрузка S ЭК,Δ P , при которой целесообразно отключать один из трансформаторов и обусловленная равенством потерь мощности при работе одного и двух трансформаторов определяется по формуле:

Нагрузку S ЭК,Δ W , обусловленную равенством потерь электроэнергии при работе одного и двух трансформаторов, предлагается, по аналогии с (6), определять с учетом времени включения трансформатора и формы графика электрических нагрузок по формуле:

На рисунке согласно уравнениям (3) и (4) представлены зависимости потерь мощности и электроэнергии в силовых трансформаторах двухтрансформаторной подстанции от мощности нагрузки на шинах низшего напряжения S Н.

Рис. - Определение экономической мощности трансформаторов по критериям

минимума потерь мощности и электроэнергии: ΔP 1 , ΔW 1 - потери мощности и энергии при работе одного трансформатора; ΔP 2 , ΔW 2 - потери мощности и энергии при работе двух трансформаторов.

Анализ зависимостей ΔP(S Н) и ΔW(S Н) показывает смещение экономической мощности в сторону ее увеличения при учете времени включения трансформатора и фактического графика электрических нагрузок. При расчетах S ЭК,Δ W по (7) увеличивается интервал экономической мощности. В этом случае увеличивается продолжительность работы подстанции с одним трансформатором при неравномерном графике нагрузки. Экономия достигается за счет отсутствия потерь холостого хода отключенного трансформатора.

Влияние фактического напряжения U на выводах трансформатора на потери мощности и энергии отражают формулы (3) и (4). С целью снижения потерь целесообразно установить такой режим трансформатора, при котором напряжение на обмотках высшего напряжения не будет превышать номинальное значение. Существенное снижение напряжения также недопустимо, поскольку может не обеспечить требования ГОСТ по отклонению напряжения у потребителя. Снижение напряжения на подстанциях приводит также к увеличению потерь электроэнергии в линиях электропередачи.

Следует отметить, что в рамках жизненного цикла силового трансформатора наблюдаются изменения магнитных свойств электротехнической стали и рост потерь холостого хода ΔP ХХ. При расчетах потерь электроэнергии в силовых трансформаторах рекомендуется использовать фактические значения потерь холостого хода, полученные путем измерений в условиях эксплуатации. Это в первую очередь относится к группам силовым трансформаторам, находящимся в длительной эксплуатации. Последние исследования показывают, что для силовых трансформаторов со сроком эксплуатации более двадцати лет паспортные потери холостого хода ΔP ХХ.ПАСП при расчетах должны быть увеличены на 1,75% за каждый год эксплуатации сверх 20 лет :

где T СЛ - срок эксплуатации трансформатора, лет.

Тогда с учетом (2), (4), (5) и (8) оптимальный коэффициент длительной загрузки силового трансформатора, находящегося в эксплуатации более 20 лет, должен определяться по формуле:

Очевидно, что отключение по экономическим соображениям части трансформаторов не должно отражаться на надежности электроснабжения потребителей. С этой целью выводимые из работы трансформаторы должны сопровождаться устройствами автоматического ввода резерва. Целесообразно автоматизировать операции отключения и включения трансформаторов. Для сокращения числа оперативных переключений частота вывода трансформаторов в резерв не должна превышать 2-3 раз в сутки. Кроме того, загрузка трансформаторов, определяемая по формулам (7) и (9) не должна превышать допустимые значения . Исходя из соотношения показателей экономичности и надежности, рассматриваемые в настоящей статье подходы, являются весьма актуальными для подстанций, имеющих сезонные колебания нагрузки.

Приведенные в настоящей статье положения по оптимизации режимов работы трансформаторов реализованы в виде программного обеспечения . Веб-сервис «Онлайн Электрик» позволяет руководителям предприятий и учреждений достаточно оперативно оценивать технико-экономические показатели мероприятий по повышению энергоэффективности работы трансформаторного оборудования и устанавливать их целесообразность, а энергоаудиторам - качественно дополнять и обосновывать энергетические паспорта зданий и сооружений в сокращенные сроки.

Реализация энергосберегающих мероприятий на трансформаторном оборудовании посредством ресурсов «Онлайн Электрик» имеет целый ряд преимуществ по сравнению с классическим решением подобных задач «вручную» или на программном обеспечении, устанавливаемом на персональных компьютерах, а именно:

1) не нужно приобретать и устанавливать прикладные программы на компьютер;

2) имеется возможность подключения к системе из любой точки планеты;

3) пользователю нет необходимости отслеживать и постоянно обновлять версии программного обеспечения;

4) отчеты с предоставлением используемых формул позволяют убедиться в достоверности расчетов.

Список используемых источников

1. Киреева, Э.А. Полный справочник по электрооборудованию и электротехнике (с примерами расчетов): справочное издание / Э.А. Киреева, С.Н. Шерстнев; под общ.ред. С.Н. Шерстнева.- 2-е изд., стер.- М.-: Кнорус, 2013.- 864 с.

2. Справочник по проектированию электрических сетей / под ред. Д. Л. Файбисовича. - 4-е изд., перераб. и доп. - М. : ЭНАС, 2012. - 376 с. : ил.

3. ГОСТ 14209-97. Руководство по нагрузке силовых масляных трансформаторов.- Введ. 2002.01.01.- Минск, 1998.

4. Коротков, А.В. Методы оценки и прогнозирования энергетической эффективности электротехнических комплексов городских распределительных сетей [Электронный ресурс]: автореф. дис. … канд. техн. наук: 05.09.03 / Коротков А.В.; Санкт-Петербургский государственный политехнический университет. - Электрон. текстовые дан. (1 файл: 283 Кб). - Санкт-Петербург, 2013. - Загл. с титул. экрана. - Электронная версия печатной публикации. - Свободный доступ из сети Интернет (чтение, печать, копирование). - Текстовый файл. - Adobe Acrobat Reader 7.0. - .

5. Онлайн Электрик: Интерактивные расчеты систем электроснабжения. - 2008 [Электронный ресурс]. Доступ для зарегистрированных пользователей. Дата обновления: 08.02.2015. - URL: http://www.online-electric.ru (дата обращения: 08.02.2015).

Проблема оптимизации режимов энергосистем получила полное становле-ние и развитие за последние 30 лет, хотя первые теоретические исследования в этой области были начаты в Советском Союзе значительно раньше. Еще тогда были установлены принципы оптимального распределения активных мощностей между агрегатами на станциях и станциями в системе, базирующиеся на сопоставлении удельных приростов расходов условного топлива. Были установлены критерии оптимального распределения активных мощностей в энергосистемах при учете влияния потерь активной мощности в сетях и при ограничении энергоресурсов.

Уже на этапе, когда была признана необходимость учета потерь активной мощности в сетях при оптимизации режима, стала очевидной невозможность не только оперативной оптимизации, но даже и предварительных расчетов оптимального режима энергосистем без применения вычислительной техники. В связи с этим много внимания уделялось специализированным аналоговым вычислительным устройствам, которые, однако, были вытеснены универсальными цифровыми вычислительными машинами.

В настоящее время для различных задач оптимизации режима накоплен определенный опыт разработки и сопоставления методов, а также практических расчетов в электроэнергетических системах. Наиболее часто решаются задачи оптимизации режима систем по активной мощности и режима электрической сети, т.е. оптимизации по напряжению, реактивной мощности и коэффициентам трансформации (U, Q и Кт), а также более общая задача комплексной оптимизации режима электроэнергетических систем. Эти задачи решаются при оперативном и автоматическом, т.е. в темпе процесса, управлении режимами электроэнергетических систем и сетей.

Накопленный опыт решения задач оптимизации режима на ЭВМ показывает, что для этих задач наиболее эффективно применение метода приведенного градиента при расчете установившегося режима методом Ньютона.

Задачи оптимизации режимов

Оптимальное управление нормальными режимами в энергетической системе заключается в том, чтобы за рассматриваемый отрезок времени обеспечить надежное электроснабжение потребителя электрической энергией требуемого качества (т.е. при соблюдении требуемых ограничений) при минимально возможных эксплуатационных затратах в системе.

Исключительная сложность оптимального управления режимами определяется не только чрезвычайно большим количеством управляемых элементов, но и тем, что разные регулируемые и настраиваемые параметры следует поддерживать в процессе работы системы оптимальными на большой территории.

