Крупнейшая бесплатная информационно-справочная система онлайн доступа к полному собранию технических нормативно-правовых актов РФ. Огромная база технических нормативов (более 150 тысяч документов) и полное собрание национальных стандартов, аутентичное официальной базе Госстандарта. GOSTRF.com - это более 1 Терабайта бесплатной технической информации для всех пользователей интернета. Все электронные копии представленных здесь документов могут распространяться без каких-либо ограничений. Поощряется распространение информации с этого сайта на любых других ресурсах. Каждый человек имеет право на неограниченный доступ к этим документам! Каждый человек имеет право на знание требований, изложенных в данных нормативно-правовых актах!

  


|| ЮРИДИЧЕСКИЕ КОНСУЛЬТАЦИИ || НОВОСТИ ДЛЯ ДЕЛОВЫХ ЛЮДЕЙ ||
Поиск документов в информационно-справочной системе:
 

министерство энергетики и электрификации ссср

ГЛАВНОЕ ПРОИЗВОДСТВЕННОЕ ТЕХНИЧЕСКОЕ УПРАВЛЕНИЕ
ЭЛЕКТРИЧЕСКИХ СЕТЕЙ И СЕЛЬСКОЙ ЭЛЕКТРИФИКАЦИИ

МЕТОДИКА
ПО ОЦЕНКЕ ЭФФЕКТИВНОСТИ
ПРИМЕНЕНИЯ ТРАНСФОРМАТОРОВ С РПН
И АВТОМАТИЧЕСКОГО РЕГУЛИРОВАНИЯ НАПРЯЖЕНИЯ
В ЗАМКНУТЫХ ЭЛЕКТРИЧЕСКИХ СЕТЯХ

РД 34.46.504-90

СОЮЗТЕХЭНЕРГО

Москва 1990

РАЗРАБОТАНО Всесоюзным научно-исследовательским институтом электроэнергетики (ВНИИЭ), Винницким политехническим институтом (ВПИ)

исполнители в.э. воротниЦКИй, и.а. серова (внииэ), П.Д. ЛЕЖНЮК (ВПИ), В.В. СТАН (Минэнерго СССР)

УТВЕРЖДЕНО Главным производственно-техническим управлением электрических сетей и сельской электрификации 29.06.90 г.

Заместитель начальника А.В. ГУРНИН

МЕТОДИКА ПО ОЦЕНКЕ ЭФФЕКТИВНОСТИ
ПРИМЕНЕНИЯ ТРАНСФОРМАТОРОВ С РПН

И АВТОМАТИЧЕСКОГО РЕГУЛИРОВАНИЯ НАПРЯЖЕНИЯ В ЗАМКНУТЫХ ЭЛЕКТРИЧЕСКИХ
СЕТЯХ

РД 34.46.504-90

Срок действия установлен

с 29.06.90 г.

до 29.06.95 г.

1. ОБЩИЕ ПОЛОЖЕНИЯ

1.1. Методика разработана для персонала служб энергетических режимов и диспетчерских служб ПОЭиЭ и ПЭС.

1.2. Методика содержит:

обобщенную оценку эффективности использования регулирующих устройств в оптимальном управлении режимом электрической сети (разд. 2);

процедуру экспресс-анализа эффективности применения каждого регулирующего устройства (разд. 2), а также устанавливает порядок проведения расчетов по выбору:

мест установки и очередности ввода в работу новых регулирующих устройств (разд. 3, 4);

очередности использования в оптимальном управлении установившимися режимами имеющихся в электрических сетях регулирующих устройств (разд. 4).

1.3. Методика распространяется на замкнутые электрические сети напряжением 110 кВ и выше.

1.4. В качестве регулирующих устройств рассматриваются трансформаторы с регулированием напряжения под нагрузкой (РПН) и автоматическим регулированием напряжения (АРПН).

1.5. Раздел 2 Методики является дополнением и уточнением инструкции [1]. Он содержит уточненные нормы для приближенной оценки эффективности использования средств РПН и АРПН (см. табл. П9.1 Инструкции) и дополняет Инструкцию методикой экспресс-анализа эффективности применения каждого регулирующего устройства, позволяющей более обоснованно выбирать места ввода в эксплуатацию новых, а также неиспользуемых устройств АРПН и РПН с целью снижения потерь электроэнергии.

1.6. Раздел 3 Методики является дополнением к Инструкции [2]. Он содержит сходный с Инструкцией методический подход к выбору пунктов управления режимами электрических сетей (см. разд. 7 Инструкции), основанный на проведении серии расчетов режимов и анализе степени влияния параметров регулирования (в настоящей Методике - коэффициентов трансформации) на суммарные потери мощности в электрической сети.

В отличие от Инструкции рекомендованная в разд. 3 процедура основывается на построении зависимостей суммарных потерь мощности от коэффициентов трансформации в специальной системе относительных единиц, гарантирующей неизменность выявленных закономерностей в широких диапазонах изменения нагрузок, а также на учете при окончательном выборе пунктов управления зоны равноэкономичных значений коэффициентов трансформации.

1.7. Раздел 4 ориентирует инженера по режимам на использование специальных программных средств для более точной, чем в разд. 2, оценки эффективности использования средств РПН и АРПН в управлении режимами и для менее трудоемкого, чем в разд. 3, не требующего многоразовых расчетов выбора мест установки новых регулирующих устройств.

1.8. Методика основана на следующих принципах и понятиях:

1.8.1. Для каждого регулирующего устройства существует и может быть выявлена обобщенная (в относительных единицах) зависимость между регулируемым параметром (коэффициентом трансформации) и суммарными потерями мощности в электрической сети

(1.1)

где  - суммарные потери мощности в относительных единицах;

 - коэффициент трансформации регулируемого трансформатора в относительных единицах, рассматриваемый как непрерывная величина.

Эти зависимости устойчивы к изменению нагрузки в широких диапазонах режимов. Общий вид такой зависимости приведен на рис. 1. Относительные значения  и  определяются как

(1.2)

где ΔРб, Ктб - значения суммарных потерь мощности и коэффициента трансформации регулируемого трансформатора в произвольном оптимальном режиме, принятом за базисный. Оптимизация базисного режима выполняется по коэффициентам трансформации и генерации (потреблению) реактивных мощностей.

Обобщенные зависимости (1.1) в аналитическом и графическом виде строятся для каждого регулируемого трансформатора при изменении его коэффициента трансформации в пределах регулировочного диапазона и закреплении ответвлений других трансформаторов на их оптимальных значениях.

1.8.2. Анализ зависимостей (1.1) позволяет определить влияние конкретного регулирующего устройства на суммарные потери мощности (в дальнейшем - регулирующий эффект устройства) и составить ранжированный ряд трансформаторов с РПН и АРПН по степени регулирующего эффекта. Ранжирование устройств РПН и АРПН выполняется путем графического совмещения зависимостей (1.1), как показано на рис. 2 для двух условных трансформаторов 1 и 2. Расположение кривых определяет степень регулирующего эффекта каждого трансформатора (на рис. 2 - трансформатор 1 имеет больший регулирующий аффект, чем трансформатор 2). Эффективность каждого переключения определяется как снижение суммарных потерь мощности при изменении коэффициента трансформации на одну отпайку (на рис. 2 -  -  для трансформатора 1 и  -  для трансформатора 2).

