Содержание к диссертации
Введение
1. Характеристика ээс республики таджикистан. обзор литературы и постановка проблемы 17
1.1 Описание ЭЭС Республики Таджикистан. Состояние и перспективы развития электрических станций и сетей 17
1.2 Анализ диссертационных работ по ЭЭС Республики Таджикистан .24
1.3 Установившиеся и переходные режимы ЭЭС в современных условиях 26
1.4 Нормативные показатели устойчивости ЭЭС и их обеспечение 28
1.5 Средства повышения статической устойчивости ЭЭС .29
1.6 Средства повышения динамической устойчивости ЭЭС .33
1.7 Существующие проблемы функционирования ЭЭС Республики Таджикистан в условиях изолированности от других ЭЭС 37
1.8 Моделирование и прогнозирование электрических нагрузок ЭЭС .40
1.9 Программные комплексы для расчета установившихся и переходных режимов ЭЭС .41
1.10 Выводы .44
2. Расчет и анализ установившихся режимов ээс республики Таджикистан 46
2.1 Математические модели для расчета нормальных установившихся режимов ЭЭС 46
2.2 Методы расчета установившихся режимов .50
2.2.1 Классификация методов расчета .50
2.3 Сравнение методов расчетов установившихся режимов энергосистем 54
2.4 Методы моделирования и расчеты установившихся режимов ЭЭС в программном комплексе MUSTANG WIN .54
2.5 Статическая апериодическая устойчивость ЭЭС Республики Таджикистан в условиях изолированности от других ЭЭС .57
2.5.1 Основные методы утяжеления режимов .57
2.5.2 Определение предельных режимов линии электропередачи 500 кВ Душанбе– Сугд при максимальных нагрузках зимнего периода 2011 года .63
2.5.3 Определение предельных режимов линии электропередачи 500 кВ Душанбе– Сугд при максимальных нагрузках летнего периода 2012 года 65
2.5.4 Определение предельных режимов линии электропередачи 500 кВ Душанбе– Сугд при максимальных нагрузках зимнего периода 2013 года и летнего периода 2014 года 71
2.6 Выводы 73
3. Расчет и анализ переходных режимов ЭЭС Республики Таджикистан 75
3.1 Математические модели для расчета переходных режимов ЭЭС 75
3.2 Переходный режим работы ЭЭС Республики Таджикистан в период максимальных зимних нагрузках 2011 года 79
3.2.1 Минимальный зимний режим 2011 года ЭЭС Республики Таджикистан...79
3.2.2 Максимальный зимний режим 2011 года ЭЭС Республики Таджикистан...80
3.3 Переходный режим работы ЭЭС Республики Таджикистан в период максимальных летних нагрузках 2012 года 82
3.3.1 Минимальный летний режим 2012 года ЭЭС Республики Таджикистан...82
3.3.2 Максимальный летний режим 2012 года ЭЭС Республики Таджикистан...83
3.4 Переходный режим работы ЭЭС Республики Таджикистан в период максимальных зимних и летних нагрузках 2011-2012 годов с учтом мощности батарей статических конденсаторов на ПС Душанбе-500 и Сугд-500 85
3.4.1 Переходный режим работы ЭЭС Республики Таджикистан в период максимальных зимних нагрузках 2011 года с учтом мощности батарей статических конденсаторов на ПС Душанбе-500 и Сугд-500 85
3.4.2 Переходный режим работы ЭЭС Республики Таджикистан в период максимальных летних нагрузках 2012 года с учтом батарей статических конденсаторов на ПС Душанбе-500 и Сугд-500 88
3.5 Переходный режим работы ЭЭС Республики Таджикистан в период максимальных зимних нагрузках 2013 года 91
3.6 Переходный режим работы ЭЭС Республики Таджикистан в период максимальных летних нагрузках 2014 года 94
3.7 Исследование влияние режима работы батарей статических конденсаторов на ПС Душанбе-500 и Сугд-500 на режим работы линии электропередачи Душанбе– Сугд напряжением 500 кВ 97
3.8 Компенсация реактивной мощности в Северной части ЭЭС Республики Таджикистан для оптимизации режимов работы .101
3.9 Переходный режим работы ЭЭС РТ в период максимальных зимних и летних нагрузках с учтом мощности батарей статических конденсаторов на ПС Канибадам-220 105
3.10 Выводы .107