Оптимизация режима электроэнергетических систем производится всеми инженерами, связанными с расчетами и практической реализацией функционирования электрической системы. Этим занимаются проектировщики, работники служб режимов, диспетчеры энергосистем, оперативный технический персонал электростанций и электросетей.

Задача комплексной оптимизации режима состоит в определении оптимальных значений всех параметров режима при учете технических ограничений. Это задача нелинейного программирования с ограничениями в виде уравнений установившегося режима и нелинейных неравенств. Переменные в задаче этого типа непрерывны.

При комплексной оптимизации режима определяются оптимальные значения активных и реактивных мощностей генерирующих источников, модулей и фаз напряжений в узлах, коэффициентов трансформации при учете технических ограничений на значения модулей узловых напряжений, углов сдвига фаз на дальних передачах, токов и потоков мощности в линиях, Р и Q генераторов и т.д.

Оптимальный режим должен быть допустимым, т.е. удовлетворять условиям надежности электроснабжения и качества электроэнергии, и, кроме того, наиболее экономичным среди допустимых режимов. Условия надежности электроснабжения и качества электроэнергии при расчетах допустимых режимов учитывают ограничения в виде равенств и неравенств на контролируемые параметры режима. Наиболее экономичный режим - это такой из допустимых, при котором обеспечивается минимум суммарного расхода условного топлива (или издержек) при заданной в каждый момент времени нагрузке потребителей, т.е. при заданном полезном отпуске электроэнергии.

УДК 621.316.9

Ф. П. ШКРАБЕЦ (Национальный горный университет Украины, Днепропетровск), А. И. КОВАЛЕВ (ОАО «Южный ГОК», Кривой Рог)

ОПТИМИЗАЦИЯ РЕЖИМОВ РАБОТЫ НЕЙТРАЛИ РАСПРЕДЕЛИТЕЛЬНЫХ СЕТЕЙ

Розглянуто варiанти заземления нейтралi електричних мереж i представлеш рекомендацп з пiдвищення рiвня експлуатацшно! надiйностi й електробезпечностi розподшьних мереж напругою 6 кВ на основi обме-ження й придушення перехвдних процесiв при несиметричних ушкодженнях.

Рассмотрены варианты заземления нейтрали электрических сетей и представлены рекомендации по повышению уровня эксплуатационной надежности и электробезопасности распределительных сетей напряжением 6 кВ на основе ограничения и подавления переходных процессов при несимметричных повреждениях.

The variants of grounding the neutral wire of electric networks are considered and the recommendations are presented on increasing the level of operational reliability and electric safety of distribution networks with 6 kV voltage on the basis of limitation and suppression of transitional processes at asymmetrical damages.

Состояние нейтрали сети имеет непосредственное отношение к вероятности возникновения аварийного состояния, поскольку преобладающее число нарушений в сетях начинается с замыкания на землю. Эффективность любого вида режима работы нейтрали электрической сети определяется целесообразным технико-экономическим соответствием бесперебойности электроснабжения потребителей, величины капиталовложений и эксплуатационных расходов. При этом учитывается, что всякого рода аварийные отключения линий электропередачи и подстанций, как правило, приводят либо к полному обесточиванию потребителей, либо к ограничениям потребления электроэнергии. Перебои в электроснабжении наносят тем больший ущерб, чем выше энергоемкость потребителей и чем больше потребителей, у которых прекращение подачи электроэнергии недопустимо по условиям непрерывности технологического процесса. Повышение уровня надежности электроснабжения и распределительных сетей систем электроснабжения, улучшение условий электробезопасности зависит от успешного решения комплекса вопросов, среди которых важное место занимают вопросы оптимизации режимов работы нейтрали электрических сетей.

Целью работы является представить результаты исследований по повышению уровня эксплуатационной надежности и электробезопасности распределительных сетей напряжением 6 кВ за счет оптимизации режимов нейтрали.

Эффективностью компенсации емкостного тока замыкания на землю (компенсированная

нейтраль) называется способность дугогасящих аппаратов ограничивать токи через место повреждения, перенапряжения и скорости восстанавливающихся напряжений после гашения заземляющей дуги. Показателем эффективности компенсации является отношение количества замыканий на землю, не развившихся в короткие замыкания, к общему их количеству

Эк = 1 - «к.з/Побщ. (1)

При сравнении показателей эффективности работы электрических сетей с различными способами заземления нейтрали, кроме удовлетворения требования по обеспечению надежности электроснабжения потребителей, серьезное внимание обращается на основные параметры сетей, влияющие на эксплуатационные характеристики систем электроснабжения, к которым можно отнести:

1. Уровни изоляции и защита от перенапряжений (устойчивость к перенапряжениям).

2. Селективность действия релейной защиты и простота ее выполнения.

3. Отключение коротких замыканий и возможность нарушения устойчивости параллельной работы (в мощных энергосистемах).

4. Влияние на линии связи, каналы телемеханики и средства промышленной автоматики.

5. Заземляющие устройства линий и подстанций и безопасность напряжений прикосновения и шаговых напряжений.

В отношении электрических сетей и оборудования напряжением 6 кВ, работающих с компенсацией емкостного тока замыкания на

землю, следует отметить, что при резонансных настройках или при незначительных расстройках компенсации в сетях запасы электрической прочности изоляции по отношению к воздействующим перенапряжениям увеличиваются до 30 %. Такие запасы обеспечивают высокую надежность работы систем электроснабжения.

Компенсация емкостного тока замыкания на землю является бесконтактным средством ду-гогашения. В сравнении с сетями, работающими с изолированной нейтралью, а также с сетями, работающими с эффективным и неэффективным заземлением нейтрали, сети с индуктивностью в нейтрали, настроенной в резонанс с емкостью сети относительно земли, обладают следующими выгодными для эксплуатации качествами:

Уменьшается ток через место повреждения до минимальных значений (в пределе до активных составляющих и высших гармоник);

Обеспечивается надежное дугогашение (предотвращается длительное воздействие заземляющей дуги);

Улучшаются условия безопасности при растекании аварийных токов в земле;

Облегчаются требования к заземляющим устройствам;

Ограничиваются перенапряжения, возникающие при дуговых замыканиях на землю, до значений 2,5...2,6 фазного напряжения сети (при степени расстройки до 5 %) - безопасных для изоляции оборудования и линий;

Значительно снижаются скорости восстановления напряжений на поврежденной фазе, что способствует восстановлению диэлектрических свойств места повреждения в сети после каждого погасания перемежающейся заземляющей дуги;

Предотвращаются набросы реактивной мощности на источники питания при дуговых замыканиях на землю, что способствует сохранению качества электроэнергии у потребителей (при резонансной настройке);

Резко уменьшается вероятность развития в сети феррорезонансных процессов (в частности, самопроизвольных смещений нейтрали).

Расстройка режима компенсации более чем на 5 % от резонансного приводит к резкому снижению эффективности в части кратности перенапряжений, развития феррорезонансных процессов и т.п. Кроме того следует отметить, что в случаях, когда используются неправильные схемы присоединения устройств компенсации емкостных токов (дугогасящих аппаратов) и допускаются неправильные оперативные

и автоматические действия, компенсация емкостных токов замыкания на землю не только утрачивает частично или полностью свою эффективность, но и становится причиной многоместных повреждений изоляции сети. Опасные для изоляции сети по уровню и длительно действующие феррорезонансные перенапряжения возникают в случаях, когда трансформатор с устройством компенсации емкостных токов оказывается подключенным к сети не всеми фазами.

Анализ результатов исследований влияния заземления нейтрали электрических сетей на надежность и условия электробезопасности систем электроснабжения в целом, на повреждаемость распределительных сетей и электрооборудования, а также на функциональные характеристики релейной защиты в частности, позволяет дать оценку каждому конкретному режиму работы нейтрали и представить рекомендации, направленные на усиление позитивных показателей соответствующих режимов.

Исследования показали, что самый низкий уровень эксплуатационной надежности соответствует сетям с полностью изолированной нейтралью, а также сетям с компенсированной нейтралью при расстройках компенсации на 20 % и более от резонансной. Это обусловлено высокой повреждаемостью элементов систем электроснабжения от действия внутренних перенапряжений и феррорезонансных явлений

Следует отметить, что наиболее высокая эксплуатационная надежность обеспечивается в распределительных сетях с наложением дополнительной активной составляющей на ток замыкания на землю (сети с резистором в нейтрали). В таких сетях при определенных условиях резко ограничиваются уровни внутренних перенапряжений, сопровождающих несимметричные повреждения, практически исключается развитие феррорезонансных процессов, что, соответственно, способствует уменьшению повреждаемости элементов сети. Кроме того, при этом практически исключается ложная работа устройств защиты от замыканий на землю за счет резкого подавления (практически устранения) переходных процессов при появлении и отключении повреждений.