Для регулирования напряжения с целью снижения потерь активной мощности выбираются только те устройства, которые обладают большим регулирующим эффектом.

1.8.3. Выбор средств регулирования осуществляется с учетом их технического состояния - надежности устройств РПН и АРПН и израсходованного ресурса трансформатора. Учет показателей надежности и ресурса вносит поправки во взаимное расположение обобщенных зависимостей (1.1) на плоскости и, тем самым, корректирует ранжированный ряд трансформаторов (кривая 1' на рис. 2).

Рис. 1. Обобщенная зависимость потерь мощности в электрической сети от коэффициента трансформации трансформатора

Рис. 2. Зависимость потерь мощности в электрической сети от коэффициентов трансформации:

1 - трансформатора 1 без учета его технического состояния; 2 - трансформатора 2; 1' - трансформатора 1 с учетом его технического состояния

1.8.4. Выбор средств регулирования осуществляется с учетом зоны нечувствительности суммарных потерь мощности к регулированию напряжения (на рис. 1 - зона ), характеризующейся слабым влиянием параметров регулирования на потери и приводящей к замене оптимальных значений коэффициентов трансформации диапазонами равноэкономичных значений (на рис. 1 - диапазон ).

1.8.5. За оптимальное принимается ближайшее к зоне нечувствительности потерь значение коэффициента трансформации (на рис. 1 при текущем значении  оптимальным является ). В условиях заданной зоны нечувствительности значения отпаек трансформаторов, соответствующие оптимальным значениям коэффициентов трансформации, могут сохраняться постоянными при небольших изменениях нагрузок. Величина зоны, таким образом, позволяет «загрублять» управление, снижая интенсивность переключений вплоть до вывода ряда регулирующих устройств из процесса управления.

2. Оценка эффективности ИспользоваНИя устройств рпн и арпн в ОПтимальнОм управлении реЖИмоМ электрической сети

2.1. В настоящем разделе приводится методика экспресс-анализа эффективности средств РПН и АРПН в оптимальном управлении режимом электрической сети. Методика основана на анализе ряда факторов, наиболее сильно влияющих на эффективность использования регулируемого трансформатора в управления режимом с целью снижения потерь мощности. Выявление влияющих факторов проводилось в процессе многочисленных расчетов эффективности использования средств РПН и АРПН. К числу таких факторов относятся:

номинальное напряжение трансформатора;

номинальная мощность трансформатора;

число классов напряжения в основной сети;

число независимых контуров в сети;

суммарная длина участков сети, отходящих от шин среднего и низшего напряжений трансформатора.

2.2. Эффективность каждого устройства рассчитывается по формуле

(2.1)

где Тр - безразмерная величина, равная выраженной в часах средней продолжительности режимов в электрических сетях;

п - реальное или планируемое, число переключений1 отпаек трансформатора в год;

____________

1 Под одним переключением понимается изменение коэффициента трансформации на одну отпайку.

δwmax, δwmin - соответственно верхняя и нижняя границы диапазона, приведенные в табл. 1 (изо всех диапазонов выбирается тот, который соответствует классу напряжения исследуемого трансформатора);

k1, k2, k3 - безразмерные уточняющие коэффициенты, позволяющие учесть при оценке эффективности ряд дополнительных факторов.

Таблица 1

Номинальное напряжение трансформатора, кВ

Снижение потерь электроэнергии в год от установки и использования одного устройства РПН или АРПН, тыс. кВт·ч

500

500 - 1500

330

250 - 500

220

120 - 400

110 - 150

30 - 200

2.3. В табл. 1 приведены уточненные по сравнению с табл. П9.1 [1] нормы для приближенной оценки эффективности регулирования напряжения, заданные в виде диапазонов понижения потерь электроэнергии. Снижение потерь рассчитывалось при условии выполнения 1000 переключений в год и при заданной средней продолжительности режимов в один час, т.е. в предположении о неизменности режимов или их незначительном изменении (в пределах, определенных зоной нечувствительности потерь мощности к регулированию напряжения) в течение часа с момента переключений.

2.4. Значение Тр в формуле (2.1) задается инженером по режимам, исходя из реального характера изменения установившихся режимов в условиях неизменной топологии схемы сети.

2.5. Коэффициент k1 учитывает влияние суммарной длины участков сети, отходящих от шин среднего и низшего напряжений трансформатора. Суммарная длина вычисляется сложением длин участков сети, которые входят в замкнутые контуры и соединяют шины низшего напряжения трансформатора (для трехобмоточного трансформатора - шины среднего и низшего напряжения) с шинами ближайших к нему трансформаторов. Значения коэффициента k1 для разных длин и номинальных напряжений трансформаторов приведены в табл. 2.

2.6. Коэффициент k2 учитывает номинальную мощность исследуемого трансформатора (для группы параллельно работающих трансформаторов - это мощность одного трансформатора). Значения коэффициента k2 приведены в табл. 3.

2.7. Коэффициент k3 учитывает количество независимых контуров схемы электрической сети и число классов напряжения в основной части сети. Значения коэффициента k3 приведены в табл. 4.

Число независимых контуров вычисляется по формуле

К = l - nу + 1,

(2.2)

где l - число ветвей схемы электрической сети;

nу - число узлов.

2.8. Полученное по формуле (2.1) значение ожидаемого снижения потерь электроэнергии не должно восприниматься как точное. Более обоснованным может считаться некоторый диапазон вокруг расчетного значения δwp. Максимальная и минимальная границы этого диапазона определяются выражениями

(2.3)

Таблица 2

Uном кВ

Численное значение k1 при суммарной длине участков (LΣ), км

25 - 50

51 - 75

76 - 100

100 - 125

126 - 150

151 - 200

201 - 250

251 - 300

301 - 350

351 - 400

401 - 450

451 - 500

501 - 550

551 - 600

601 - 650

651 - 700

701 - 750

500

-

-

0,75

0,79

0,82

0,86

0,91

0,94

0,97

0,99

1,01

1,03

1,05

1,06

1,08

1,09

1,10

330

-

0,79

0,85

0,90

0,93

0,98

1,03

1,07

1,10

1,12

1,15

1,17

1,19

-

-

-

-

220

0,72

0,83

0,90

0,95

0,99

1,03

1,08

1,12

1,16

1,19

1,21

1,23

-

-

-

-

-

110 - 150

0,84

0,96

1,04

1,09

1,14

1,20

1,26

-

-

-

-

-

-

-

-

-

-

Таблица 3

Uном кВ

Численное значение k2 для трансформаторов с номинальной мощностью (sном), МВ · А

6,3

10

16

25

32

40

63

80

100

125

160

200

250

320

400

500

630

800

1000

1250

500

-

-

-

-

-

-

-

-

-

0,78

-

-

0,89

0,93

-

1,0

-

1,08

-

1,15

330

-

-

-

-

0,65

-

0,78

-

-

0,91

-

1,0

1,04

-

1,13

-

1,22

-

1,3

-

220

-

-

-

0,78

0,84

0,89

1,0

1,06

1,11

1,17

1,23

1,28

1,33

-

1,44

-

-

-

-

-

110 - 150

0,57

0,71

0,86

1,0

1,08

1,15

1,28

1,36

1,43

1,5

-

-

-

-

-

-

-

-

-

-

Таблица 4

Число классов напряжения, m

Численное значение Кз при числе независимых контуров (К)

К < 4

4 £ К £ 10

к > 10

m £ 2

0,9

1,0

1,1

m > 2

0,8

1,0

1,2

2.9. Пример расчета эффективности использования трансформатора в процессе регулирования напряжения приведен в приложении 1.