4. Моделирование и прогнозирование режимов максимальных суточных графиков нагрузки северной части ЭЭС Республики Таджикистан на основе метода главных компонент .109
4.1 Применение метода главных компонент в электроэнергетике 109
4.2 Многомерные модели суточных графиков электрической нагрузки на основе метода главных компонент .1 4.2.1 Представление исходных данных наблюдений 110
4.2.2 Ортогональное преобразование для нецентрированных данных 112
4.3 Классификация и распознавание графиков электрической нагрузки в пространстве главных компонент 116
4.3.1 Задачи и методы классификации объектов исследования .116
4.3.2 Классификация суточных графиков электрической нагрузки для Северной части ЭЭС Республики Таджикистан 117
4.3.3 Исследование взаимосвязей главных компонент с формой суточного графика электрической нагрузки 119
4.4 Долгосрочное прогнозирование максимальных суточных графиков электрической нагрузки Северной части ЭЭС Республики Таджикистан в пространстве главных компонент 123
4.4.1 Постановка задачи и выбор метода прогнозирования 123
4.4.2 Прогнозирование главных компонент по методу наименьших квадратов..127
4.5 Программа для ЭВМ «Ортогональное разложение и прогноз графиков электрической нагрузки» - «Прогноз-МГК. Версия 1.» 133
4.6 Определение нормальных и предельных установившихся режимов линии электропередачи 500 кВ Душанбе–Сугд для максимальных зимних и летних нагрузок 2015 года и прогнозных на 2016 год .136
4.7 Выводы 141
Заключение 144
Список использованных источников 147
- Установившиеся и переходные режимы ЭЭС в современных условиях
- Сравнение методов расчетов установившихся режимов энергосистем
- Компенсация реактивной мощности в Северной части ЭЭС Республики Таджикистан для оптимизации режимов работы
- Долгосрочное прогнозирование максимальных суточных графиков электрической нагрузки Северной части ЭЭС Республики Таджикистан в пространстве главных компонент
Введение к работе
Актуальность темы исследования. Республика Таджикистан (РТ) относится к странам со значительными запасами гидроресурсов, которые используются в энергетике. Свидетельством этого являются мощные гидроэлектростанции (ГЭС), построенные во времена СССР и после его распада. До 2009 года электроэнергетическая система (ЭЭС) РТ была включена в ЭЭС Центрально-Азиатского экономического сообщества (ЦАЭС). Потребители Северной части энергосистемы были подключены к ЭЭС Республики Узбекистан, однако связи между Центральной и Северной частями ЭЭС Республики не было. После 2009 года ЭЭС РТ функционирует изолированно от ЭЭС ЦАЭС. В Северной части большими темпами развиваются промышленные и аграрные предприятия. Производство электроэнергии в Северной части осуществляет только Кайраккумская ГЭС мощностью 126 МВт, а потребление в максимальных режимах в зимний период 2015 г. составляет 840 МВт, а в летний – 810 МВт. Построенная в 2012 г. линия электропередачи (ЛЭП) Душанбе–Сугд напряжением 500 кВ, а также Душанбинская ТЭЦ-2 (ДТЭЦ-2) мощностью 100 МВт только частично решили проблему дефицита мощности в Северной части ЭЭС РТ в зимний период.
Суточные графики электрической нагрузки Северной части ЭЭС РТ свидетельствуют о том, что в летний период потребители получают электроэнергию без ограничений, а в зимний период между утренним и вечерним максимумами вводятся ограничения из-за недостатка воды в водохранилищах Нурекской ГЭС (НГЭС) и Байпазинской ГЭС (БГЭС).
Таким образом, в современных условиях функционирования ЭЭС РТ актуальными вопросами являются: исследование и повышение пропускной способности ЛЭП-500 кВ Душанбе–Сугд, исследование статических и динамических свойств Южной, Центральной и Северной частей ЭЭС РТ в изолированном режиме работы от ЭЭС соседних стран. При планировании режимов работы энергосистемы, особенно в е Северной части, необходимо выполнять прогнозирование максимальных суточных графиков нагрузки для зимних и летних режимов на несколько лет вперед.
