Поиск по сайту

Система для решения технологических задач ИАСУ ПЭС - Архивы 2001

Оглавление
Об использовании выносного заземлителя для плавки гололеда на ВЛ постоянным током
Автоматизированная система для оценки технического состояния электрооборудования
О ближнем резервировании на подстанциях с выключателем 110 кВ в цепи трансформатора
Влияние качества электрической энергии на уровень ее потерь
Применение устройств электрозащитного и противопожарного отключения АСТРО-УЗО
Состояние АЧР энергосистем и пути ее совершенствования
Приложение
Противоаварийная автоматика для энергосистем с большой удельной единичной мощностью
Система анализа показателей работы оборудования электростанций
Система для решения технологических задач ИАСУ ПЭС
Отечественные оперативно-информационные комплексы АСДУ
Компьютерные технологии и оперативный журнал диспетчера
Система для решения технологических задач службы линий
Информационное обеспечение автоматизированных систем управления распредсетями
Тренажеры оперативных переключений
О ресурсе энергетических объектов
Устройство дальнего резервирования отключения коротких замыканий
Области рационального применения ЛЭП высших классов напряжения в ЕЭС России
О ремонте высоковольтных герметичных вводов трансформаторов
Переходные соединительные муфты на 110 кВ
Результаты эксплуатации управляемого подмагничиванием трехфазного шунтирующего реактора
Системы возбуждения генераторов
Тепловизионный контроль генераторов и импульсное дефектографирование трансформаторов
Атлас ветров России
Итоги развития электроэнергетики Польши в 90-е годы
Энергокомпания Токио
Энергетика Южной Кореи

Интегрированная система для решения технологических задач ИАСУ ПЭС

Потребич А. А.

В настоящее время становится все более актуальным решение в полном объеме задачи расчета установившегося режима, потерь энергии, определения нормативной характеристики потерь энергии (ИХПЭ) и выбора мероприятий по их снижению [1, 2], проверки оборудования по токам короткого замыкания (КЗ) не только для соответствующих служб энергосистемы, но и для персонала ПЭС. В то же время существуют комплексы программ, которые решают эти задачи в отдельности для расчета установившегося режима (Б-2, Б-6, RASTR, ANARES и др.), для расчета ИХПЭ или в полном объеме, но только для распределительных электрических сетей [3] и т.д. При этом, к сожалению, данные программы из-за возникающих в последнее время объективных трудностей по-разному сопровождаются и совершенствуются.
Зачастую отличные по своей сути алгоритмы, реализованные мощными творческими коллективами, не всегда сейчас поддерживаются на должном программном уровне. Это, в первую очередь, относится к графическому отражению вводимой и полученной в результате расчетов информации, переводу программ под WINDOWS и т.д.
Следует подчеркнуть, что сами алгоритмы расчетных программ очень часто значительно сильнее и перспективнее своих западных аналогов. Поэтому проблема поддержания этих программ на должном уровне должна решаться централизованно, так как реализовать заново через некоторое время алгоритмы этих программ будет очень сложно, а иногда и невозможно.
В контексте сказанного целью разработки и внедрения предлагаемой интегрированной системы (см. рисунок) является не только решение задачи расчета установившегося режима, потерь энергии, ИХПЭ и выбора мероприятий по их снижению и т.д., но и совместимость на данном этапе с другими уже существующими программами по данной тематике. Это позволяет, в частности, применяя общую режимную и параметрическую информацию о сети, вести расчеты по программам различных разработчиков, используя при этом для отображения их результатов графическую систему, разработанную авторами рассматриваемой интегрированной системы.
Законность и целесообразность использования программ тех или иных разработчиков должна решаться самими их пользователями. В то же время следует подчеркнуть, что предлагаемая система (см. рисунок) позволяет решать практически все рассмотренные нами ранее задачи.
Основной целью при разработке данной системы было достижение большей доступности и простоты ее использования. Так, для работы с существующими программами расчета установившегося режима сложнозамкнутой электрической сети необходим соответствующий уровень квалификации. Нужно уметь сформировать схему замещения, задать для ряда узлов пределы выдаваемой ими реактивной мощности, выбрать удачно балансирующий узел, отладить сам стационарный режим и т.д. При этом данная квалификация зачастую формируется годами. В то же время следует подчеркнуть, что ПЭС, хотя и имеет замкнутые электрические сети, но в подавляющем объеме они разомкнуты, и, как следствие, методы расчета стационарного режима для них значительно проще. Поэтому в предлагаемой системе для расчета режима применялся метод, в котором разомкнутая часть сети эквивалентировалась с помощью процедуры упорядоченного исключения Гаусса (ОГИ)
[3].
Для небольшой замкнутой части электрической сети ПЭС было значительно проще “поставить” задачу расчета режима. При этом, если были уже внедрены соответствующие системы для основных технологических служб ПЭС [4, 5], то схема замещения электрической сети могла формироваться автоматически. Для персонала, не знакомого с проблемой расчета режима, результаты его расчетов выводились на принципиальную схему (мнемосхему), а переключения выполнялись изменением “мышкой” положения коммутирующих аппаратов. При этом срез режимной информации за соответствующий час формировался автоматически.
Блок-схема системы для решения расчетных задач ИАСУ ПЭС
Блок-схема системы для решения расчетных задач ИАСУ ПЭС