2.10. Более точный расчет эффективности использования трансформаторов с РПН и АРПН в управлении режимом электрической сети по критерию минимума потерь активной мощности может быть выполнен с помощью программы АЧП. Порядок такого расчета приведен в разд. 4.

3. выбор мест установки и ввода в работу УСТРОЙСТВ РПН И АРПН

3.1. В число мероприятий по снижению потерь электроэнергии [1] входят ввод в работу неиспользуемых средств АРПН (организационное мероприятие) и установка и ввод в работу регулируемых трансформаторов и устройств РПН на трансформаторах с ПБВ (технические мероприятия). Проведение таких мероприятий требует предварительного анализа их целесообразности для каждого конкретного трансформатора.

3.2. Анализ целесообразности перевода нерегулируемых трансформаторов в регулируемые выполняется с помощью обобщенных зависимостей (1.1), для графического построения которых требуется одна из действующих программ расчета и оптимизации установившихся режимов замкнутых электрических сетей. Исходными данными служат результаты обработки контрольного измерения в период зимнего максимума нагрузок.

3.3. Ниже приводится порядок построения обобщенных зависимостей

3.3.1. Для всех нерегулируемых трансформаторов1, подлежащих анализу, задаются предполагаемые диапазоны и ступени регулирования. Рассчитываются значения коэффициентов трансформации, соответствующие всем ступеням регулировочных диапазонов.

____________

1 Здесь и далее под одним трансформатором понимается эквивалентный трансформатор, соответствующий группе параллельно работающих на подстанции трансформаторов одного номинального напряжения.

3.3.2. По данным контрольного измерения рассчитывается и оптимизируется по реактивной мощности и коэффициентам трансформации режим электрической сети, принимаемый в дальнейшем за базисный. Оптимизации подлежат коэффициенты трансформации как регулируемых на момент анализа, так и предполагаемых к регулированию трансформаторов.

3.3.3. Определяются потери активной мощности в базисном (оптимальном) режиме.

3.3.4. Для каждого трансформатора строятся и наносятся на один график зависимости (1.1) (пересечением осей координат на графике является точка (1.1), как показано на рис. 3). Для этого:

а) во всех узлах, кроме i-го, реактивная мощность и коэффициенты трансформации закрепляются на своих оптимальных значениях;

б) выполняются расчеты установившихся режимов и суммарных потерь мощности для пяти-шести различных значений i-го коэффициента трансформации, соответствующих разным ступеням регулировочного диапазона трансформатора, включая его максимальное и минимальное значения;

в) по результатам выполненных расчетов и по формулам (1.2) определяются значения Кг и ;

г) точки, соответствующие этим значениям, наносятся на график и соединяются плавной линией (см. рис. 3). Каждому трансформатору соответствует одна кривая.

Рис. 3. Пример построения зависимости потерь мощности электрической сети от коэффициентов трансформации:

1 - трансформатора 1; 2 - трансформатора 2

3.4. Построенные кривые наглядно иллюстрируют сравнительную эффективность регулирующих устройств. Чем круче кривая трансформатора, тем выше его регулирующий эффект.

3.5. Устройства для управления режимом должны выбираться с учетом зоны нечувствительности потерь.

3.5.1. Величина зоны нечувствительности  определяется по выражению

(3.1)

где n - число анализируемых трансформаторов;

,  - соответственно наибольшее и наименьшее значения суммарных потерь мощности, достигаемые за счет изменения i-го коэффициента трансформации в пределах диапазона регулирования.

На рис. 4 ; ; , , следовательно,

3.5.2. Найденная зона нечувствительности наносится на график. Для этого значение  откладывается на оси ординат и через полученную точку проводится прямая линия, параллельная оси абсцисс до пересечения со всеми кривыми (рис. 5).

3.5.3. Построенная прямая отсекает на характеристике каждого i-го трансформатора зону равноэкономичных значений . Это значения Кт, соответствующие той части характеристики трансформатора, которая лежит ниже зоны  (на рис. 5 - это зоны , ). трансформатор нецелесообразно использовать в управлении, если его регулировочный диапазон  ÷  целиком лежит в зоне  (на рис. 5 - это трансформатор 2).

3.5.4. Для трансформаторов, регулировочный диапазон которых целиком или частично лежит выше зоны , может быть определен приоритетный порядок их перевода в регулируемые и использования в управлении. С этой целью для каждого из таких трансформаторов подсчитывается разность

(3.2)

где Bi - максимальное из двух значений:  и  (на рис. 5 для трансформатора 1, ).

В первую очередь в управление включаются те трансформаторы, у которых значение Эi наибольшее.

Значение Эi может служить для более точной, чем в разд. 2, оценки эффективности отдельного трансформатора

δWi = ЭiTpn,

(3.3)

где Тр - средняя продолжительность режима;

n - число переключений в год.

Рис. 4. Пример графического определения наибольшего и наименьшего значений потерь мощности в сети, достигаемых за счет изменения коэффициентов трансформации в пределах диапазона регулирования:

1 - трансформатора 1; 2 - трансформатора 2

Рис. 5. Пример графического определения зоны равноэкономичных значений коэффициентов трансформации:

1 - трансформатора 1; 2 - трансформатора 2

3.6. Процедура, описанная в пп. 3.3 - 3.5, может быть использована и для выбора среди имеющихся регулирующих устройств, наиболее аффективных для оптимального управления режимом с целью снижения потерь мощности.

3.7. Более точный и не требующий многоразовых расчетов режимов анализ целесообразности использования в управлении тех или иных регулирующих устройств выполняется по программе АЧП, как показано в разд. 4.

4. ОЦЕНКА ЭФФЕКТИВНОСТИ ИСПОЛЬЗОВАНИЯ УСТРОЙСТВ РПН И АРПН, ВЫБОР МЕСТ И ОЧЕРЕДНОСТИ ИХ ВНЕДРЕНИЯ с помощЬЮ специальных прогРАММнЫх средств

4.1. Выбор регулирующих устройств и очередности их использования в оптимальном управлении установившимися режимами электрической сети, а также оценка эффективности их использования выполняются по программе анализа чувствительности потерь к регулированию напряжения - АЧП (разработчики - Винницкий политехнический институт и Московский энергетический институт). Программа АЧП в качестве внутренних модулей включает программу расчета установившегося режима электрической сети Б-6 (разработчик - ВЦ по электроэнергетике).