Степень разработанности темы исследования. По проблемам развития ЭЭС Республики Таджикистан за последние годы проведены диссертационные исследования, в результате которых получены данные анализа статической и динамической устойчивости ЭЭС РТ, работающей параллельно с ЭЭС ЦАЭС (Касо-бов Л.С.); рассмотрены вопросы регулирования качества электроэнергии и установки батарей статических конденсаторов (БСК) на подстанциях (ПС) Центральной части ЭЭС РТ (Назиров Х.Б.).
Однако вопросы статической и динамической устойчивости ЭЭС в условиях изолированности ЭЭС РТ относительно ЭЭС ЦАЭС, а также вопросы компенсации реактивной мощности в Северной части не исследовались. Не рассматривались вопросы прогнозирования максимальных режимов работы ЭЭС, функционирующей в условиях ввода ограничений потребителей в зимний период.
Объектом исследования является электроэнергетическая система Республики Таджикистан.
Предметом исследования являются режимы работы электроэнергетической системы Республики Таджикистан в условиях вынужденной, временной изолированности от ЭЭС ЦАЭС.
Целью диссертационной работы является повышение устойчивости ЭЭС РТ и надежности электроснабжения потребителей в е Северной части при существующих и перспективных нагрузках.
Для достижения поставленной цели в данной работе ставятся и решаются следующие задачи:
-
Создать расчетную схему в программном комплексе (ПК) MUSTANG для выполнения моделирования в установившихся и переходных режимах работы ЭЭС РТ.
-
Исследовать нормальные установившиеся и предельные режимы работы ЭЭС РТ в зависимости от периода потребления нагрузки (зимою и летом), а также при прогнозных нагрузках Северной части на 2016 год.
-
Исследовать переходные режимы работы ЭЭС РТ, а также провести анализ динамической устойчивости параллельной работы Южной, Центральной и Северной частей ЭЭС РТ.
4. Провести анализ влияния режимов работы БСК на ПС Душанбе-500,
Сугд-500 и на ПС Канибадам-220 на установившиеся и переходные режимы рабо
ты ЭЭС РТ.
-
Разработать математическую модель и методику прогнозирования максимальных электрических нагрузок для Северной части ЭЭС РТ.
-
Исследовать максимальные летние и зимние нагрузки, определить мощности и места установки БСК на ПС в Северной части ЭЭС РТ.
-
Выполнить оценку запаса перетока активной мощности по ЛЭП-500 кВ Душанбе–Сугд для максимальных зимних и летних режимов 2015 г. и прогнозных максимальных режимов 2016 г. при изменении мощности БСК на ПС Душанбе-500, Сугд-500 и на ПС Канибадам-220.
Новизна результатов проведенных исследований заключается в следующем:
1. Впервые для условий изолированной работы ЭЭС Республики Таджики
стан с ограничениями потребителей в зимний период выполнено компьютерное
моделирование и комплексное исследование режимов работы и влияния реактив
ной мощности батарей статических конденсаторов на подстанциях Душанбе-500,
Сугд-500 и Канибадам-220 на повышение статической устойчивости линии связи
Юг-Север и ее пропускной способности, а также на напряжения в узлах сети и по
тери электроэнергии в линиях 220-500 кВ в Северной части.
2. Результаты компьютерного моделирования и исследований установив
шихся и переходных режимов работы электроэнергетической системы Республи
ки Таджикистан, а также динамической устойчивости генераторов Кайраккумской
ГЭС при возмущениях на шинах подстанций напряжением 220-500 кВ, отличаю
щиеся тем, что выполнены для условий изолированного режима работы от энер
госистем соседних стран и позволившие дать практические рекомендации по оп
тимизации реактивной мощности и выбору мест установки батарей статических
конденсаторов в Северной части энергосистемы.
-
Методика моделирования, классификации и прогнозирования максимальных зимних и летних суточных графиков электрической нагрузки потребителей на примере Северной части электроэнергетической системы Республики Таджикистан, отличающаяся тем, что моделирование и прогнозирование выполняются в пространстве главных компонент, что позволяет повысить точность прогнозирования.
