Оптимальне керування режимом ЕС в темпі процесу

7. Оптимальне керування режимом ЕС в темпі процесу

Керування потоками потужності в ЕС виконується за допомогою трансформаторів з РПН. Інформація про стан системи, що включає параметри режиму та регулюючих пристроїв отримується з бази даних оперативного інформаційно-керуючого комплексу (ОІКК). На основі поточної інформації про режим ЕС за допомогою спеціальних програм визначаються оптимальні значення коефіцієнтів трансформації регулюючих пристроїв з урахуванням їх складу та зони нечутливості системи керування (дивись розділи 5 та 6). Реалізація даних параметрів забезпечує оптимальний потокорозподіл в ЕС і таким чином мінімальні втрати потужності в системі.

У програмному комплексі АЧП функціонування ОІКК відтворюється за допомогою імітатора ОІКК, який запускається з меню «Модель ОІКК». Перед запуском імітатора необхідно налаштувати систему керування. Для цього у файлі вхідних даних видаляємо властивість РП з рядків з кодом 0302 для віток з трансформаторами 1–2 та 40–30. У вікні ранжування трансформаторів за пріоритетом керування встановлюємо зону нечутливості САК 1%

Після активізації імітатора ОІКК із заданим інтервалом часу, в нашому випадку це 20 с, починають надходити дані про параметри режиму ЕС (навантаження, рівні напруг і т.д.). Зміни параметрів режиму автоматично відображаються на мнемосхемі ЕС. Графік зміни сумарного активного навантаження в часі Рсум=f(t) подано на рисунку 7.1.

Контроль втрат потужності у системі виконується за графіком ∆Р = f(t), який показано на рисунку 7.2. На даному графіку відображаються поточні значення втрат потужності в ЕС, а також значення втрат потужності у оптимальному та рекомендованому режимах ЕС.

Рисунок 7.1 – Графік зміни сумарного активного навантаження ЕЕС у часі

Якщо значення втрат потужності у поточному режимі ЕС виходить за межі втрат у рекомендованому режимі, то необхідно визначити та впровадити керуючі впливи за допомогою РП, з метою зменшення ∆Р. Визначення оптимальних значень коефіцієнтів трансформації здійснюємо за допомогою ПК АЧП.

Команду на впровадження визначених оптимальних значень віддаємо у вікні «Ранжування трансформаторів за пріоритетом керування» шляхом подвійного натиснення на рекомендовані значення відпайок трансформаторів.

Рисунок 7.2 – Графік зміни втрат активної потужності ЕС у часі

Як видно з рисунку 7.2 введення оптимальних керуючих впливів за рахунок корекції потокорозподілу в ЕС зменшує втрати активної потужності та вводить їх у межі рекомендованого режиму ЕС. Але впровадження керуючих впливів не завжди ефективно знижує значення втрат потужності у ЕС. Це зумовлено швидкою зміною режиму навантаження ЕС (дивись рисунок 7.1) та несвоєчасністю впровадження дій з керування режимом.

Засоби поточного контролю параметрів поточного режиму у часі є необхідною умовою ефективного керування режимом ЕС. Контроль зміни напруги та навантаження вузлів ЕС, а також потоків потужності у вітках виконується засобами вікна аналізу даних. Приклад графіку зміни напруги для вузла 99 (вузла з мінімальною напругою) подано на рисунку 7.4, з якого видно, що оптимальне керування ЕС при зміні навантаження у даному вузлі (дивись рисунок 7.5) дозволило не тільки зменшити втрати активної потужності в ЕС але й покращити режим напруги в ЕС.

8. Техніко-економічний ефект оптимального керування

В разі впровадження електроощадних заходів у ЕЕС економічний ефект досягається за рахунок того, що збільшується прибуток від експлуатації об’єкта.

В процесі роботи оптимізаційної програми комплексу АЧП я отримав наступні техніко-економічні показники оптимального режиму:

Потеpи P: в исходном pежиме:=40.76 МВт; в оптимальном pежиме:=38.27 МВт.

В pезультате pеализации оптимального pежима достигается снижение потеpь на 2.49 МВт или на 6.12%

Для pеализации оптимального pежима тpебуется всего пеpеключений отпаек тpансфоpматоpов – 7

В сpеднем эффективность одного пеpеключения составляет – 0.356 МВт/пеpекл.

Збільшення прибутку має місце за рахунок зменшення обсягу закупівлі електроенергії у ЕС або на енергоринку за тієї умови, що реалізація залишається на попередньому рівні.