4.2. В случае недостатка в электрической сети измерений для расчета установившегося режима сеть должна эквивалентироваться до наблюдаемого объема. Эквивалентирование должно выполняться по критерию совпадения расчетных значений потерь активной мощности в исходной схеме и эквиваленте. Этому критерию удовлетворяет и имеет единую с АЧП и Б-6 форму представления исходной информации программа эквивалентирования электрической сети ЭС-1 (разработчик - ВНИИЭ).

4.3. Указанные программы представлены своими основными характеристиками в приложении 2. В приложении 3 приведен состав исходной информации, требующийся для расчета по программе АЧП.

4.4. Возможности и назначение программы АЧП шире назначения приведенных в разд. 2 и 3 методик. В программе на основе расчета и анализа текущего режима среди всех имеющихся средств РПН и АРПН выбираются те регулирующие устройства, непосредственное участие которых в управлении целесообразно с точки зрения их регулирующих эффектов и характеристик надежности, рекомендуются номера отпаек трансформаторов, соответствующие оптимальным значениям коэффициентов трансформации с учетом выбранной зоны нечувствительности потерь, оценивается эффективность рекомендованных переключений регулирующих устройств в случае их реализации.

4.5. Результатами работы программы АЧП являются:

зависимости суммарных потерь мощности в электрической сети от коэффициентов трансформации регулируемых трансформаторов по каждому трансформатору отдельно (зависимости строятся в допустимом диапазоне регулирования);

рекомендованная величина зоны нечувствительности потерь к регулированию напряжения;

номера отпаек трансформатора, соответствующие текущему и оптимальному значениям коэффициента трансформации;

результирующее снижение потерь мощности после выполнения рекомендованных переключений;

при заданном числе часов потерь - оценка эффективности оптимального регулирования напряжения, выраженная в сэкономленных киловатт-часах электроэнергии, а при заданной стоимости электроэнергии - в денежном выражении;

общее число переключений регулирующих устройств, требующееся для реализации оптимального режима;

рассчитанный рекомендуемый оптимальный режим.

4.6. Пример расчета по программе АЧП приведен в приложении 4.

4.7. Рекомендуемый оптимальный режим соответствует ближайшим к зоне нечувствительности значениям коэффициентов трансформации. Величина зоны нечувствительности  может как задаваться пользователем, так и выбираться с помощью программы АЧП.

4.7.1. В первом случае значение  определяется погрешностью исходной информации о параметрах текущего режима, обусловленной способом ее получения (данные телеметрии, суточные ведомости), и назначается инженером по режимам, исходя из его опыта и степени доверия к информации. При этом имеется возможность влиять на интенсивность рекомендуемых переключений регулирующих устройств, например, увеличивая  и, тем самым, сознательно «загрубляя» управление в тех случаях, когда информация недостоверна.

В приложении 4 для контрольного примера приведены результаты расчетов оптимальных значений отпаек и числа переключений для разных зон нечувствительности (в таблицах распечатки - «заданных отклонений потерь от оптимальных значений») - 0 %; 0,25 %; 2 %. Анализ рекомендаций для ввода режима в оптимальную область позволяет обнаружить «загрубление» управления с ростом зоны нечувствительности вплоть до сохранения исходных значений отпаек.

4.7.2. Во втором случае  выбирается путем расчетов по программе АЧП, исходя из стремления к максимальной эффективности каждого переключения. Порядок такого выбора приведен в приложении 5.

4.8. Построение обобщенных зависимостей выполняется в программе с учетом надежности и ресурса каждого регулирующего устройства.

4.8.1. Под надежностью регулирующего устройства понимается вероятность отказа трансформатора из-за отказа устройства РПН. Отказ трансформатора сопровождается увеличением потерь мощности в сети, вызванным вынужденным перераспределением перетоков и ограничением нагрузки потребителей на время восстановления рабочего состояния трансформатора.

4.8.2. Под ресурсом трансформатора понимается время, в течение которого трансформатор способен нормально выполнять свои функции.

4.8.3. Дополнительная информация, необходимая для учета показателей надежности в программе АЧП, приведена в приложении 3.

4.8.4. Низкая надежность и высокий уровень израсходованного ресурса снижают регулирующий эффект трансформатора, отодвигая его в разряд менее эффективных (на рис. 2 - пунктирная кривая 1' вместо кривой 1). Таким образом, для управления режимом будут выбраны трансформаторы, характеризующиеся наибольшей эффективностью с учетом надежности и ресурса в комплексе.

4.9. При расчете эффективности рекомендуемых переключений в случае их реализация следует иметь в виду, что ожидать аффекта можно только в течение некоторого характеризующего продолжительность режима времени Тр с момента переключений. Значение Тр задается инженером по режимам.

4.10. При регулярном определении оптимальных значений отпаек трансформаторов на базе анализа текущего режима регулирующие устройства, участвующие в управлении, выбираются в процессе каждого расчета автоматически. Периодичность расчетов определяется объемом имеющейся исходной информации о параметрах режима и способом ее получения. В условиях обеспеченности электрической сети средствами телеметрии в объеме, необходимом для оценки параметров режима, такие расчеты могут проводиться в темпе процесса. В случае использования характерных суточных графиков нагрузки максимальная частота расчетов - 1 раз в час. При отсутствии регулярной информации о нагрузках в объеме, необходимом для расчета режима, расчеты по программе АЧП могут проводиться эпизодически.

4.11. Выбор мест установки и ввода в работу новых устройств РПН и АРПН выполняется путем разовых расчетов по программе АЧП. Ниже приводится порядок выбора устройств РПН и АРПН.

4.11.I. Выбор устройств РПН и АРПН выполняется по данным одного контрольного измерения в период зимнего максимума нагрузки. Параметры режима, полученные в результате обработки одного контрольного измерения, используются в качестве исходных данных в программе АЧП.

4.11.2. Нерегулируемые трансформаторы, подлежащие анализу, вводятся в программу как регулируемые с предполагаемыми диапазонами регулирования. Для них формируются массивы предполагаемых ступеней регулирования и соответствующих им коэффициентов трансформации.

4.11.3. Результатом работы программы является ранжированный по степени регулирующего эффекта ряд, состоящий из регулируемых и условно-регулируемых трансформаторов. Ранжирование представляется графически, как показано в контрольном примере приложения 4. Ранжирование выполняется с поправкой на надежность регулирующего устройства и уровень израсходованного ресурса, которыми характеризуется трансформатор в момент анализа.

Приложение 1

ПРИМЕР расчета Эффективности прИмеНенИЯ траНсформатора методом экспресс-анализа

В качестве примера выберем трансформатор 1-2 схемы сети, изображенной на рис. 6. Определим составляющие формулы (2.1). Трансформатор 1-2 имеет номинальное напряжение 330 кВ. Следовательно, согласно табл. 1,

δWmax = 500 тыс. кВт·ч; δWmin = 250 тыс. кВт·ч.