-
Установленные зависимости максимумов нагрузки суточного графика с главными компонентами ортогонального разложения, позволяющие повышать точность прогнозирования электропотребления с использованием аналитических методов и экспертных оценок.
Практическая значимость диссертационной работы заключается в следующем:
– Разработаны предложения по установке БСК на ПС Канибадам в Северной части ЭЭС РТ.
– Выполнена оценка эффекта влияния компенсирующих устройств, установленных на ПС Сугд-500 и Душанбе-500, на увеличение пропускной способности ЛЭП-500 кВ Душанбе–Сугд, стабилизацию напряжения на шинах ПС Северной части и устойчивость генераторов Кайраккумской ГЭС.
– Разработана методика прогнозирования максимальных электрических нагрузок для Северной части, которую можно использовать при прогнозировании нагрузки для Центральной и Южной частей ЭЭС РТ в Открытой Акционерной Холдинговой Компании (ОАХК) «БАРКИ ТОЧИК».
– Разработана программа для ЭВМ «Ортогональное разложение и прогноз графиков электрической нагрузки» – «Прогноз-МГК. Версия 1.» по прогнозированию электропотребления Северной части ЭЭС РТ на основе метода главных компонент (МГК) и подана заявка на регистрацию.
Внедрение результатов. Полученные результаты работы используются:
– при планировании развития генерации и электрических сетей для Северной части, а также для всей энергосистемы Республики Таджикистан в ОАХК «БАРКИ ТОЧИК» (документ об использование результатов диссертационной работы в ОАХК «БАРКИ ТОЧИК», №11/194-20067 от 15.01.16 г.);
– в учебном процессе ЮРГПУ(НПИ) при проведении лекционных, практических и семинарских занятий для подготовки магистров по направлению «Электроэнергетика и электротехника» (акт внедрения);
– в учебном процессе Таджикского технического университета при проведении лекционных, практических и семинарских занятий для подготовки магистров и бакалавров по направлению «Электроэнергетика и электротехника» (акт внедрения).
Методология и методы исследования. При решении поставленных задач были использованы: методы численного и математического моделирования, метод главных компонент для прогнозирования электрических нагрузок, методы наименьших квадратов, кластерного анализа, анализа установившихся и переходных режимов, элементы теории устойчивости ЭЭС.
Основные положения, выносимые на защиту:
1. Компьютерная модель ЭЭС РТ, созданная с помощью ПК MUSTANG для
расчетов установившихся и переходных зимних и летних режимов работы.
2. Методика долгосрочного прогнозирования максимальных зимних и летних нагрузок для Северной части ЭЭС РТ на основе метода главных компонент.
-
Рекомендации по определению мощности БСК на ПС Канибадам в Северной части ЭЭС РТ.
-
Оценки запаса пропускной способности ЛЭП-500 кВ Душанбе-Сугд для зимних и летних нагрузок на основе исследований существующих и прогнозных максимальных электрических нагрузок в Северной части на 2016 год.
Степень достоверности полученных результатов обеспечивается корректностью использования математических методов и моделей (методов расчета установившихся и переходных режимов, теории устойчивости и метода главных компонент). Для компьютерного моделирования использовался апробированный в энергосистемах России программный комплекс MUSTANG. Статистические данные фактического электропотребления получены с помощью сертифицированных систем телемеханики и коммерческого учета, эксплуатирующихся в ЭЭС РТ. Результаты прогнозирования сопоставлялись с фактическими данными, предоставленными ОАХК «БАРКИ ТОЧИК».
Апробация работы. Основные положения и результаты работы докладывались и обсуждались на следующих конференциях и семинарах:
XXXV и XXXVII сессии Всероссийского научного семинара Академии наук Российской Федерации «Кибернетика электрических систем» (ЮРГПУ, г. Новочеркасск), 2013, 2015 гг.
XI, XII и XIII Международные научно-технические конференции «Современные энергетические системы и комплексы и управление ими» (ЮРГПУ, г. Новочеркасск), 2013, 2014 и 2015 гг.
VI Международная научно-техническая конференция «Электроэнергетика глазами молодежи» ((ИГЭУ, г. Иваново) 9-13 ноября 2015 г).