По условиям обеспечения электробезопасности электрических сетей при непосредственном прикосновении человека к токоведущим частям ни один из возможных режимов нейтрали нельзя признать благоприятным. Независимо от режима нейтрали с учетом реальных па-

раметров изоляции относительно земли распределительных сетей и времени действия устройств защиты, а также времени действия применяемой в таких сетях коммутационной аппаратуры, значения тока через тело человека будут значительно превышать безопасные уровни. Следует, однако, отметить, что степень косвенной опасности электрической сети, например от действия напряжения прикосновения (при прикосновении человека к корпусам электрооборудования и машин, оказавшимся под напряжением вследствие повреждения изоляции одной из фаз), в значительной степени зависит от режима нейтрали. Для установившегося режима однофазного замыкания в этом случае предпочтение следует отдать электрическим сетям с компенсированной нейтралью при резонансной (или близкой к резонансной) настройке компенсирующего устройства. Если учитывать переходные процессы, сопровождающие металлические и дуговые однофазные замыкания на землю, то наиболее благоприятным следует считать электрическую сеть с резистором в нейтрали.

Учитывая изложенное, в сетях напряжением 6...10 кВ, работающих с полностью изолированной от земли нейтралью, предлагается режим работы с резистором в нейтрали, т.е. наложение в аварийном режиме на емкостный ток замыкания активной составляющей, значение которой выбирается из условия

А =(0,4* 1) или Яа =(1 *2,5))1с (2)

Для создания дополнительного искусственного активного тока замыкания на землю могут использоваться высоковольтные резисторы, включаемые между нейтральной точкой сети и землей. В этом случае высоковольтный резистор может включаться:

В нейтраль силового трансформатора при включении его обмоток в звезду и выведенной нулевой точкой;

В нейтраль первичной обмотки специального заземляющего трансформатора;

Между каждой фазой и землей трех сопротивлений, соединенных в звезду с искусственной нулевой точкой.

Кроме того, создание искусственного дополнительного активного тока однофазного замыкания на землю может быть обеспечено включением низковольтного резистора одним из следующих способов:

В качестве нагрузочного резистора вторичной обмотки специального однофазного транс-

форматора, первичная обмотка которого включается между нейтральной точкой сети и землей;

В качестве нагрузочного резистора, подключенного к вторичным обмоткам трех однофазных трансформаторов, включенных по схеме разомкнутого треугольника (первичные обмотки включаются при этом в звезду с заземленной нулевой точкой).

При превышении токов замыкания на землю регламентируемых ПУЭ значений устанавливаются дугогасящие реакторы, которые, как правило, не оборудованы устройствами автоматической настройки индуктивности в резонанс с емкостью сети. Кроме того, зачастую эксплуатационная динамика указанных сетей может превышать 20-процентное изменение параметров изоляции сетей относительно земли (например, карьерные сети). Для указанных сетей нами предлагаются следующие рекомендации по оптимизации заземления нейтрали.

1. Если в сетях напряжением 6. 10 кВ значение емкостного тока однофазного замыкания на землю составляет значение до 10 А и они работают с нейтралью, полностью изолированной от земли, предлагается режим работы с резистором в нейтрали, т.е. наложение в аварийном режиме на емкостный ток замыкания активной составляющей, значение которой выбирается из условия (2). Такой режим обеспечивает подавление переходных процессов, улучшение работоспособности устройств защиты от замыканий на землю, исключает феррорезонансные явления, чем и достигается повышение уровня электробезопасности и надежности.

2. При емкостном токе однофазного замыкания на землю более 10 А предлагается использовать комбинированный режим работы нейтрали. Суть комбинированного режима заземления нейтрали состоит в том, что кроме создания индуктивной составляющей тока однофазного замыкания на землю, предлагается также одновременно накладывать на ток замыкания и активную составляющую.

Таким образом, комбинированный режим заземления нейтрали - это компенсированная сеть с наложением в аварийном режиме дополнительной активной составляющей. Значение накладываемой на сеть активной составляющей тока замыкания на землю должно быть на уровне 30.50 % от емкостной составляющей, т.е., выбираться из условия

1а =(0,3 * 0,5) 1С. (3)

Такой режим обеспечивает подавление переходных процессов, улучшение работоспособности устройств защиты (сигнализации) от замыканий на землю, исключает феррорезо-нансные явления, чем и достигается повышение уровня электробезопасности и надежности и обеспечиваются эксплуатационные показатели, адекватные сетям с резистором в нейтрали даже при расстройках дугогасящего реактора до 50 %.

На рис. 1 для сравнения показаны зоны максимальной кратности перенапряжений от степени расстройки компенсации от резонансного режима в сети с компенсированной нейтралью (зона 1) и в сети с комбинированным режимом работы нейтрали (зона 2). Верхняя и нижняя границы зон соответствуют значениям коэффициента у, равном соответственно 1 и 0,8, который учитывает физические характеристики сети, относительное место повреждения и прочее.

44 40 316 32 28 24 22

Рис. 1. Зависимость кратности перенапряжений от степени расстройки реактора при компенсированном (1) и комбинированном (2) режиме заземления нейтрали

БИБЛИОГРАФИЧЕСКИМ СПИСОК

1. Лихачев, Ф. В. Повышение надежности распределительных сетей 6-10 кВ [Текст] / Ф. В. Лихачев // Электрические станции. - 1981. -№ 11. - С. 51-56.

2. Пивняк, Г. Г. Несимметричные повреждения в электрических сетях карьеров: Справочное пособие [Текст] / Г. Г. Пивняк, Ф. П. Шкрабец. -М.: Недра, 1993. - 192 с.

3. Серов, В. И. Методы и средства борьбы с замыканиями на землю в высоковольтных системах горных предприятий [Текст] / В. И. Серов, В. И. Щуцкий, В. М. Ягудаев. - М.: Наука, 1985. - 136 с.

4. Сирота, И. М. Влияние режимов нейтрали в сетях 6-35 кВ на условия безопасности [Текст] / И. М. Сирота // Режимы нейтрали в электрических системах. - К., 1974. - С. 84-104.

5. Стогний, Б. С. Анализ эффективности существующих режимов нейтрали сетей 6-35 кВ в энергетике [Текст] / Б. С. Стогний, В. В. Масляник, В. В. Назаров // Науково-прикладний журнал «Техшчна електродинашка». - К., 2002. -№ 3. - С. 37-41.

Специальность ВАК РФ05.14.02
Количество страниц 132

1. Обзор методов оптимизации установившихся режимов работы электрических сетей

1.1. Методы оптимизации в электроэнергетике

1.2. Обзор литературы по математическим методам оптимизации

1.3. Современнное состояние методов оптимизации энергосистем

1.3.1. Моделирование объектов с помощью нейронных сетей

1.3.2. Использование нейронных сетей в электроэнергетике

2. Методические основы оптимизации установившихся режимов электроэнергетической системы

2.1. Оптимизация режима радиальной электрической сети.

2.2. Оптимизация установившихся режимов замкнутых сетей.

2.2.1. Влияние неоднородности на потери мощности в замкнутых сетях.

2.2.2. Физическая сущность дополнительных потерь в неоднородных сетях.

2.2.3. Влияние трансформаторов, входящих в замкнутый контур, на потери мощности.

2.3. Установившиеся режимы работы замкнутых сетей с линиями разных классов напряжений.

2.4. Выводы по главе

3. Оптимизация установившихся режимов сложных электрических сетей

3.1. Оптимизация уровня напряжений электропередачи

3.1.1. Вычисление оптимальной величины напряжения

3.1.2. Расчет оптимальной величины напряжения на линии электропередачи Финча -Адис-Аббеба

3.2. Оптимальное распределение реактивных мощностей в радиальных сетях.