В настоящее время для персонала ПЭС, энергосистемы большое значение имеет расчет приемлемой НХПЭ, по которой, как правило, ежемесячно определяется коэффициент нормативных технологических затрат на передачу электроэнергии, который должен учитываться при расчете и согласовании в областной администрации тарифов на потребляемую промышленными предприятиями-перепродавцами, энергосистемой активную энергию.
Следует подчеркнуть, что для определения более точной НХПЭ, как правило, требуется информация о графиках нагрузок, пропущенной через распределительные трансформаторы (РТ) энергии, а возможно, и расчета серии стационарных режимов. Данные расчеты можно выполнить по существующим программам определения НХПЭ [2, 6 - 8]. В то же время многие предприятия-перепродавцы, энергосистемы определяют НХПЭ по упрощенным методикам [9, 10], в которых в виде нагрузок выступают номинальные мощности установленных РТ ТП, подстанций 35 - 110 кВ. Несомненно, это резко снижает необходимый объем режимной информации, количество и качество выполняемых расчетов, и, как следствие, требования к необходимой квалификации персонала.
Определение норматива потерь энергии по НХПЭ, рассчитанной по данным методикам [9, 10], резко занижает его величину [11]. Поэтому основной целью персонала ПЭС, энергосистемы, который должен заниматься расчетными задачами, становится достижение приемлемого для предприятия норматива.
Естественно, говорить о выборе мероприятий по снижению потерь энергии относительно зачастую фиктивного их норматива бессмысленно. На наш взгляд, следует все-таки определять НХПЭ по реальной режимной информации. Это позволит не только получить близкий к реальному норматив потерь энергии, но и автоматически использовать всю собранную параметрическую и режимную информацию о сети для выбора мероприятий по снижению этих потерь. В первую очередь, именно для решения этих задач предназначена предлагаемая интегрированная автоматизированная система.
В данной системе интегрированы программы как для питающих [4], так и для распределительных электрических сетей [5]. Первой отдельной ее подсистемой является блок накопления режимной и параметрической информации. При этом режимная информация может заноситься как вручную, так и автоматически из соответствующего ОИК. Для подстанций 110 - 220 кВ согласно отраслевой инструкции учета электроэнергии проверяется ее баланс, а затем с учетом информации о пропусках энергии, мощности по элементам электрической сети, ее структуры на основе программы оценки состояния режима [12], по возможности, выявляются ошибочная режимная информация, неправильно работающие счетчики и т.д. Для заданных графиков нагрузок и генераций анализируются скачки мощности, токов, напряжений, помесячного потребления энергии и других величин на предмет их неправильного задания.
Существует также большой набор критериев для поиска технологических ошибок. При этом для распределительных сетей 6 - 10 кВ при наличии только единичных замеров и пропусков энергии через распределительные трансформаторы (РТ)ТП графики нагрузок данных РТ могут составляться по типовым графикам стандартных потребителей, которые в процентном отношении известны в пропущенной через эти РТ энергии. Информация о схеме сети может автоматически выбираться из соответствующих систем по подстанциям и линиям [4] или заноситься вручную. При этом схема замещения сети, по возможности, формируется автоматически.