«Научно-техническая конференция и выставка инновационных проектов» (ЮРГПУ, г. Новочеркасск) 14-16 декабря 2014 г.
- XXXIV-XXXV Международная заочная научно-практическая конферен
ция «Научная дискуссия: Вопросы технических наук» г. Москва, 2015г.
Публикации. Результаты диссертационного исследования опубликованы в 10 научных работах общим объемом 2,92 п.л., вклад соискателя составляет 2,21 п.л., из них 3 публикации в рецензируемых научных журналах из перечня ВАК. Подана заявка на свидетельство о регистрации программы для ЭВМ «Ортогональное разложение и прогноз графиков электрической нагрузки» - «Прогноз-МГК. Версия 1.».
Личный вклад автора Личный вклад автора состоит в формулировании и доказательстве основных научных положений, в непосредственном участии на всех этапах исследования, в получении теоретических и экспериментальных данных, в разработке компьютерной модели в программном комплексе MUSTANG для расчетов и анализа установившихся и переходных режимов работы ЭЭС РТ и в разработке программы для ЭВМ «Ортогональное разложение и прогноз графиков электрической нагрузки» - «Прогноз-МГК. Версия 1.».
Соответствие паспорту специальности. Диссертационная работа соответ-
ствует формуле научной специальности 05.14.02 – «Электрические станции и электроэнергетические системы» по следующим областям исследований:
п. 6 «Разработка методов математического и физического моделирования в электроэнергетике» (создана математическая модель ЭЭС РТ, включая е Северную часть в ПК MUSTANG для расчетов установившихся и переходных режимов);
п. 13 «Разработка методов использования ЭВМ для решения задач в электроэнергетике» (разработана программа для прогнозирования электрических нагрузок на основе МГК «Прогноз-МГК. Версия 1.»; для моделирования режимов работы ЭЭС РТ использовался ПК MUSTANG).
Структура и объем работы. Диссертация состоит из введения, четырех глав, заключения, списка литературы из 134 источников и 10 приложений. Работа иллюстрирована 41 таблицами и 66 рисунками. Общий объем диссертации 198 страниц из них основного текста 161 страниц.
Установившиеся и переходные режимы ЭЭС в современных условиях
Анализ статической и динамической устойчивости ЭЭС РТ был выполнен в диссертационной работе Касобова Л.С. [51]. В его работах получены следующие наиболее важные результаты: определена область статически апериодически устойчивых режимов энергосистемы; выполнена оценка запасов статической устойчивости; для повышения динамической устойчивости ЭЭС РТ предложен алгоритм управления на основе отключения части генераторов НГЭС во время больших возмущений [49,50,51,52,53]. Моделирование режимов ЭЭС выполнялось численными методами с использованием математических пакетов Matlab, Mathcad [54,56], профессиональных пакетов программ MUSTANG и TKZ 3000 [113,114]. Исследования Касобова Л.С. были сделаны в 2009 году с учтом параллельной работы ЭЭС РТ с ЭЭС Республики Узбекистан. В качестве шин бесконечной мощности была принята ГРЭС Республики Узбекистан. В настоящее время проблема обеспечения статической и динамической устойчивости ЭЭС РТ имеет другой характер, потому что ЭЭС вынужденно, временно работает изолированно от других ЭЭС соседних стран.
Проблемы обеспечения качества электроэнергии рассмотрены в диссертационной работе Назирова Х.Б. [46,81,122]. Основные результаты данной диссертационной работы состоят в следующем: выполнен анализ электромагнитной обстановки; рассмотрены возможности регулирования напряжения в узлах, разработана методика выбора и размещения конденсаторных батарей на некоторых ПС Центральной части ЭЭС; предложены мероприятия по обеспечению КЭ. Моделирование и оценки показателей КЭ в ЭЭС РТ, произведены с помощью программ Mathcad и Rastrwin [122]. В настоящее время все большее внимание уделяется возобновляемым источникам энергии, для покрытия дефицита активной мощности в автономных районах. Некоторые районы РТ находятся в горах, где нет связи посредством ЛЭП с основной ЭЭС. В диссертационной работе Исмоилов Ф.О. [47] приводятся сведения о том, что РТ очень богата солнечными и гидроресурсами. Примененяя ВИЭ в качестве МГЭС, солнечных фотоэлектрических станций, ветроэнергетических установок, можно решить проблему покрытия дефицита активной мощности.
