Автоматизована система керування потоками потужності у складнозамкнених електроенергетичних системах (стр. 6 из 7)

Отже в якості оптимального складу РП приймається наступний: 10–11, 26–25, 50–49.

6. Визначення налагоджувальних параметрів САК потоками потужності в замкнених контурах ЕС

Важливим параметром САК ЕС є зона нечутливості, оскільки даний параметр узгоджує витрати на регулювання із зменшенням витрат на експлуатацію ЕС за рахунок зниження втрат потужності і від правильності його визначення залежить ефективність оптимального керування.

З метою визначення відповідного значення даного параметра було виконано ряд розрахунків оптимального режиму ЕС із різними значеннями зони нечутливості, яку змінювали в межах від 0 до14. Результати розрахунків подані у додатку. Основні результати подані у таблиці 6.1.

Таблиця 6.1 – Результати розрахунків по визначенню зони нечутливості

Зона нечутливості	dPрек, МВт	ddP, МВт	Кількість перемикань	Ефективність перемикань МВт/пер
0	38,3	2,5	7	0,356
1	38,3	2,4	4	0,606
3	38,7	2,1	3	0,607
6	39,9	0,9	1	0,879
9	Режим	близький	до	оптимального

В результаті визначено залежність середньої ефективності одного перемикання регулюючих пристроїв від величини зони нечутливості, графічне представлення якої подано на рисунку 6.1.

Зона нечутливості має бути встановлена таким чином, щоб забезпечити достатньо високий регулювальний ефект за рахунок меншої кількості регулювальних впливів. Отже, спираючись на таблицю 6.1 та рисунок 6.1 можна зробити висновок, що доцільно встановити зону нечутливості на рівні 1%, адже це призведе до значного зменшення втрат при меншій кількості перемикань РПН трансформаторів.

Рисунок 6.1 – Залежність середньої ефективності одного перемикання РП від зони нечутливості

Рисунок 6.2 – Графік залежності зони нечутливості від зниження втрат

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.