Пусть суммарная длина линий 2-62, 2-63, 2-25, 2-99 LΣ = 325 км, а номинальная мощность трансформатора 1-2 Sном = 250 МВ · А. Тогда, согласно табл. 2 и 3, k1 = 1,1; k2 = 1,04.

Число независимых контуров К = 7, т.е. 4 £ K £ 10. Число классов номинального напряжения электрической сети m = 2. Следовательно, согласно табл. 4, k3 = 1,0.

Рассчитаем значение δWp по формуле (2.1) для Тр = 1, n = 1000

δWp = 0,5 ´ 1 ´ 1000 ´ (500 + 250) ´ 1,1 ´ 1,04 ´ 1,0 ´ 10-3 = 429 (МВт · ч).

Тогда, согласно (2.3),

δWmin = 429 - (500 - 250)/6 ≈ 387 (МВт · ч),

δWmax = 429 + 250/6 ≈ 471 (МВт · ч).

Это означает, что ожидаемое снижение потерь электроэнергии от использования в оптимальном управлении режимом трансформатора 1-2 лежит в диапазоне

387 МВт · ч £ δWp £ 471 МВт · ч.

Более точный расчет эффективности этого трансформатора может быть выполнен по программе АЧП. В приложении 4 после таблицы рекомендаций, соответствующих реализации оптимального режима с заданным отклонением потерь от оптимального значения в 2 %, указана средняя эффективность одного переключения. Она составляет 466,9 кВт · ч. Учитывая, что в оптимальном управлении участвовал только трансформатор 1-2, можно рассчитать эффективность его использования в регулировании напряжения с целью снижения потерь мощности и электроэнергии. При Тр = 1 и n = 1000 она составит 466,9 МВт · ч, что соответствует диапазону, полученному в результате экспресс-анализа.

Рис. 6. Схема электрической сети контрольного примера

Приложение 2

ОСНОВНЫЕ ХАРАКТЕРИСТИКИ РЕКОМЕНДУЕМЫХ ВЫЧИСЛИТЕЛЬНЫХ ПРОГРАММ

Название программы

Разработчик

Назначение программы

Максимальный объем сети

Документы, содержащие подробное описание программ

Б-6

ВЦ по электроэнергетике

Расчет установившихся режимов электрической сети

600 узлов, 900 ветвей, 600 трансформаторов, 400 ИРМ

Методика, алгоритм и программа расчета установившегося режима электрической сети с оптимизацией по напряжению, реактивной мощности к коэффициентам трансформации трансформаторов, а также с возможностью дооптимизации мгновенного режима энергосистемы по всем переменным. Научно-технический отчет, № гос. организации 76071190. М.: ВНИИЭ-ВЦ ГТУ, 1978

АЧП

ВПИ (Винницкий политехнический институт)

Выбор оптимальных значений отпаек трансформаторов, анализ чувствительности потерь к регулированию напряжения, расчет эффективности использования средств РПН и АРПН в управлении режимом

300 узлов, 400 ветвей, 150 трансформаторов

«Разработать и внедрить мероприятия по снижению расхода электроэнергии на ее транспорт в электрических сетях энергосистемы».

Отчет по НИР № гос. регистрации 01870028245 Винница, Винницкий политехнический институт 1987

ЭС-1

ВНИИЭ

Эквивалентирование электрической сети по критерию совпадения потерь активной мощности в исходной схеме и эквиваленте

Полная схема 2000 узлов, 3000 ветвей, 400 ИРМ, 600 трансформаторов. Эквивалентная схема 600 узлов, 900 ветвей, 600 трансформаторов, 400 ИРМ

«Разработка и внедрение методов, программ и мероприятий по снижению потерь электроэнергии в электрических сетях. Инструкция к комплексу программ расчета характерных режимов и потерь на основе эквивалентирования в замкнутых электрических сетях напряжением 110 кВ и выше при неполной информации о нагрузках подстанций (РАПЗЭС)».

Отчет по НИР № гос. регистрации 01870068719, М.: ВНИИЭ, 1989

Приложение 3

СОСТАВ ИСХОДНОЙ ИНФОРМАЦИИ, ТРЕБУЮЩЕЙСЯ ДЛЯ РАСЧЕТА ПО ПРОГРАММЕ АЧП

Исходные данные составляют следующие друг за другом массивы.

№ пп.

Содержание массива

Код массива

1.

Управляющая информация и программные константы

00

2.

Информация об узлах сети

02

3.

Информация о ветвях сети

03

4.

Информация о статических характеристиках

04

5.

Информация об устройствах РПН

42

6.

Информация для учета показателей надежности

43

7.

информация о зонах нечувствительности потерь

44

Подготовка массивов 00, 02, 03, 04 осуществляется так же, как для программы Б-6.

Массив 42 содержит значения коэффициентов трансформации на всех отпайках всех имеющихся в электрических сетях типов регулируемых трансформаторов (определяются паспортными данными устройств РПН и АРПН)

Массив 43 содержит следующую информацию.

Для учета надежности регулирующего устройства:

номинальную мощность регулируемых трансформаторов;

нормируемое и выполненное на момент анализа число переключений РПН;

количество параллельно работающих на подстанции трансформаторов.

Для учета ресурса трансформатора:

дату (год и месяц) ввода трансформатора в работу;

планируемое суммарное (для всех трансформаторов) снижение потерь электроэнергии за рассчитываемый период (вычисляется по уточненной таблице норм оценки эффективности - см. разд. 2 настоящей Методики).

Массив 44 содержит набор (до двадцати) различных значений зон нечувствительности потерь мощности к регулированию напряжения (в процентах).

Кроме перечисленных массивов требуется следующая информация:

число часов потерь;

стоимость электроэнергии в электрических сетях.

Приложение 4

ПРИМЕР РАСЧЕТА ПО ПРОГРАММЕ АЧП

В качестве контрольного примера выбрана схема двух классов напряжения 110/330 кВ, содержащего 21 узел, 27 ветвей, 5 регулируемых трансформаторов (см. рис. 6).

В приложении приведены следующие распечатки:

исходные данные контрольной схемы;

графический вид зависимостей (1.1);

рекомендации по реализации результатов расчета оптимального режима для разных зон нечувствительности потерь активной мощности к изменениям коэффициентов трансформации;

эффективность рекомендуемого оптимального управления и в среднем одного переключения.

********************************************************

РАБОТАЕТ ПРОГРАММА

ПРограММА ОптимизацИИ и анализа Чувствительности потерь
активной мощности к изменению коэффициентов трансформации трансформаторов с РПН
и оценка эффективности их использования

ЗАДАНИЕ ____________________________________________________________

КОНТРОЛЬНЫЙ ПРИМЕР

ЭКВИВАЛЕНТНАЯ СЕТЬ
110 - 330 К
B

______________________________________________________________________

АЧП*********************ВПК*******************АЧП

СТРОЯТСЯ ЗАВИСИМОСТИ ПОТЕРЬ ОТ КОЭФФ. ТР-ЦИИ ТРАНСФОРМАТОРОВ

1 - 2

50. - 49

24 - 25.