Вторая подсистема в расчетном блоке позволяет рассчитывать установившийся режим с помощью существующих в Украине и в России соответствующих программ. Это программы RASTR УПИ, ANARES СЭИ, DAKAR ЛПИ, Б-2, -6 ВНИИЭ, ОРТ ДонОРГРЭС и т.д. Многие программы имеют возможность отражать результаты расчетов в соответствующих графических редакторах схем и хранить информацию о режимах и схеме сети в многоуровневых библиотеках.
Как уже говорилось ранее, расчет можно провести по любой программе. Стыковка между этими программами может осуществляться на уровне исходных данных через формат ЦДУ, который, как правило, ими используется с различными модификациями. При этом существует возможность рассчитать стационарный режим для среза режимной информации за любой час, а данная информация автоматически выбирается из соответствующей и описанной ранее подсистемы.
Программа ОРТ непосредственно связана с нарисованной реальной мнемосхемой ПЭС и соответствующей схемой замещения. Поэтому при планировании переключений мы можем прямо на мнемосхеме отметить планируемые переключения и на этой же схеме автоматически получить данные расчетов по планируемому стационарному режиму, т.е. узнать заранее, какие в этом случае будут уровни напряжений в узлах сети, перетоки мощности и потери энергии в каждой линии и т.д.
Третья подсистема посвящена расчету потерь энергии в питающих сетях различными методами. Сначала на основе собранной режимной информации готовятся исходные данные для этих расчетов. На этом этапе исходная информация вторично проверяется на наличие технологических ошибок. Например, при несезонном характере потребителя и при больших коэффициентах вариации годового графика производится анализ информации о помесячных пропусках энергии через РТ. При этом следует подчернуть, что недостающая режимная информация о графиках нагрузок в узлах электрической сети может формироваться в предположении эргодичности этих графиков [8]. В рассматриваемой подсистеме были реализованы следующие методы расчета потерь энергии в питающих электрических сетях:
по средним нагрузкам [13];
по средним нагрузкам и дисперсиям [14];
характерных режимов [15];
характерных суток [1];
поэлементных расчетов [1];
факторного моделирования нагрузок [16];
доминирующих гармоник [17].
В четвертой подсистеме реализованы методы определения нормативной характеристики потерь энергии в замкнутых электрических сетях [6 - 8, 16].
Пятая подсистема посвящена выбору мероприятий по снижению потерь энергии в электрических сетях энергосистем. К этим мероприятиям относятся выбор точек деления электрической сети и определение оптимальной загрузки линий для различных уровней напряжения с учетом неоднородности графиков нагрузок [13], оптимизация стационарного режима и выбор компенсирующих устройств для рассматриваемой электрической сети, проверка оборудования, установленного в ней, по токам короткого замыкания, оценка надежности его работы и т.д.
Отдельно остановимся на расчете потерь энергии, НХПЭ, выборе мероприятий по их снижению для распределительных электрических сетей, которые составляют основу сетей ПЭС. При этом сначала рассмотрим особенности работы программы расчета нормативной характеристики потерь энергии для распределительных электрических сетей РЭС, ПЭС, энергосистемы.
Данная программа совмещена с программой упрощенного расчета НХПЭ [10] Белорусского ЭСП - SLAMO. Информация из программы SLAMO автоматически читается нашей системой и существует режим работы программы, который полностью соответствует работе программы SLAMO.