3.3. Оптимальное распределение активной мощности между параллельно работающими станциями

3.3.1. Оптимальное распределение активной мощности в электрической сети

3.3.2. Оптимизация распределения активной нагрузки между гидроэлектростанциями Эфиопии

3.4. Оптимизация режимов в сетях сложной конфигурации

3.4.1. Модификация путем объединения в один процесс расчет установившегося режима и его оптимизацию

3.4.2. Оптимальное распределение потоков реактивной мощности сложно-замкнутых сетях

3.5. Выводы по главе

4. Оптимизация установившихся режимов электроэнергетической системы Эфиопии

4.3. Исследование оптимальных режимов 86 4.3.1 Оптимизация режима по реактивной мощности

4.4. Выводы по главе

Введение диссертации (часть автореферата) на тему «Оптимизация установившихся режимов работы энергосистемы Эфиопии по напряжению и реактивной мощности»

Оптимизация режима работы электроэнергетической системы в самом общем виде означает минимизацию затрат на выработку, передачу и распределение электроэнергии. При оптимизации энергоресурсов системы необходимо определить общие характеристики самой системы. В нашем случае это энергосистема Эфиопии, поэтому приведем вначале общие сведения о стране и ее электроэнергетической системе.

Эфиопия - крупное государство в северо-восточной Африке, которое граничит на севере и западе с Суданом, на востоке с Сомалийской демократической республикой и республикой Джибути, на юге с Кенией (см. рис.1.). Площадь Эфиопии составляет 1130 тыс. кв. км. По данным Центральной Статистической Организации население Эфиопии -58 млн. чел.

TheGahb.s^l Burkina / "

Gain.-Biss"aui ""Л /

Guine"ai rrTLil.L. . i у-\ \ "-4 £ Э-""" Nigeria / i, S i erra Lpone;-, riWOK>a? S dS" / "S т X- "lCoas

Liberia, \ /СамеД roon \

Рис.1. Географическое положение Эфиопии. Эфиопия расположена в наиболее высокой части восточной Африки, 40% ее территории отличается чрезвычайным разнообразием рельефа и природных условий. Высокогорья здесь соседствуют с глубокими тектоническими впадинами, что обуславливает резко выраженную контрастность природных ландшафтов. Больше половины территории страны занимают горы, не случайно Эфиопию называют "Африканским Тибетом". Остальная часть равнины: плато Огаден на Юго-востоке, Данакильская пустыня на Северо-востоке и низменность на крайнем Западе в бассейне реки Баро. Самая высокая вершина Эфиопии гора Рас-Дашэн (4 623 м. над уровнем моря), самое низкое место - Данакильскоя впадина (113 м. ниже уровня моря).

Хотя южная граница Эфиопии почти доходит до экватора, а вся страна в целом расположена в субэкваториальном поясе, ее климат благодаря горному рельефу очень разнообразен. В районе Данакильский пустыни, считающейся одним из самых жарких мест на земле, среднегодовая температура 25°С. На горных хребтах нередки заморозки и выпадает снег. В горах велики и суточные колебания температуры от 0° ночью и до +30°С днем.

В Эфиопии самое большое поголовье скота на Африканском Континенте. Около 90% населения страны занято в сельском хозяйстве. Доход государства составил 1190.2 млн. долларов США в 1996/97 году. Основные продукты сельскохозяйственного производства: зерно(маис) -1.711 тонн; сахарный тростник - 1.700 тонн; ячмень - 1.236 тонн; пшеница -1.180 тонн; картофель -350 тонн; пшено - 233 и кофе - 198 тонн.

Важнейшей экономической задачей правительства страны является удвоение ВНП на душу населения, который сегодня составляет 468 долларов США в год (данные 1999 года), в 1993 году этот показатель составлял 100 долларов.

Copyright © Rand McNally & Company or its licensors. All rights reserved, http://www.randmcnally.com

Рис.2. Подробная карта Эфиопии. Правительство Эфиопии, понимая важность развития инфраструктуры и привлечения капиталовложений в страну, приступило к реализации программ развития инфраструктуры в области транспорта, телекоммуникаций и энергоснабжения (см. рис.2.). В Эфиопии имеется в избытке достаточно многочисленная и недорогая рабочая сила.

Наиболее сложной государственной проблемой является вода. До 85% нильской воды состоит из Голубого Нила, берущего свое начало в высокогорных районах Эфиопии, остальная его часть начинается в холмах Бурунди, и прежде, чем достичь Египта протекает через район суданских болот. Хотя Египет находится в нижнем течении Нила, он использует львиную долю его воды. До сих пор египетская вода находилась в относительной безопасности, т.к. африканские соседи Египта были менее экономически развиты, раздираемы гражданскими войнами и поэтому слишком слабы для того, чтобы контролировать нильские истоки. Такое положение вещей уходит в прошлое, после окончания гражданской войны началось активное экономическое развитие Эфиопии. Ее население, численность которого уже такая же, как и в Египте, быстро растет. Сотни малых дамб, главным образом для орошения, строятся сейчас в Эфиопии, и планируется соорудить 4 плотины, две из них на Ниле. Как планируется, эти плотины не окажут существенного воздействия на мощность водного потока, ибо они предназначены для производства энергии, а не для ирригационных систем.

Население голодает в районах, страдающих от засухи. Эфиопия должна эффективно использовать воду, чтобы решить проблему голода. В отличие от гидроэнергетических проектов ирригационные проекты малы и не оказывают сильного воздействия на водный поток. Эти проекты относятся к внутренним программам. Однако это не означает, что они не имеют никакого отношения к Египту. Правительство Эфиопии тщательно управляет и контролирует осуществление этих программ.

Электроэнергетика Эфиопии представлена в основном гидроэлектростанциями. В настоящее время в Эфиопии действуют пять больших и пять мелких гидроэлектростанций. Крупнейшая ГЭС страны -"Мелка-Вакана" на реке Вабе (около города Додола) мощностью 152 Мвт (4*38 Мвт), ГЭС Кока на реке Аваш (около города Кока) мощностью 43,2 Мвт (3*14,4 Мвт), ГЭС Финча мощностью 100 Мвт (3*33,3 Мвт), ГЭС Аваш! и АвашН мощностью 64 Мвт (4*16 Мвт) и другие. Расположение основных электростанций показано на рис.3. Общая установленная мощность всех электростанций страны около 400 Мвт.

J Аваш, r . \ l Dawa

Addis ftbak/- и. к / ■о \ / r7~~

Jirria М-ВаканаЛ f ^

Рис.3. Расположение основных гидроэлектростанций.

Существующие в стране линии электропередачи невелики (общая протяженность около 1500 км.) Напряжение линий электропередачи 45, 132 и 230 кВ. В стране существует государственная объединенная энергосистема, в которую входят четыре электростанции. Она обслуживает нужды столицы и прилегающих населенных пунктов. Остальные провинции страны снабжаются электроэнергией от изолированных ГЭС и небольших дизельных электростанций.

Поскольку в стране существует большое число рек, намечена разработка схемы дальнейшего развития электроэнергетики Эфиопии с выбором первоочередных ГЭС. К 2000 году в стране будет построена еще одна крупная ГЭС на реке Гилгелгибе, которая будет снабжать западную часть страны на напряжении 230 кВ.

В настоящее время в столице Эфиопии Аддис-Абебе расположены восемь подстанций в различных районах. Среди существующих подстанций наиболее крупные подстанции имеют трансформаторы мощностью 22 МВА, а самые маленькие подстанции имеют трансформаторы мощностью 4 МВА. В результате значительного прироста городского населения возникает проблема электроснабжения городов. Решение этой проблемы предусматривает реконструкцию существующих и создание новых городских подстанций и распределительных сетей. В 1993 году в стране произведено 1,386,956 тыс. кВт*ч. электроэнергии.

Возвращаясь к проблеме оптимизации, отметим, что входящие в энергосистему гидроэлектростанции работают по графикам, определяемым водным режимом рек и межгосударственными соглашениями. Поэтому в работе рассматривается оптимизация режима работы электрической сети. При заданной выработке активной мощности, решаем задачу оптимизации распределения реактивной мощности. В замкнутой электрической сети выбираем коэффициенты трансформации и уровни напряжений, отвечающие оптимальному распределению реактивной мощности и минимуму потерь. Решению этих актуальных вопросов и посвящена настоящая диссертационная работа.