Выполненный анализ диссертационных работ за последнее десятилетие указывает на необходимость исследований по расчетам и анализу статической и динамической устойчивости ЭЭС РТ в новых условиях работы. Основные изменения в ЭЭС РТ после 2009 года [48,64]: - отключены две ЛЭП Л-20-С-1, Л-20-С-2 напряжением 220 кВ, протяжнностью 5 км, которые соединяли ПС Сугд-220 ЭЭС РТ с Сырдарьеинской ГРЭС Республики Узбекистан и вся нагрузка Северной части ЭЭС РТ покрывалось от ЭЭС Республики Узбекистан; - отключена ЛЭП напряжением 500 кВ, Л-507 с протяжнностью 255 км, которая соединяла ПС Регар-500 ЭЭС РТ с ПС Гузар-500 ЭЭС РУ; - отключена ЛЭП напряжением 500 кВ, Л-508 с протяжнностью 162,3 км, которая соединяла ПС Регар-500 ЭЭС РТ с ПС Сурхан-500 ЭЭС Республики Узбекистан; - на реке Вахш построена и сдана в эксплуатацию СГЭС-2 мощностью 220 МВт; - в Центральной части ЭЭС РТ построена и сдана в эксплуатацию первая очередь ДТЭЦ-2, мощностью 100 МВт; - построена и сдана в эксплуатацию ЛЭП Л-518, напряжением 500 кВ Душанбе – Сугд, протяжнностью 213 км; - построены и сданы в эксплуатацию ПС Душанбе-500 в Центральной части и ПС Сугд-500 в Северной части (области Сугд); - установлены ШР в начало Q = 3х40 Мвар и в конце Q = 3х40 Мвар ЛЭП-500 кВ Душанбе – Сугд; - установлены БСК на ПС Душанбе-500 Q = 3х40 Мвар и на ПС Сугд-500 Q=8х40 Мвар. 1.3 Установившиеся и переходные режимы работы ЭЭС в современных условиях Основой теории устойчивости энергосистем являются теоремы устойчивости доказанные А. М. Ляпуновым [41]. Проблемами синхронной параллельной работы генераторов и изучением переходных процессов в энергосистемах, занимались В.А. Веников, А.А. Горев, Р. Парк и др. [15,16,17,32], исследования которых имеет преимущественно аналитический характер. Одним из родоначальников теории устойчивости энергосистем был П.С. Жданов [39]. Основными результатами работы П.С. Жданова являются увеличение пропускной способности и запаса устойчивости ЛЭП, посредством анализа режимов устройств поперечной компенсации, использованием синхронных компенсаторов и линейных реакторов.
Классические методы анализа статической устойчивости основаны на составлении системы нелинейных дифференциальных уравнений, описывающих движение роторов электрических машин, переходные процессы в генераторах и в системах регулирования, объединяемых алгебраическими уравнениями баланса токов или напряжений, а также активной и реактивной мощностей в электрической сети [32,39].
ЭЭС состоит из следующих компонентов: силовые (генераторы, трансформаторы и ЛЭП), измерительные (трансформаторы тока и напряжения) и средства управления (релейная защита, регуляторы, автоматика, связь, телемеханика). Режим работы ЭЭС определяется составом включенных силовых компонентов и их загрузкой. Параметрами режима являются производство, передача, распределение и потребление электроэнергии по заданным значениям напряжений, токов и мощности [9].
При исследовании УР необходимо обращать внимание на его параметры, которые не должны изменяться во времени. Если данные параметры меняют свои значение во времени, то наблюдается переходный режим. Наблюдается также в энергосистемах переходные режимы в УР, вызванные малыми колебаниями нагрузки.
Сравнение методов расчетов установившихся режимов энергосистем
Расчеты УР ЭЭС являются наиболее массовым видом электротехнических расчетов. Они имеют не только самостоятельное значение, но являются неотъемлемой частью решения комплекса задач управления ЭЭС - расчетов нормальных, переходных, послеаварийных, ремонтных режимов, токов КЗ, статической и динамической устойчивости, оптимизации перспективных режимов, эквивалентирования и расчетов потерь электроэнергии [12,26,98].