40. - 30.

10. - 11.

ИСХОДНЫЕ ДАННЫЕ

ИНФОРМАЦИЯ ОБ УЗЛАХ СЕТИ

№ узла

Uном.

Рнагр.

Qнагр

Рген

Qген

Uмод.

угол U

Qmin

Qmax

1

1

330.0

.00

.00

.00

.00

.00

.00

.00

.00

2

2

115.0

171.20

80.90

.00

.00

.00

.00

.00

.00

3

10

330.0

129.90

.00

.00

37.20

.00

.00

.00

.00

4

11

115.0

134.00

61.20

.00

.00

.00

.00

.00

.00

5

22

330.0

534.00

100.00

.00

.00

351.00

.00

-1000.00

1000.00

6

25

115.0

.00

.00

.00

.00

.00

.00

.00

.00

7

26

330.0

.00

.00

346.73

-162.80

.00

.00

.00

.00

8

30

115.0

77.30

38.30

.00

.00

.00

.00

.00

.00

9

37

115.0

3.60

2.00

.00

.00

.00

.00

.00

.00

10

40

330.0

.00

.00

251.00

.00

.00

.00

-150.00

150.00

11

49

115.0

27.00

11.40

.00

.00

.00

.00

.00

.00

12

50

330.0

.00

.00

.00

.00

.00

.00

.00

.00

13

62

115.0

16.00

12.00

.00

.00

.00

.00

.00

.00

14

63

115.0

27.40

10.80

.00

.00

.00

.00

.00

.00

15

64

115.0

24.50

12.40

.00

.00

.00

.00

.00

.00

16

65

115.0

2.00

.90

.00

.00

.00

.00

.00

.00

17

69

115.0

26.80

12.80

.00

.00

.00

.00

.00

.00

18

71

115.0

12.80

6.20

.00

.00

.00

.00

.00

.00

19

97

115.0

24.80

12.70

.00

.00

.00

.00

.00

.00

20

98

115.0

6.70

3.30

.00

.00

.00

.00

.00

.00

21

99

115.0

27.50

12.60

.00

.00

.00

.00

.00

.00

ИНФОРМАЦИЯ О ВЕТВЯХ СЕТИ

NY1

NY2

R

X

YC

КТ

KT1MN

KT1MX

KTST

KT2MIN

КТ2MАХ

IMAX

JT

1

22

3.25

26.3

-286.0

.0

.0

.0

.0

.0

.0

.0

.0

22

26

3.02

24.3

-265.0

.0

.0

.0

.0

.0

.0

.0

.0

1

50

3.67

2.28

-236.0

.0

.0

.0

.0

.0

.0

.0

.0

26

40

4.47

27.13

-287.0

.0

.0

.0

.0

.0

.0

0

.0

2

62

.25

61

-4.0

.0

.0

.0

.0

.0

.0

.0

.0

2

63

2.55

6.14

-42.0

.0

.0

.0

.0

.0

.0

.0

.0

2

99

8.86

21.3

-149.0

.0

.0

.0

.0

.0

.0

.0

.0

50

10

5.49

33.4

-353.0

.0

.0

.0

.0

.0

.0

.0

.0

25

98

6.5

10.1

-65.0

.0

.0

.0

.0

.0

.0

.0

.0

62

64

5.83

14.27

-97.0

.0

.0

.0

.0

.0

.0

.0

.0

37

99

75

1.84

-12.0

.0

.0

.0

.0

.0

.0

.0

.0

49

69

18.39

28.93

-185.0

.0

.0

.0

.0

.0

.0

.0

.0

49

65

4.52

6.12

-39.0

.0

.0

.0

.0

.0

.0

.0

.0

30

97

1.25

3.11

-20.0

.0

.0

.0

.0

.0

.0

.0

.0

71

69

8.15

12.49

-83.0

.0

.0

.0

.0

.0

.0

.0

.0

1

2

.79

28.3

21.0

.334

.307

.391

.007

.0

.0

.0

.0

50

49

1.23

47.8

0

.355

.307

.390

.007

.0

.0

.0

.0

26

25

2.64

94.1

22.0

.341

.307

.391

.007

.0

.0

.0

.0

40

30

1.32

57.9

7.0

.348

.307

.391

.007

.0

.0

.0

.0

10

11

1.0

30.0

55.0

.362

.307

.391

.007

.0

.0

.0

.0

1

26

.92

5.33

-63.0

.0

.0

.0

.0

.0

.0

.0

.0

2

25

3.6

7.1

-47.0

.0

.0

.0

.0

.0

.0

.0

.0

25

98

6.5

10.1

-65.0

.0

.0

.0

.0

.0

.0

.0

.0

63

64

3.3

8.1

-56.0

.0

.0

.0

.0

.0

.0

.0

.0

37

98

4.72

7.05

-44.0

.0

.0

.0

.0

.0

.0

.0

.0

37

97

7.74

18.9

-125.0

.0

.0

.0

.0

.0

.0

.0

.0

11

71

.86

1.4

-8.0

.0

.0

.0

.0

.0

.0

.0

.0

ПАРАМЕТРЫ СЕТИ.

ЧИСЛО УЗЛОВ М = 21

ЧИСЛО ВЕТВЕЙ N = 27

БАЗИСНЫЙ УЗЕЛ К = 22

 

1,0000

1,0050

1,0100

1,0150

1,0200

1,0250

1,0300

1,0350

1,0400

1,0450

1,0500

.90000

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

.90500

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

.91000

 

 

 

 

 

 

4

 

 

 

 

.91500

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

.92000

 

 

 

 

 

4

 

 

 

 

 

.92500

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

.93000

 

 

 

4

 

 

 

 

 

 

 

.93500

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

.94000

 

 

4

 

 

 

3

2

5

 

 

.94500

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

.95000

 

4

 

 

3

 

5

 

 

 

 

.95500

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

.96000

 

4

32

 

5

 

 

 

 

 

*

.96500

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

.97000

4

23

5

 

 

 

*

 

 

 

 

.97500

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

.98000

42 3

5

 

*

 

 

 

 

 

 

 

.98500

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

.99000

24 3 5

*

 

 

 

 

 

 

 

 

 

.99500

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

1.00000

534

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

1.00500

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

1.01000

3 4 2

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

1.01500

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

1.02000

5 * 3 4

2

 

 

 

 

 

 

 

 

 

1.02500

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

1.03000

5

3 4*

 

2

 

 

 

 

 

 

 

1.03500

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

1.04000

 

5

34

*

 

2

 

 

 

 

 

1.04500

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

1.05000

 

 

5 4

3

 

 

 

 

2

 

 

1.05500

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

1.06000

 

 

 

5 4

3

 

 

 

*

 

 

1.06500

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

1.07000

 

 

 

 

45

3

 

 

 

 

 

1.07500

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

1.08000

 

 

 

 

 

4

5

3

 

 

 

1.08500

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

1.09000

 

 

 

 

 

 

4

5

3

 

 

1.09500

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

1.09500

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

1.10000

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

1,0000

1,0050

1,0100

1,0150

1,0200

1,0250

1,0300

1,0350

1,0400

1,0450

1,0500

ГРАФИК
ЗАВИСИМОСТИ
DР* = F(kT*) ДЛЯ TPAHCФОРМАТОРОВ:

* - ТРАНСФОРМАТОР 1. - 2.