В первой главе работы сделан обзор литературы по математическим и техническим вопросам оптимизации. В этом разделе сделана попытка систематизации общего списка литературы по рассматриваемому вопросу по разделам. В работе отмечается, что в практике используются программные средства, позволяющие проводить оптимизационные расчеты в сложных схемах. Рассмотрены перспективные методы моделирования и оптимизации электрических режимов с помощью искусственных нейронных сетей. Однако, учитывая экономические возможности Эфиопии, основной акцент в работе сделан на простейшие методики оптимизации электрических режимов.

Вторая глава посвящена рассмотрению методических вопросов оптимального распределения потоков мощности в разомкнутых и замкнутых сетях. Понимание причин возникновения дополнительных потерь мощности в сетях позволяет правильно решить задачу оптимизации. Отмечается, что причинами дополнительных потерь мощности в сетях являются потоки реактивной мощности и неэкономичное распределение нагрузки между электростанциями. Уравнительные потоки реактивной мощности возникают в замкнутых сетях из-за неуравновешенных коэффициентов трансформации и неоднородности сетей. Отдельно анализируется оптимальный выбор уровня рабочего напряжения в передающих и распределительных сетях. Для радиальных сетей получены выражения для определения величины мощности компенсирующий устройств, отвечающих минимуму потерь.

Третья глава посвящена исследованию методов оптимизации режимов электрических сетей как для простых, так и для сложных схем. Проведено сопоставление для простейшей электропередачи метода приведенного градиента и ручной оптимизации. Получено аналитическое выражение для оптимального распределения активной мощности с учетом потерь в сети с двухсторонним питанием. Отмечается, что в условиях рыночных отношений в энергетике, для энергоснабжающих организаций целесообразно проводит оптимизацию финансовых затрат на приобретение и передачу электроэнергии, а не по минимуму затрат на условное топливо.

Четвертый раздел диссертационной работы посвящен созданию модели энергосистемы Эфиопии и проведению в ней исследований по экономичности режимов работы. При упрощении схемы эквивалентировались мелкие нагрузочные узлы. Для оптимизации использовалась упрощенная схема. В этой главе на основе предложенной методики были сделаны расчеты по оптимизации распределения активной мощности между параллельно работающими гидростанциями. Затем определяется оптимальный уровень напряжений в линиях электропередачи и оптимальное распределение потоков реактивной мощности.

В заключении отмечены основные выводы по диссертационной работе.

Диссертация включает введение, четыре главы и заключение, изложенные на 115 страницах. Содержит 17 рисунков, 33 таблиц, список литературы из 131 наименований. Общий объем работы 134 страниц.

Похожие диссертационные работы по специальности «Электростанции и электроэнергетические системы», 05.14.02 шифр ВАК

Разработка и применение математических моделей для расчета установившихся и динамических режимов ЭЭС, содержащих устройства управляемой поперечной компенсации 2006 год, кандидат технических наук Ебадиан Махмуд

Улучшение режимных характеристик электроэнергетической системы (Бангладеш) осуществлением управляющих воздействий 2001 год, кандидат технических наук Ислам Мд. Нурул

Исследование режимов работы, обоснование путей развития и повышения эффективности Тюменской энергосистемы 2000 год, кандидат технических наук Васильев, Виктор Алексеевич

Режимы и устойчивость межсистемной транзитной электропередачи 330 кВ Кольская АЭС - Ленэнерго с управляемыми устройствами компенсации реактивной мощности 2008 год, кандидат технических наук Смирнов, Владимир Александрович

Совершенствование методов и средств управления режимами электроэнергетических систем на основе элементов гибких электропередач (FACTS) 2009 год, доктор технических наук Ситников, Владимир Федорович

Заключение диссертации по теме «Электростанции и электроэнергетические системы», Лемма Берека Г/Мескел

3.5. Выводы по главе

1. В разделе 3.1 рассмотрена методика оптимизации уровня напряжения в линии электропередачи и показано, что для слабозагруженных линий 220 кВ потери на корону и нагрев сопоставимы. Приведенные в 3.1.2. графики показывают, что для линии Финча - Адис- Аббеба оптимальным является напряжение 225-230 кВ.

2. Исследовано и получено выражение для расчета оптимального распределения реактивных мощностей в радиальных схемах (3.10).

3. В работе проанализированы условия оптимального распределения активной мощности в электрических сетях и получено выражение (3.12) для расчета оптимальных значений мощности в сетях с простой конфигурацией.

4. Проведено сопоставление предложенного метода оптимизации распределения активной мощности с методом нелинейного программирования и показано, что разработанная упрощенная методика дает вполне хорошие результаты.

5. В разделе 3.3.2. вычислены оптимальные значения потоков активной мощности, с учетом потерь в линиях, для энергосистемы Эфиопии для трех уровней потребляемой мощности.

6. В разделе 3.4 проведен анализ и сопоставление методик оптимизации распределения реактивных мощностей в сложных электрических сетях.

Глава 4. Оптимизация установившихся режимов электроэнергетической системы Эфиопии

На основе рассмотренных ранее методов оптимизации в настоящей главе в качестве примера проведем оптимизацию режима для энергосистемы Эфиопии. Поскольку Эфиопия относится к категории бедных стран, то использование программ комплексной оптимизации, например «спайдер» концерна ABB, невозможно по причине высокой стоимости необходимого оборудования и программного обеспечения. Работа в условиях ограниченных материальных ресурсов, выдвигает на первый план задачу повышения экономичности работы энергосистемы. Снижение потерь мощности и энергии дает дополнительные ресурсы для развития промышленности и сельского хозяйства. При общей установленной мощности электростанций 400 МВт снижение потерь на 1015% сулит значительную выгоду, а как отмечалось выше экономия может быть и больше.

Общую методику оптимизации режима энергосистемы, предлагаемую в диссертации, можно описать следующим образом:

1. нахождение оптимального распределения активной мощности между электростанциями с учетом потерь линиях основной сети;

2. выбор оптимального уровня напряжений и распределения реактивной мощности между электростанциями;

3. процедуры дооптимизации, т.е. оптимальное регулирование напряжений и реактивной мощности в распределительной сети.

4.1. Составление расчетной схемы энергосистемы Эфиопии

В процессе выполнения практической части работы нам пришлось столкнуться со сложностями получения данных по энергосистеме. За основную принята схема, полученная от Эфиопской энергетической корпорации, которая приведена на рис. 4.1. На схеме приведены основные сети напряжением от 15 до 230 кВ. Моделирование линий электропередачи осуществлялось на основе п-образной схемы замещения. Параметры схем замещения принимались по данным энергетической корпорации «Характеристики линий электропередачи высокого напряжения в ЭС Эфиопии» (приложение 1.). Следует обратить внимание на двухцепную линию от ГЭС М-Вакана до подстанции Кока длиной 164 км и напряжением 230 кВ, зарядная мощность этой линии составляет 53 МВАр. Для обеспечения нормальной работы системы на подстанциях установлены шунтирующие реакторы. Примерно такие же параметры имеет линия Финча - Маркое, а линия Маркое - Бахидар имеет длину 195 км, очевидно, что на этих линиях так же необходима установка реакторов. В рассматриваемой таблице приведены данные по 100 линиям напряжением 230, 132, 66 и 45 кВ. Данные по нагрузкам были взяты из таблицы «Пиковая и средние значения нагрузок основных районных подстанций» (приложение 2.). Для определения расчетного значения реактивной нагрузки принималось среднее значение coscp =0.9. По имеющимся данным была получена модель энергосистемы Эфиопии, схема которой приведена на рис.4.2. Параметры схемы замещения даны в таблице (приложение 3.).

Для полученной модели были произведены серии расчетов установившихся режимов работы энергосистемы Эфиопии. Поскольку данных по режимам работы реальной энергосистемы получить не удалось, то рассматривались режимы, отвечающие допустимым значениям перетоков мощности и уровням напряжений в узловых точках сети. cohbou.iu

Рис.4.1. Схема энергосистемы Эфиопии оо l>->

Оценка эффективности предлагаемых мероприятий оценивалась по снижению величины потерь мощности. Отдельно рассматривались потери для каждого класса напряжений и отдельно в трансформаторах и линиях. Пример таблицы потерь приведен на рис. 4.3.