Для этого были выведены и далее выверены на сложных тестовых примерах для различных уровней напряжения соответствующие формулы. Однако существует режим работы данной интегрированной системы, который позволяет получить НХПЭ энергосистемы, максимально приближенную к реальной. Конечно, в этом случае необходим сбор большего объема режимной информации, но ее можно использовать для выбора мероприятий по снижению потерь энергии. При этом величина рассчитанного норматива будет близка к реальной, а не заниженной. Это не будет ставить персонал ПЭС, энергосистемы в положение, когда нужно его искусственно завышать, так как от него, хотя и не в большой степени, зависит тариф на электроэнергию для энергосистемы, и, как следствие,        в какой-то мере материальное благополучие персонала энергосистемы.
Алгоритм определения НХПЭ в данной интегрированной подсистеме построен на основе более точного расчета определяющей составляющей при расчете НХПЭ - эквивалентного сопротивления линий и трансформаторов рассматриваемой электрической сети. При этом наиболее трудно определить с высокой точностью эквивалентные сопротивления линий 6 - 10 кВ. Для этого недостающая режимная информация по РТ ТП, как уже говорилось ранее, восполнялась по типовым графикам потребителей или дорассчитывалась по информации об энергии, имеющейся по другим РТ ТП.
Однако следует объективно признать, как правило, низкое качество режимной информации по РТ ТП. Поэтому основой расчета эквивалентного сопротивления электрической сети являются эквивалентные сопротивления РТ подстанций 35 - 110 - 220 кВ. При этом, например при расчете эквивалентного сопротивления линии 110 кВ, используются сопротивления РТ 35 кВ с учетом пропуска энергии через них, коэффициентов вариации их нагрузок и т.д.
Данный алгоритм нахождения все более точных эквивалентных сопротивлений линий и РТ с увеличением уровня напряжения сети, на наш взгляд, дает наиболее точную НХПЭ. Для более точного учета потерь энергии в сети 0,4 - 10 кВ при расчете эквивалентных сопротивлений для подстанций 35 - 110 кВ в зависимости от характера нагрузки, пропуска энергии через РТ ТП и других расчетах вводятся соответствующие коэффициенты. В любом случае, это уже проблема расчета более точного определения эквивалентных сопротивлений подстанций 35 - 110 кВ, которые питают конкретных потребителей. Очевидно, что при желании эту проблему для конкретной подстанции и потребителей РТ ТП значительно проще решить, чем для всей электрической сети.
Для замкнутой части сети ПЭС, энергосистемы НХПЭ рассчитывается согласно алгоритмам, реализованным в четвертой подсистеме.
Двадцатилетний опыт расчетов потерь энергии и НХПЭ по этим программам и их внедрение в энергосистемах Крымэнерго, Саратовэнерго, Донбассэнерго и других показали, что точность выполненных расчетов, как правило, очень высока [4, 5, 12].
Алгоритм расчета НХПЭ для распределительных электрических сетей был достаточно прост, но для его реализации требовалась работа с большими базами данных. Поэтому первые его модификации были реализованы на СУБД FOXPRO 2.5. Однако семилетний опыт эксплуатации этой подсистемы показал неустойчивый характер работы расчетной программы, написанной с помощью данной СУБД, которая, правда, для этого и не была предназначена. Например, это проявилось при внедрении ее в Курскэнерго. Поэтому программа была переписана на СИ, что существенно улучшило надежность ее работы. В контексте сказанного все программы расчетного блока и графический редактор электрических схем были реализованы на СИ как в ДОС, так и под WINDOWS 95, интегрированные системы накопления режимной и параметрической информации о электрической сети, технологические системы для различных служб ПЭС [4, 5] были последовательно реализованы на СУБД FOXPRO 2.0, 2.5, 3.0, 5.0, DELPHI 4,0 а для ТЭС АЭС [18] - на РСУБД ORACLE 7.3.