2 - ТРАНСФОРМАТОР 50. - 49.

3 - ТРАНСФОРМАТОР 26. - 25.

4 - ТРАНСФОРМАТОР 40. - 30.

5 - ТРАНСФОРМАТОР 10. - 11.

РЕКОМЕНДАЦИИ
ПО РЕАЛИЗАЦИИ РЕЗУЛЬТАТОВ РАСЧЕТА ОПТИМАЛЬНОГО РЕЖИМА ЭНЕРГОСИСТЕМЫ
С УЧЕТОМ ЧУВСТВИТЕЛЬНОСТИ СУММАРНЫХ ПОТЕРЬ АКТИВНОЙ МОЩНОСТИ
В ЭЛЕКТРИЧЕСКИХ СЕТЯХ К ИЗМЕНЕНИЯМ КОЭФФИЦИЕНТОВ ТРАНСФОРМАЦИИ

РЕЖИМ 18.00 час 12.1.90 года

(ЗАДАННОЕ ОТКЛОНЕНИЕ ПОТЕРЬ ОТ ОПТИМАЛЬНОГО ЗНАЧЕНИЯ .00 %)

ТРАНСФОРМАТОР

ИСХОДНОЕ ЗНАЧЕНИЕ

ОПТИМАЛЬНОЕ ЗНАЧЕНИЕ

ДЛЯ ВВОДА РЕЖИМА В ОПТИМАЛЬНУЮ ОБЛАСТЬ АНЦАПФУ ПЕРЕСТАВИТЬ

коэф. транс.

N отп.

коэф. транс.

N отп.

1 - 2

.33400

5

.34900

7

С ОТПАЙКИ 5 НА 7

50 - 49

.35500

8

.34200

6

С ОТПАЙКИ 8 НА 6

26 - 25

.34100

6

.33500

5

С ОТПАЙКИ 6 НА 5

40 - 30

.34800

7

.36300

9

С ОТПАЙКИ 7 НА 9

10 - 11

.36200

9

.34900

7

С ОТПАЙКИ 9 НА 7

Потери Р: в исходном режиме = 18,05 МВт; в оптимальном режиме = 16,97 МВт.

ТЕХНИКО-ЭКОНОМИЧЕСКИЕ ПАРАМЕТРЫ ОПТИМАЛЬНОГО РЕЖИМА

В результате реализации оптимального режима достигается снижение потерь на 1,076 МВт или на 5,96 %

При заданном времени потерь Т = 1 ч.

экономия электроэнергии составляет - 1,08 тыс. кВт · ч.

При заданной стоимости потерянной энергии в 2,16 коп/кВт · ч.

это дает экономический эффект 0,023 тыс. руб.

Для реализации оптимального режима требуется всего переключений отпаек трансформаторов - 9

В среднем эффективность одного переключения составляет - 0,120 МВт/перекл. или 119,6 кВт · ч/перекл.

РЕКОМЕНДАЦИИ
ПО РЕАЛИЗАЦИИ РЕЗУЛЬТАТОВ РАСЧЕТА ОПТИМАЛЬНОГО РЕЖИМА ЭНЕРГОСИСТЕМЫ
С УЧЕТОМ ЧУВСТВИТЕЛЬНОСТИ СУММАРНЫХ ПОТЕРЬ АКТИВНОЙ МОЩНОСТИ
В ЭЛЕКТРИЧЕСКИХ СЕТЯХ К ИЗМЕНЕНИЯМ КОЭФФИЦИЕНТОВ ТРАНСФОРМАЦИИ

РЕЖИМ 18.00 час 12.1.90 года

(ЗАДАННОЕ ОТКЛОНЕНИЕ ПОТЕРЬ ОТ ОПТИМАЛЬНОГО ЗНАЧЕНИЯ .25 %)

ТРАНСФОРМАТОР

ИСХОДНОЕ ЗНАЧЕНИЕ

ОПТИМАЛЬНОЕ ЗНАЧЕНИЕ

ДЛЯ ВВОДА РЕЖИМА В ОПТИМАЛЬНУЮ ОБЛАСТЬ АНЦАПФУ ПЕРЕСТАВИТЬ

коэф. транс.

N отп.

коэф. транс.

N отп.

1 - 2

.33400

5

.34900

7

С ОТПАЙКИ 5 НА 7

50 - 49

.35500

8

.34200

6

С ОТПАЙКИ 8 НА 6

26 - 25

.34100

6

.33500

5

С ОТПАЙКИ 6 НА 6

40 - 30

.34800

7

.36300

9

С ОТПАЙКИ 7 НА 8

10 - 11

.36200

9

.34900

7

С ОТПАЙКИ 9 НА 9

Потери Р: в исходном режиме = 18,05 МВт; в оптимальном режиме = 17,20 МВт.

ТЕХНИКО-ЭКОНОМИЧЕСКИЕ ПАРАМЕТРЫ ОПТИМАЛЬНОГО РЕЖИМА

В результате реализации оптимального режима достигается снижение потерь на 0,854 МВт или на 4,73 %

При заданном времени потерь Т = 1. ч.

экономия электроэнергии составляет - 0,85 тыс. кВт · ч.

При заданной стоимости потерянной энергии в 2,16 коп/кВт · ч.

это дает экономический эффект 0,018 тыс. руб.

Для реализации оптимального режима требуется всего переключений отпаек трансформаторов - 5

В среднем эффективность одного переключения составляет - 0,171 МВт/перекл. или 170,8 кВт · ч/перекл.

РЕКОМЕНДАЦИИ
ПО РЕАЛИЗАЦИИ РЕЗУЛЬТАТОВ РАСЧЕТА ОПТИМАЛЬНОГО РЕЖИМА ЭНЕРГОСИСТЕМЫ
С УЧЕТОМ ЧУВСТВИТЕЛЬНОСТИ СУММАРНЫХ ПОТЕРЬ АКТИВНОЙ МОЩНОСТИ
В ЭЛЕКТРИЧЕСКИХ СЕТЯХ К ИЗМЕНЕНИЯМ КОЭФФИЦИЕНТОВ ТРАНСФОРМАЦИИ

РЕЖИМ 18.00 час 12.1.90 года

(ЗАДАННОЕ ОТКЛОНЕНИЕ ПОТЕРЬ ОТ ОПТИМАЛЬНОГО ЗНАЧЕНИЯ 2,00 %)

ТРАНСФОРМАТОР

ИСХОДНОЕ ЗНАЧЕНИЕ

ОПТИМАЛЬНОЕ ЗНАЧЕНИЕ

ДЛЯ ВВОДА РЕЖИМА В ОПТИМАЛЬНУЮ ОБЛАСТЬ АНЦАПФУ ПЕРЕСТАВИТЬ

коэф. транс.

N отп.

коэф. транс.

N отп.

