2. ОПТИМИЗАЦИЯ РАБОЧИХ РЕЖИМОВ ЭЛЕКТРИЧЕСКИХ СИСТЕМ
2.1. ОСНОВНЫЕ РЕЖИМЫ ЭЛЕКТРИЧЕСКИХ СИСТЕМ И ПОНЯТИЕ ОБ УПРАВЛЕНИИ РЕЖИМОМ
В любой энергосистеме происходит непрерывное изменение частоты, напряжений, углов сдвига между напряжениями различных узлов системы, токов, активной и реактивной мощности и других показателей, которые называются параметрами режима.
Состояние энергетической системы, характеризуемое сочетанием ряда показателей, называется режимом энергосистемы.
Различают следующие режимы работы энергосистем.
Нормальный — это режим, при котором параметры находятся в пределах допустимых отклонений, нагрузки изменяются медленно и электростанции успевают регулировать параметры режима. При нем возможны кратковременные отклонения параметров (например, при включении или отключении отдельных элементов системы) с быстрым (доли секунды) восстановлением установившегося нормального состояния. Различают нормальные режимы наибольших нагрузок, наименьших и др.
Переходный режим — это режим перехода системы из одного установившегося состояния в другое, имеющий место при неожиданных схемных изменениях, а также при резких изменениях потребляемых или генерируемых мощностей. К таким режимам приводят короткие замыкания, аварии, отключения элементов системы, резкое снижение напора воды на ГЭС или падение давления пара на тепловых станциях и т. д. Параметры переходного режима могут резко отклоняться от нормированных. Переходные режимы могут быть симметричными и несимметричными.
Послеаварийный режим возникает после отключения аварийной части системы и стабилизации новых параметров режима. Обычно этот режим отличается от доаварийного, поскольку из работы выводится часть элементов системы, может измениться конфигурация сети. Параметры режима могут выходить за нормированные пределы. В том случае, если параметры режима остались в допустимых пределах, исход аварии считается благополучным. Наиболее опасны послеаварийные режимы при максимальных нагрузках.
Особые режимы характеризуются наличием существенной несимметрии трехфазной системы или наличием высших гармонических. К таким режимам относятся неполнофазные режимы с одной или двумя отключенными фазами, режимы работы с мощными вентильными установками и т. п. Особые режимы не являются нормальными, но могут использоваться, если они технически допустимы и экономически целесообразны.
С точки зрения экономических и технических показателей в первую очередь анализируют нормальные и послеаварийные установившиеся режимы системы. Одной из основных задач анализа является определение оптимальных параметров режима. Комплексной задачей оптимизации режима является обеспечение наивыгоднейшего распределения активной и реактивной мощности в системе, отвечающего минимуму приведенные затрат на производство и передачу электроэнергии. Эта задача имеет ряд ограничений (по уровню напряжения, по предельной мощности оборудования и т. п.), поэтому она часто сводится к задаче достижения минимума потерь мощности в системе.
Общая задача управления режимом электрической системы разделяется на управление его составляющими посредством отдельных систем управления. Их суммарное воздействие должно приводить к решению общей задачи. Составляющими системы управления режимом являются: система управления частотой и активной мощностью f, Р , система управления напряжением и реактивной мощностью U, Q и противоаварийная система ПАС. Эти три подсистемы (рис. 13) взаимодействуют между собой, осуществляя общее управление режимом системы на основании текущей информации, поступающей от информационной системы (ИС).
Рис. 13
Управление режимом системы представляет собой сложную комплексную задачу, которая решается в условиях непрерывно меняющихся нагрузок с помощью вычислительной техники на основании экономико-математических моделей.
2.2. ПОТЕРИ МОЩНОСТИ В СИСТЕМАХ И МЕТОДЫ ИХ СНИЖЕНИЯ
В среднем потери активной мощности при передаче электроэнергии от источника до потребителя составляют 10 ... ...]5% суммарной мощности энергосистемы, причем в зависимости от уровня напряжения они усредненно распределяются так (в процентах от суммарных потерь в энергосистеме) :
сети 0,4 кВ 15 . . . 25%,
сети 6 ... 10 кВ 20 ... 25 %,
сети 35 кВ 2 ... 3%,
сети 110... 220 кВ 40... 50%,
сети 330 кВ и выше 8 ... 10%.
Потерн приносят огромный ущерб государству, исчисляемый сотнями миллионов рублей в год. Известно, что потери полной мощности в сетях определяются как
(27)
где S, Р, Q — полная, активная и реактивная мощности, передаваемые сетью; МБ-А, МВт, Мвар; U—напряжение сети, кВ; R, X — активное и реактивное сопротивления сети, Ом.
При управлении режимом работы системы одной из основных задач является сведение к минимуму потерь мощности. Различают меры по снижению потерь на технические, организационные и коммерческие.
Техническими мерами являются применение компенсирующих устройств, увеличение сечения проводов, установка трансформаторов с номинальной загрузкой, установка регулирующих устройств (линейных регуляторов, трансформаторов с РПН и ПБВ, шунтирующих реакторов), применение автотрансформаторов, автоматическое регулирование мощности конденсаторных батарей, применение устройств регулирования потоков мощности, формирование оптимальных конфигураций сетей, внедрение эффективных средств автоматики, телемеханики, релейной защиты и т. п.
Организационные меры включают оптимизацию режимов системы по реактивной мощности, оптимизацию токоразделов сетей 6 ... 35 кВ, использование генераторов станций в режиме СК при дефиците реактивной мощности в системе, выбор оптимальных законов регулирования компенсирующих устройств и коэффициентов трансформации трансформаторов, оптимизацию рабочих напряжений центров питания, отключение трансформаторов при малых загрузках, симметрирование нагрузок фаз и другие.
Коммерческие меры применяются при расчетах с потребителями. К этим мерам относятся установка счетчиков энергии, совершенствование систем учета, борьба с хищениями, совершенствование обслуживания и т. п.
Изменения активной и реактивной мощности нагрузок потребителей вызывают изменения потоков в энергосистеме с соответствующим изменением потерь, поэтому в системе необходим непрерывный контроль за уровнем потерь и за потокораспределением, поскольку они характеризуют экономичность всей системы электроснабжения. В современных условиях эти задачи и целый ряд других сопутствующих задач решаются путем применения автоматизированных систем управления электроснабжением (АСУ ЭС) на различных уровнях от предприятий и выше.