Недосконалість керування оцінюється зменшенням прибутку від несвоєчасності та неефективності керувальних впливів. Виходячи з цього економічний ефект можна обчислити по вхідному тарифу:

де ΔW` – втрати електроенергії протягом звітного періоду без впровадження електроощадних заходів (червона крива на графіку рис. 8.1);

ΔW`` – втрати електроенергії в рекомендованому режимі

ΔП – зменшення прибутку за рахунок неякісного керування.

Якщо ΔП < 0, то потрібно повторити розрахунок,

ΔП = 0 – здійснено ідеальне керування.

Втрати в поточному режимі визначають методом чисельного інтегрування:

Для остаточної оцінки ефективності використовується відносний показник, що характеризує зменшення П по відношенню до вартості корисно відпущеної споживачам електроенергії:

Отже,

Час	ΔРП, МВт	ΔРР, МВт
19:8:38	75	59
19:8:58	57,7	73
19:9:18	70	55
19:9:38	58	66
19:9:58	57	53
19:10:18	58	55
19:10:38	43	56
19:10:58	42	40
19:11:18	46	39
19:11:38	34,8	43
å	541,5	539

Визначимо втрати електроенергії протягом звітного періоду без впровадження електроощадних заходів, та втрати електроенергії в оптимальному режимі:

Обчислимо економічний ефект по вхідному тарифу:

Визначимо надлишкові втрати, що зумовлені ефективністю керування ЕС:

,

Якщо 0,11 тис. грн. МВт/год.

Відносний показник, що характеризує зменшення П по відношенню до вартості корисної спожитої електроенергії:

Тобто, неякісне керування зменшує прибуток на 0,463%, тобто на 206,25 грн.

Отже, здійснення керуючих впливів є важливою реакцією при збільшенні втрат, оскільки при нехтуванні цією процедурою прибуток зменшуватиметься на 206,25 грн. грн. А оскільки керування в основному здійснюється диспетчером, то його ефективність значно залежить від кваліфікації диспетчера, вміння сприймати зміни в режимі та приймати швидкі і правильні рішення.

Висновки

 

У цій курсовій роботі я вибрав технічну і функціональну структуру АСУ. Забезпечення необхідного рівня надійності функціонування АСУ було здійснено за рахунок використання двошинного комплексу і резервованої схеми його підключення, а також сформував комплекс функціональних задач, які реалізуються в проектованій АСУ.

Виконав ранжування даної ЕС і обрав оптимальний склад РП. З 5 трансформаторів з РПН вибрано 3 найбільш ефективних. Дія оптимального складу РП визначила налагоджувальні параметри САК. Так для введення режиму ЕС в оптимальну область необхідно виконати 7 перемикання РПН трансформаторів.

Оптимальні значення налагоджувальних параметрів досліджено в часі на моделі ОІКК. Отримані значення залишаються оптимальними в широкому діапазоні зміни навантажень вузлів.

Було досліджено графік зміни втрат активної потужності ЕС, напруги у найбільш віддаленому вузлі, активної та реактивної потужностей у цьому вузлі, а також активної та реактивної потужностей у лінії з найбільшими втратами як функції від часу.

Література

1.Баркан Я.Д., Орехов Л.А. Автоматизация энергосистем. – М. Высш. школа, 1981. – 271 с.

2.Веников В.Д, Журавлев В.Г., Филипова Т.А. Оптимизация режимов электростанций и знергосистем: Учебник для ВУЗов. 2-е изд., перераб. и доп. – М: Знергоатомиздат, 1990. – 352 с.

3.Оптимизация режимов злектростанций и знергосистем: Учеб. Для ВУЗов // Веников В.Д, Журавлев В.Г., Филипова Т.А. – 2-е изд., перераб. и доп. – М: Знергоатомиздат, 1990. – 352 с.

4.Орнов В.Г., Рабинович М.А. Задачи оперативного и автоматического управлення знергосистемами. – М.: Энергоатомиздат, 1988. – 223 с.

5.Справочник по проектированию электрических систем / под ред. С.С. Рокотяна и Н.М. Шапира. – М.: Энергоатомиздат, 1985 г.

6.Фурман І. О., Краснобаєв В.А., Рожков П.П. Автоматизовані системи керування технологічними процесами. – Харків: Факт, 2006. – 317 с.

7.Егоров В.Е., Бандурин И.И., Баласс К.А. Создание информационно-защищонной АСУ ТП для повышения эфективности и надежности управления электроснабжением городов и районов. – Академия энергетики, 2009. – 221 с.

8.http://www.fskees.ru

9.http://www.votum.if.ua/uk/publications/scada.htm