1 - 2

.33400

5

.34900

7

С ОТПАЙКИ 5 НА 6

50 - 49

.35500

8

.34200

6

С ОТПАЙКИ 8 НА 8

26 - 25

.34100

6

.33500

5

С ОТПАЙКИ 6 НА 6

40 - 30

.34800

7

.36300

9

С ОТПАЙКИ 7 НА 7

10 - 11

.36200

9

.34900

7

С ОТПАЙКИ 9 НА 9

Потери Р: в исходном режиме = 18,05 МВт; в оптимальном режиме = 17,58 МВт.

ТЕХНИКО-ЭКОНОМИЧЕСКИЕ ПАРАМЕТРЫ ОПТИМАЛЬНОГО РЕЖИМА

В результате реализации оптимального режима достигается снижение потерь на 0,467 МВт или на 2,59 %

При заданном времени потерь Т = 1. ч.

экономия электроэнергии составляет - 0,47 тыс. кВт · ч.

При заданной стоимости потерянной энергии в 2,16 коп/кВт · ч.

это дает экономический эффект 0,010 тыс. руб.

Для реализации оптимального режима требуется всего переключений отпаек трансформаторов - 1

В среднем эффективность одного переключения составляет - 0,457 МВт/перекл. или 466,9 кВт · ч/перекл.

Приложение 5

ПОРЯДОК ВЫБОРА ЗОНЫ НЕЧУВСТВИТЕЛЬНОСТИ ПОТЕРЬ МОЩНОСТИ К РЕГУЛИРОВАНИЮ НАПРЯЖЕНИЯ С ПОМОЩЬЮ ПРОГРАММЫ АЧП

Величина зовы нечувствительности  устанавливается, исходя из стремления к наибольшей эффективности каждого переключения анцапф трансформатора. Для этого по программе АЧП в автоматическом режиме проводится серия расчетов с различными значениями , заданными заранее в массиве 44 (см. приложение 3), и в каждом случае рассчитывается средняя эффективность переключения γ по формуле

где ΔР - значение суммарных потерь мощности в исходном режиме;

ΔРо - значение суммарных потерь мощности в рекомендуемом оптимальном режиме;

mΣ - суммарное (по всем трансформаторам) число переключений, необходимое для перевода текущего режима в оптимальный.

По результатам расчетов строится график  = f(γ), как показано на рис. 7. Рекомендуется выбирать значение , соответствующее максимальному γ.

Рис. 7. Зависимость зоны нечувствительности потерь мощности от эффективности переключения анцапф трансформатора

Часто имеет место не одно целесообразное значение , а некоторый интервал  ÷  равноценных значений - максимум «размазан» (см. рис. 7). Верхней границе интервала  соответствует относительно небольшое число mΣ, что, в свою очередь, приводит к незначительному снижению потерь (ΔР - ΔРо). Ближе к нижней границе  mΣ возрастает, но увеличивается и разность (ΔР - ΔРо). Поэтому в электрических сетях, где нет достаточного опыта проведения мероприятий по оптимизации режима, рекомендуется сначала выбирать значение  (т.е. «загрублять» управление) и затем постепенно снижать зону нечувствительности потерь до значений , как показано стрелкой на рис. 7.

Список использованной литературы

1. Инструкция по снижению технологического расхода электрической энергии на передачу по электрическим сетям энергосистем и энергообьединений: И 34-70-028-86. М.: СПО Союзтехэнерго, 1987.

2. Типовая инструкция по оптимальному управлению потоками реактивной мощности и уровнями напряжений в электрических сетях энергосистем: ТИ-34-70-002-82. М.: СПО Союзтехэнерго, 1982.

МИНИСТЕРСТВО ЭНЕРГЕТИКИ И ЭЛЕКТРИФИКАЦИИ СССР

Главное производственно-техническое управление электрических сетей и сельской электрификации

ГЛАВЭЛЕКТРОСЕТЬ

103074, Москва, К-74, Китайский пр., 7

Москва, К-11, Минэнерго СССР, А. Т. 111803

Тел. 220-41-15

Министерствам энергетики и электрификации союзных республик, производственным объединениям энергетики и электрификации, предприятиям электрических сетей

30.11.9066-01/547

На № _________ от ________________

Направляется «Методика оценки эффективности применения трансформаторов с РПН и автоматического регулирования напряжения в замкнутых электрических сетях» для персонала служб электрических режимов и диспетчерских служб энергосистем и предприятий электрических сетей.

С целью упрощения расчетов при ограниченных объемах исходной информации о режимах электрических сетей в условиях их эксплуатации Методика позволяет оценивать эффективность РПН и АРПН и принимать решение по их установке на основании одного контрольного замера зимнего максимума нагрузки или по нескольким укрупненным данным, характеризующим электрическую сеть.

Рекомендованные в Методике программные средства, разработанные во ВНИИЭ и Винницком политехническом институте, целесообразно внедрять в два этапа. На первом этапе необходимо провести предварительный анализ эффективности регулирования напряжения в узлах замкнутой электрической сети, обоснованно выбрать места наиболее эффективного по потерям мощности регулирования и сформировать расчетную модель сети. Второй этап заключается в расчетах по сформированной модели сети и программе АЧП оптимальных значений отпаек трансформаторов и использовании результатов этих расчетов диспетчером энергосистемы или ПЭС и оперативным персоналом при переключении анцапф трансформаторов.

Телефоны для справок и консультаций по Методике и программному обеспечению: ВНИИЭлектроэнергетики, г. Москва.

113-53-90 Воротницкий Валерий Эдуардович

Серова Ирина Анатольевна

Винницкий политехнический институт, г. Винница

4-75-03 Лежнюк Петр Демьянович.

Главный инженер

 

В.В. Слоев

СОДЕРЖАНИЕ

1. Общие положения. 2

2. Оценка эффективности использования устройств рпн и арпн в оптимальном управлении режимом электрической сети. 5

3. выбор мест установки и ввода в работу устройств РПН и АРПН.. 5

4. Оценка эффективности использования устройств РПН и АРПН, выбор мест и очередности их внедрения с помощью специальных программных средств. 7

Приложение 1. Пример расчета эффективности применения трансформатора методом экспресс-анализа. 8

Приложение 2. Основные характеристики рекомендуемых вычислительных программ.. 8

Приложение 3. Состав исходной информации, требующейся для расчета по программе АЧП.. 9

Приложение 4. Пример расчета по программе АЧП.. 9

Приложение 5. Порядок выбора зоны нечувствительности потерь мощности к регулированию напряжения с помощью программы АЧП.. 13

 

 






ГОСТЫ, СТРОИТЕЛЬНЫЕ и ТЕХНИЧЕСКИЕ НОРМАТИВЫ.
Некоммерческая онлайн система, содержащая все Российские Госты, национальные Стандарты и нормативы.
В Системе содержится более 150000 файлов нормативно-технической документации, действующей на территории РФ.
Система предназначена для широкого круга инженерно-технических специалистов.

Рейтинг@Mail.ru Яндекс цитирования

Copyright © www.gostrf.com, 2008 - 2016