4.2. Построение эквивалентных схем для энергосистемы Эфиопии

На основе расчетной схемы была построена эквивалентная модель для которой и определялось оптимальное распределение активной мощности между электростанциями. Для получения эквивалента в схеме были выбраны эквивалентируемые, сохраняемые и узлы примыкания. Произведен расчет режима для исходной схемы. Эквивалентирование выполнялось таким образом, чтобы режим сохраняемых узлов не менялся. Эквивалентирование выполнялось раздельно для мощностей генерации и нагрузки. В узлах примыкания, к оставшейся без изменения части схемы, подключаются эквивалентные нагрузки или генерация. Вариант промежуточного эквивалента схемы приведен на рис. 4.4.

Рис.4.3. Таблица потерь.

Рис.4.4. Промежуточный эквивалент схемы энергосистемы Эфиопии

Затем процедура эквивалентирования была повторена еще раз и окончательный вид эквивалентной схемы показан на рис. 4.5. Следует отметить, что потери эквивалентируемых узлов включались в мощность нагрузки и поэтому данная схема может использоваться для расчета оптимального распределения мощности между станциями.

Рис. 4.5. Эквивалентная схема энергосистемы Эфиопии.

Для этой схемы и решалась задача оптимального распределения мощности, как методом линейного программирования, так и по (3.12).

4.3. Исследование оптимальных режимов

В качестве примера оптимизации рассмотрим первый режим работы энергосистем с суммарной нагрузкой 200 МВт. Распределение мощностей между станциями, отвечающее оптимальному режиму для этого варианта нагрузки приведено на рис.4.6. Загрузка станций соответствует результатам, полученным в разделе 3.3.2,

ОПТ Р=200 Si=65.7 S2=74.7 S3=31.5 S4=28.2 AP=4.48 МВт

Соответствующие этому режиму потери показаны в табл.4.1.

Заключение

1. Рассмотрены различные режимы работы замкнутой электрической сети и показано, что существуют две физические причины возникновения дополнительных потерь мощности - это неоднородность сопротивлений схемы замещения и несбалансированные коэффициенты трансформации.

2. В работе подробно исследована физическая сущность дополнительных потерь, вследствие неоднородности сети, и показано, что из-за несбалансированных составляющих падение напряжения в контуре появляются уравнительная ЭДС и ток, являющиеся причиной увеличения потерь.

3. С помощью классического исследования на экстремум подтверждено, что минимуму потерь замкнутых сетей, отвечает распределение по активным сопротивлениям.

4. Исследованы и объяснены причины неравномерного распределения мощностей по параллельно работающим линиям электропередачи разных классов напряжения.

5. В работе проанализированы условия оптимального распределения активной мощности в электрических сетях и получено выражение (3.12) для расчета оптимальных значений мощности в сетях с простой конфигурацией.

6. Проведено сопоставление предложенного метода оптимизации распределения активной мощности с методом нелинейного программирования и показано, что разработанная упрощенная методика дает вполне хорошие результаты.

7. Правильность методических положений работы и полученных результатов подтверждены многократными расчетами установившихся режимов для энергосистемы Эфиопии, выполненые с помощью программы РАСТР.

8. Показано, что среди множества реализуемых режимов оптимальный имеет наименьшие потери активной мощности в сети, причем в других режимах потери могут быть больше на 20-30%.

9. Целесообразность оптимизации режима по реактивной мощности подтверждена результатами расчетов, представленных в разделе 4.3.1.

10.Результаты расчетов режимов, выполненные с помощью программы РАСТР и приведенные в главе 4 подтверждают справедливость выводов предыдущих разделов работы.

Список литературы диссертационного исследования кандидат технических наук Лемма Берека Г/Мескел, 2002 год

1. Александров О.И., Бабкевич Г.Г. Оперативные алгоритмы расчета потокораспределения в сложной ЭЭС. Электронное моделирование. 1992,- 14, N6. С.66-70.

2. Аммар Бен Салем. Комплексная оптимизация развития объединенной энергосистемы стран Союза Арабского Магриба. Автореф. дисс. канд. эконом, наук, С-Петербург. 1994.

3. Анализ и управление установившимися состояниями электроэнергетических систем. /Н.А. Мурашко, Ю.А. Орхозин, JI.A. Крумм и др. Новосибирск: Наука. Сиб. Отд, 1987.

4. Андерсон П., Фуад А. Управление энергосистемами и устойчивость:/ Пер. с англ. под ред. Я.Н. Лугинского. М.: Энергия, 1980.

5. Аоки М. Введение в методы оптимизации. М.: Наука, 1977.

6. Арзамасцев Д.А. Введение в многоцелевую оптимизацию энергосистем. Свердловск: Изд. УПИ, 1984.

7. Арзамасцев Д.А. и др. АСУ и оптимизация режимов энергосистем: Учеб. Пособие. -М.: Высш. Шк.,1983.

8. Арзамасцев Д.А. и др. Модели оптимзации развития энергосистем: Учебник. М.: Высш. Шк., 1987.

9. Ашманов С.А. Линейное программирование: Учеб. Пособие. -М.: Высш. Шк., 1981

10. Ашманов С.А., Тихонов А.В. Теория оптимизации в задачах и упражнениях. -М.: Высш. Шк., 1981.

11. Баринов В.А., Совалов С.А. Режимы энергосистем: Методы анализа и управления. -М.: Энергоатомиздат. 1990.

12. Баркан Я.Д. Автоматизация режимов по напряжению и реактивной мощности: Из опыта Латвглавэнерго. М.: Энергоатомиздат, 1984.

13. Бондаренко А.Ф., Морозов Ф.Я., Окин А.А., Семенов В.А. Концепция оперативно-диспетчерского управления ЕЭС России в рыночных условиях. Сборник статей «Проблемы диспетчерского и автоматического управления». М.: Издательство МЭИ, 1997.

14. Вариационное исчисление и оптимальное управление: Учебник/под ред. В.С.Зарубина -М.: Изд-во МГТУ им. Н.Э. Баумана, 1999.

15. Васильев В.П. Численные методы решения экстремальных задач. -М.: Наука, 1980.

16. Васильков Ю.Н., Василькова Н.Н., Компьютерные технологии вычислений в математическом моделировании: Учебн. Пособие. -М.: Финансы и статистика, 1999.

17. Веников В.А. и др. Оптимизация режимов электростанций и энергосистем: Учебник.- М.: Энергоатомиздат, 1990.

18. Веников В.А. Переходные электромеханические процессы в электрических системах: Учебник для электроэнергетич. спец. вузов. Изд. 4-е. М.: Высшая школа, 1985.

19. Веников В.А., Головицын Б.И., Лисеев М.С. Исследование некоторых алгоритмов управления стационарными режимами электроэнергетических систем. Изв. АН СССР. Энергетика и транспорт, 1973 №4, с.3-16.

20. Веников В.А., Жуков Л.А., Поспелов Г.Е. Электрические системы: Режимы работы электрических сетей и систем. М.: Высш. Шк., 1975.

21. Веников В.А., Идельчик В.И., Лисеев М.С. «Регулирование напряжения в электроэнергетических системах.» М.: Энергоатомиздат, 1985.

22. Веников В.А., Литкенс И.В. Математические основы автоматического управления режимами электросистем.-М.: Высшая школа, 1964.

23. Волков Г.А. Оптимизация надежности электроэнергетических систем. -М.: Наука. 1986.

24. Воропай Н.И. Упрощение математических моделей динамики электроэнергетических систем. Новосибирск: Наука. Сиб. Отд, 1981.

25. Габасов Р., Кириллова Ф.М. Методы оптимизации. Минск.: Изд-во БГУ, 1975.

26. Галушкин А. Современные направления развития нейрокомпьтерных технологий в России./ Открытые системы. 1997, №4.

27. Гамм А.З., Герасимов Л.Н., Голуб И.И., и др. Оценивание состояния в электроэнергетике. -М.: Наука, 1983.

28. Гамм А.З., Крумм Л.А. Методы оптимизации режима сложных электроэнергетических систем при случайном характере исходной информации. Изв. АН СССР. Энергетика и транспорт. 1972, №1. с.46-60

29. Герасимов С.Е., Горюнов Ю.П., Евдокунин Г.А., Иванов С.А. «Численные и аналитические методы анализа режимов электрических систем. Учебное пособие.» Л.: издательство ЛПИ, 1986.

30. Герасимов С.Е., Лемма Берека, Сендажи А. Оптимизация распределения нагрузки между электростанциями. Материалы научной конференции студентов и аспирантов. С-Пб.: Издательство С-ПбГТУ, 1999.