Вывод

Разработана и внедрена интегрированная автоматизированная система, которая позволяет рассчитать установившийся режим, потери энергии, НХПЭ и выбрать мероприятия по их снижению для электрических сетей ПЭС, энергосистемы. Данные расчеты можно выполнить и просмотреть как по программам, разработанным авторами, так и автоматически по программам других разработчиков. При этом исходная режимная и параметрическая информация для этих расчетов, их результаты максимально совмещены между собой.

Список литературы

  1. Железко Ю. С. Выбор мероприятий по снижению потерь электроэнергии в электрических сетях. М.: Энергоатомиздат, 1989.
  2. Комплекс программ интегрированной автоматизированной системы диспетчерского управления, контроля и учета электропотребления в электрических сетях / Воротницкий В. Э., Идельчик Б. В., Идельчик В. И., Кононов Ю. Г.
  3. Электрические станции, 1994, № 9.
  4. Потребич А. А. Применение метода исключения Гаусса для расчетов установившихся режимов. - Изв. вузов. Энергетика, 1987, № 3.
  5. Применение интегрированной системы для решения задач АСУ ПЭС / Потребич А. А., Шевцов В. И., Овчинникова Н. С. и др. - Электрические станции, 1996, № 2.
  6. Интегрированная система для решения технологических и расчетных задач в распределительных сетях РЭС / Потребич А. А., Алексанов А. А., Ткачев В. И. и др. - Электрические станции, 1998, № 4.
  7. Железко Ю. С. Принципы и расчетные формулы нормативного планирования потерь электроэнергии в электрических сетях. - Электрические станции, 1990, № 11.
  8. Методика расчета нормативных потерь электроэнергии в электрических сетях / Пекелис В. Г., Анисимов Л. П., Голиков В. Р. и др. - Минск, 1990.
  9. Потребич А. А. К вопросу о планировании потерь энергии в электрических сетях энергосистем. - Электрические станции, 1992, № 1.
  10. Планирование потерь энергии в электрических сетях / Красновский А. З., Пекелис В. Г., Анисимов Л. П., Шапиро Ю. З. - Электрические станции, 1979, № 1.
  11. Методические указания по нормированию технологического расхода электроэнергии на передачу по электрическим сетям 154 - 0,38 кВ. Киев: УНПО Энергопрогрэс, 1996.
  12. Потребич А. А., Ткачев В. И., Овчинникова Н. С. К вопросу о нормировании потерь энергии в электрических сетях Облэнерго. - Энергетика и электрификация, 1997, № 5.
  13. Потребич А. А., Константинов В. В. К расчету потерь энергии и выбору мероприятий по их снижению методом доминирующих гармоник. - Электрические станции, 1991, № 11.
  14. Каялов Г М. Определение потерь энергии в электрической сети по средним значениям нагрузок в ее узлах. - Электричество, 1976, № 6.
  15. Гриценко В. И., Черноморченко Л. В. Учет нагрузок интегральными характеристиками при расчете потерь энергии в электрических сетях энергосистем. - Изв. вузов, 1982, № 7.
  16. Временная инструкция по расчету и анализу потерь электроэнергии в электрических сетях энергосистем. М.: ОРГРЭС, 1976.
  17. Арзамасцев Д. А., Липес А. В. Снижение технологического расхода энергии в электрических сетях. М.: Высшая школа, 1989.
  18. Потребич А. А. Моделирование нагрузок для расчета потерь энергии в электрических сетях энергосистем. - Электричество, 1997, № 3.
  19. Интегрированная система для решения задач АСУ ТЭС / Потребич А. А., Алексанов А. А., Ткачев В. И., Кравченко Т. Н. - Электрические станции, 1997, № 11.


 
« Аппараты распределительных устройств низкого напряжения   Безрельсовая перевозка трансформаторов »
Карта сайта + все метки | Контакты
© Электроэнергетика При перепечатке и цитировании активная гиперссылка на сайт обязательна.