31. Герасимов С.Е., Лемма Берека. Методы оптимизация режимов распределительных сетей. Формирование технической политики инновационных наукоемких технологий. 14-16 июня 2001 г., С-Пб.: Издательство С-ПбГТУ, с.51-54.

32. Герасимов С.Е., Лемма Берека. Оптимизация режима радиальной электрической сети. Материалы Всероссийской научно-технической конференции: «Фундаментальные исследования в технических университетах» 8-10 июня 2000 г., С-Пб.: Издательство С-ПбГТУ, с.127.

33. Герасимов С.Е., Лемма Берека. Проектирование системы электроснабжения столицы Эфиопии Адисс-Абебба. Современные научные школы: Перспективы развития. Материалы научной конференции студентов и аспирантов. С-Пб.: Издательство С-ПбГТУ, 1998.

34. Герасимов С.Е., Меркурьев А.Г. Регулирование напряжения в распределительных сетях. С-Пб., С-3 филиал АО «ГВЦ Энергетики» 1997.

35. Гилл Ф., Мюррей У., Райт М. Практическая оптимизация. -М.: Мир, 1985.

36. Горбань А.Н. Обучение нейронных сетей. М.": изд. СССР-США СП "ParaGraph", 1990. 160 с.

37. Горбань А.Н., Россиев Д.А. Нейронные сети на персональном компьютере. Новосибирск: Наука, 1996.

38. Горнштейн В.М. Методы оптимизации режимов энергосистем. М.: Энергоиздат, 1981.

39. Гуссейнов Ф.Г. Упрощение расчетных схем электрических систем. -М.: Энергия, 1978.

40. Дальние электропередачи 750 кВ: Сборник статей / Под ред. А.М.Некрасова и С.С. Рокотяна, М.: Энергия, 1975.

41. Дубицкий Г.А. Советчик диспетчера для быстрой коррекции режима

42. ОЭЭС по активной мощности / Советчики диспетчера по оперативной коррекции режимов работы ЭЭС. Иркутск, 1984.

43. Дьяков А.Ф., Окин А.А., Семенов В.А. Диспетчерское управление мощными энергообьединениями. -М.: Издательство МЭИ, 1996.

44. Жданов П.С. Вопросы устойчивости электрических систем. -М.: Энергия. 1979.

45. Железко Ю.С. «Компенсация реактивной мощности в сложных электрических системах.» М.г Энергоатомиздат, 1981.

46. Железко Ю.С. «Компенсация реактивной мощности и повышение качества электроэнергии.» М.: Энергоатомиздат, 1985.

47. Идельчик В.И. «Электрические системы и сети.» М.: Энергоатомиздат, 1989.

48. Идельчик В.И. «Расчеты установившихя режимов электрических сетей. Под редакцией Веникова В.А.» М.: Энергия, 1977.

49. Каменский М.Д. Электрические системы. Госэнергоиздат. 1952.

50. Конюховский П.В. Математические методы исследования операций в экономике.-СПб.: Издательство Питер,2000.

51. Короткевич A.M. совершенствование методов оптимизации режимов энергосистемы по напряжению и реактивной мощности. Автореф. дисс. канд. техн. наук, Минск. 2000.

52. Крумм Л.А. Методы приведенного градиента при управлении электроэнергетическими системами. Новосибирск: Наука, 1977.

53. Лебедев С.А., Жданов П.С., Городский Д.А., Кантор P.M. Устойчивость электрических систем. М.: Госэнергоиздат, 1940.

54. Лебедева Л.М. Методы и алгоритмы оптимизации расчетных режимов при оценке надежности сложных электроэнергетических систем. Автореф. дисс. канд. техн. наук, Иркутск, 1998.

55. Левинштейн М.Л., Щербачев О.В. Статическая устойчивость электрических систем. Учебное пособие, СПб.: СПбГТУ, 1994.

56. Лисеев М.С. К задаче автоматизации регулирования режимов электрической системы по напряжению и реактивной мощности. -Изв. АН СССР. Энергетика и транспорт, 1973 №2, с.91-98.

57. Лисеев М.С. Применение методов математического программирования к решению задач оперативного управления режимами электрических систем по напряжению и реактивной мощности. Изв. вузов. Энергетика, 1973 №8, с. 12-16.

58. Лисеев М.С., Эль-Саях С. Метод расчета наивыгоднейшего распределения реактивных мощностей в районных сетях. Изв. АН СССР. Энергетика и транспорт, 1979 №5, с.80-86.

59. Мельников Н.А. Реактивная мощность в электрических сетях. -М.: Энергия, 1975.

60. Мельников Н.А. Электрические сети и системы. -М.: Энергия, 1975.

61. Моисеев Н.Н., Иванилов Ю.П., Столярова Е.М. Методы оптимизации. -М.: Наука. Гл.ред. ф-м.л., 1978.

62. Нейман Л.Р., Демирчан К.С. Теоретические основы электротехники. Т.1;т.2.-Л.: Энергоиздат, 1981.

63. Неклепаев Б.Н., Крючков И.П. «Электрическая часть станций и подстанций. Справочные материалы для курсового и дипломного проектирования: Учебное пособие для ВУЗов.»-М.: Энергоатомиздат, 1984.

64. Новгородцев А.Б. 30 лекций по теории электрических цепей: Учебник для вузов. СПб.: Политехника, 1995.

65. Оптимальные режимы работы энергосистем: Сб. научн. Трудов/ВНИИЭ. -М.: Энергоатомиздат. 1985.

66. Петренко Л.И. Электрические сети и системы. Киев: Вища школа, 1981.

67. Петров Ю.П. Вариационные методы теории оптимального управления.-Л.: Энергия. 1977.

68. Петров Ю.П. Три очерка по истории оптимизации и оптимального управления.- СПб.: ООП НИИХ, 1998.

69. Поляк Б.Т. Введение в оптимизацию. -М.: Наука, 1983.

70. Поспелов Г.Е., Сыч Н.М. Потери мощности и энергии в электрических сетях. М.: Энергоиздат, 1981.

71. Поспелов Г.Е., Сыч Н.М., Федин В.Т. Компенсирующие и регулирующие устройства в электрических системах. Л.: Энергоатомиздат, 1983.

72. Поспелов Г.Е., Федин В.Т. Электрические системы и сети: Проектирование. Мн.: Выш. Шк., 1988.

73. Проектирование линий электропередачи сверхвысокого напряжения/ Под ред. Г.Н. Александрова. СПб.: Энергоатомиздат, Сант-Петербургское отделение, 1993.

74. Расчеты и анализ режимов, программирование и оптимизация работы сети. Под редакцией / В.А. Веникова. М., 1974.

75. Рейклейтис Г., Рейвиндран А., Рэгсдел К, Оптимизация в технике: -М.: Мир, 1986.

76. Рокотян И.С., Федоров Д.А. «Применение методов математического программирования для выбора оптимальной конфигурации сети» .М.: Высш. Шк., 1999.

77. Рябокрис И.Ф. Компенсация реактивной мощности в электрических сетях. -Киев: Укр. ВИНИТИ, 1976.

78. Системы: декомпозиция, оптимизация и управление/ Сост. М. Сингх, А. Титли; М.: Машиностроение, 1986.

79. Совалов С.А., Семенов В.А. Противоаварийное управление в энергосистемах. -М.: Энергоатомиздат, 1988.

80. Солдаткина JI.А. «Электрические сети и системы.» М.: Энергия, 1978.

81. Справочник по проектированию электроэнергетических систем / В.В. Ершевич, А.Н. Зейлигер, Г.А. Илларионов и др.; Под ред. С.С. Рокотяна и И.М. Шапиро. М.: Энергоатомиздат, 1985.

82. Справочник по электрическим установкам высокого напряжения / Под ред. И.А. Баумштейна, С.А. Бажанова. М.: Энергоатомиздат, 1989.

83. Статические компенсаторы для регулирования реактивной мощности. Под. ред. P.M. Матура. М.: Энергоатомиздат, 1987.

84. Строев В.А., Рокотян И.С. «Методы математической оптимизации в задачах электроснабжения» М.: Высш. Шк., 1998.

85. Тарасов В. И. Особенности алгоритмической и программной реализации методов минимизации при решении уравнений установившихся режимов электроэнергетических систем. Журнал "Электричество ", 2/1997 год.

86. Терехов В.А., Ефимов Д.В., Тюкин И.Ю., Антонов В.Н. Нейросетевые системы управления. С-Пб.: Изд-во С-Пб Университета, 1999.

87. Турчак Л.И. Основы численных методов: Учебное пособие.М.: Гл. ред. Ф-М.Л.,1987.

88. Уоссермен Ф. Нейрокомпьютерная техника: Теория и практика./ Пер. с англ. М.: Мир, 1992.

89. Фазылов Х.Ф., Юлдашев Х.Ю. Оптимизация режимов электроэнергетических систем. -Ташкент.: ФАН. 1987.

90. Ханина Е.П. Оптимизация режимов работы ЭЭС с учетом особенностей рыночной экономики. Автореф. дисс. канд. техн. наук, Новосибирск, 1997.

91. Холмский В.Г. Расчет и методы оптимизации режимов электрических сетей (специальные вопросы). Учебное пособие. -М: Высш. Шк. 1975.

92. Цыпкин Я.З. Адаптация и обучение в автоматических системах. -М.: Наука, 1968.

93. Черненко П.А., Прихно B.J1. Оценка состояния и оптимизация по напряжению и реактивной мощности электроэнергетической системы. Техническая термодинамика, 1980, №5. с. 80-85. 96.Черноруцкий И.Г. Методы оптимизации: Учеб. Пособие. - СПб.:

94. Изд-во СПбГТУ, 1998. 97.Электрические системы и сети в примерах и иллюстрациях: Учеб.

95. Пособие. Под редакцией В.А. Строева,- М.: Высш. Шк., 1999. 98.Электрические системы. Под ред. В.А.Веникова. М.: Высш. Шк.1972.

96. Электрические системы. Электрические расчеты, программирование и оптимизация режимов. Под ред. В.А.Веникова. М.: Высш. Шк.1973.

97. Электропередачи 1150 кВ: Сб. ст.: В 2-х кн./Под ред. Г.А.Илларионова, B.C. Ляшенко. М.: Энергоатомиздат, 1992.

98. A.A.El-Keib, Х.Ма. Application of artificial neural net-works in voltage stability assessment. IEEE Trans, on Power Systems, vol.10, N4,Nov. 1995.

99. Aboreshaid S. , Billinton R., Fotuhi-Firuzabad M. Probabilistic Transient Stability Studies Using the Method of Bisection. IEEE Transaction on power System, Vol.11, No.4,November 1996.

100. D.J.Sobajic and oth. Real-time security monitoring of electrical power systems using parallel associative memory. IEEE.90 (2929-2932).

101. Dy Liacco Т.Е. Real-time computer control of power systems. -Proc. IEEE, 1974.

102. Grantham W. J. and Vincent T.L., Modern control systems analysis and design, John Wiley & Sons, Inc. New York, 1993.

103. H.C.Chang and oth. Neural networks based selforganizing Fuzzy Controller for transient Stability of Multi machine Power Systems. IEEE Trans, on Energy Conversion, vol.10, N2, June, 1995.

104. J.Plettner-Maraliani. Optimisation of the combination of power units in smoll electric grids. Annual report, vol 62, 1999 of the Institute of Power System and Economics, RWTH Aachen, Germany, -p.75.

105. Kamwa I., Farzaneh M. Data translation and order reduction for turbine-generator models used in network studies. IEEE Transaction on Energy Conversion.Vol.12, No.2,June 1997.-C.118-126.

106. Kuo В. C., Automatic control systems, Printice-Hall, Inc. New Jersey, 1987.

107. L.H.Jeng and oth. Damping of torsional Oscillations in a parallel AC/DC System using an artificial neural network tuned supplemental subsynchronous damping controller. Proc. Natl. Sci. Connc. Roc(A), vol.20, N2, 1996 (174-184).

108. Lewis F. L., and Syrmos V. L. Optimal control . John Wiley, New York, 1995.

109. Lof P.-A. On static analysis of long-term voltage stability in electric power system/ Royal Ins. Of Technology/ -Stockholm, 1995.

110. M.A.El-Sharkawi and oth. Localization of WindingShorts Using Fuzzi fied Neural networks. IEEE Trans, on Energy Conversion, vol.10, N1, March, 1995.

111. M.E.Aggoune and oth. Artificial neural networks for power system static security assessment. ISCAS.89 (490-494).

112. M.La Scala, M.Trovato, F.Torelli. A neural network based mehtod for voltage security monitoring. IEEE Trans, on Power Systems, vol.11, N3, Aug. 1996.

113. Marzio Leonardo. A new utility-user interface for a qualified energy consumption. Pattern Recogn. 1995. - 28, N10 - p. 1507-1515.

114. Ogata K., Modern control engineering, Prentice-Hall. 1970.

115. R.Fischl and oth. Screening power system contingencies using a back-propagation trained multiperceptron. ISCAS.89 (486-489).

116. R.I.Thomas and oth. On-line security screening using an artificial neural network. IEEE.90 (2921-2924).

117. S.R.Chaudhry and oth. An artificial neural network Method for the identification of Saturated Turbogenerator Parameters dased on a coupled Finite-Element/State-Space Computational algorinhm. IEEE Trans, on Energy Conversion, vol.10, N4, Dec. 1995.

118. Sakural Kyoko, Nishimura Kazuo, Hayashi Hideki. A practical method based on structured neural networks to optimize power system operation. Proc. Int. Jt Conf. Neural Networks, nagoya, Oct. 25-29, 1993: IJCNN"93 Nagoya. Vol.1. - Nagoya, 1993, p.873.

119. Santoso N. Iwan, Tan Owen T. Neural net based real-time control of capacitors installed on distribution systems. IEEE Trans. Power. Deliv. 1990 5, N1. - p.266-272.

120. Takuldar S.M. Computer aided dispatch for electric power.- Proc. IEEE, 1981.

121. Y.Zhang and oth. Artificial neural network power system Stabilizers in Multi-Machine Power System Snviroment. IEEE Trans, on Energy Conversion, vol.10, N1, March, 1995.

122. Flatabo "Application of Optimization techniques to study power system network performance". CIGRE SC 38 Reports, issue 174, 1997.

123. G.L. Torres, Quintana, V.H. "Optimal Power Flow by a Nonlinear Complementarity Method". IEEE Power Engineering Review, 2000.

124. H.G. Kwanti, A.K. Pasrija, and L.Y. Bahar, "Static bifurcations in electric power networks: Loss of steady-state stability and voltage collapse," IEEE Trans, on Circuits and Systems, vol.CAS-33, pp.981 - 991, Oct. 1986.

125. M.E.Aggoune. An artificial neural net based method for power system state estimation. Proc. Int. Jt Conf. Neural Networks, Nagoya, Oct. 25-29, 1993: IJCNN"93 Nagoya. Vol.2. Nagoya, 1993. - p. 1523-1526.

Обратите внимание, представленные выше научные тексты размещены для ознакомления и получены посредством распознавания оригинальных текстов диссертаций (OCR). В связи с чем, в них могут содержаться ошибки, связанные с несовершенством алгоритмов распознавания. В PDF файлах диссертаций и авторефератов, которые мы доставляем, подобных ошибок нет.

Задачи оптимизации текущих режимов. Оптимизация режимов системы ПЧ—АД Оптимизации режимов электрических сетей и

Задачи оптимизации режимов

Рекомендованный список диссертаций

Применение управляемых шунтирующих реакторов для оптимизации режимов работы энергосистемы Монголии 2003 год, кандидат технических наук Равжиндамба Давааням

2003 год, кандидат технических наук Малафеев, Алексей Вячеславович

Оптимизация режимов энергосистемы Северо-Запада на основе применения фазорегулирующих устройств 2007 год, кандидат технических наук Фролов, Олег Валерьевич

Управление компенсацией реактивной мощности промышленных узлов нагрузки 2001 год, кандидат технических наук Кирилина, Ольга Ивановна

Введение диссертации (часть автореферата) на тему «Оптимизация установившихся режимов работы энергосистемы Эфиопии по напряжению и реактивной мощности»

Похожие диссертационные работы по специальности «Электростанции и электроэнергетические системы», 05.14.02 шифр ВАК

Заключение диссертации по теме «Электростанции и электроэнергетические системы», Лемма Берека Г/Мескел

Список литературы диссертационного исследования кандидат технических наук Лемма Берека Г/Мескел, 2002 год