Под УР, как правило, понимают нормальный симметричный режим работы трехфазной сети переменного тока.
Задача расчета УР часто формулируется как задача расчета потокораспределения, удовлетворяющего законам Кирхгофа для электрической сети при наложении ряда ограничений, отражающих статические свойства энергосистемы [17,24].
При расчете задаются: - конфигурация и параметры электрической сети; - трехфазные мощности нагрузок PHi+jQHi и генерации источников P+ jQrj; мощности нагрузки могут представляться в виде нелинейных статических характеристик по напряжению и по частоте; - модуль напряжения в базисном узле и фазу напряжения в балансирующем узле (в качестве базисного и балансирующего обычно выбирают один узел); - модули напряжения в некоторых узлах, называемых опорными по напряжению, в которых имеются достоверные измерения или известна уставка по напряжению регулятора напряжения; - допустимый диапазон изменения реактивных мощностей источников (?min Оmax в опорных узлах с заданным модулем напряжения; - текущие значения коэффициентов трансформации трансформаторов, в общем случае комплексные.
В результате расчета определяют: - модули и фазы напряжений во всех узлах схемы; - распределение токов и потоков мощности (потораспределение) по всем элементам сети; - потери мощности в элементах сети, сгруппированные по видам оборудования и классам напряжения. Мощность каждого узла является нелинейной функцией напряжения и тока [8,23]. Математическое описание каждого узла может порождать несколько возможных решений, т.к. заданная мощность может быть потреблена нагрузкой при некотором напряжении U. и токе It , либо при другом напряжении Ui и токе Ij . С точки зрения математической постановки задачи эти решения равнозначны, хотя многие из них не могут быть реализованы физически. Общее количество решений системы нелинейных алгебраических уравнений заранее неизвестно и по мере утяжеления режима уменьшается. При очень больших нагрузках и недостаточной пропускной способности сети решения математические отсутствуют, т.е. режим данной схемы с заданными нагрузками не существует [10,26]. При расчетах УР в качестве исходных данных задают модули напряжений в некоторых узлах, называемых опорными по напряжению. Для этих узлов искомой в результате расчета величиной является реактивная мощность источников. Опорные узлы вводят исходя из физического содержания задачи (наличие регуляторов напряжения с заданными уставками и т.п.), а также иногда для повышения «определенности» режима.
Задание модуля напряжения в некоторых узлах в ряде случаев улучшает процесс сходимости по другим переменным. В качестве уравнений УР при расчете на ЭВМ используются уравнения токо - и потокораспределения, основанные на законах Кирхгофа и Ома, при наложении ряда ограничений, которые задают диапазон располагаемой активной и реактивной мощности, модулей напряжений в узлах, соответствующих регулируемым источникам реактивной мощности и т.п.
Может быть сформирована полная система уравнений Кирхгофа, контурных токов, однако в практике расчетов нормальных режимов электрических сетей наибольшее распространение получили уравнение узловых напряжений, которые получают на основе первого закона Кирхгофа и Ома. В данной работе использованы УУН в форме баланса мощностей [34]. п U lj-Uj+S 0, /,1,2, п, (2.1) 7=1 где - элементы матрицы собственных и взаимных узловых проводимостей; Uj =Urj.+jUmj -комплексные значения напряжений в узлах; Urj вещественная, а "щ - мнимая составляющая напряжения в системе координат, вещественная ось которой связана с напряжением базисного узла; = $Нi $п - заданная мощность нагрузки в узле, определяемая как разность мощностей нагрузки SHi (i ) и генерации $п в узле; п - число узлов без базисно - балансирующего. Активная PHi(U) и реактивная QHi(U) мощности нагрузки могут быть заданы в виде нелинейных статических характеристик по напряжению, которые обычно представляются в виде полинома второй или третьей степени.
Для того чтобы обеспечить возможность моделирования опорных по напряжению узлов, а также реализовать операции дифференцирования, систему уравнений необходимо разрешить относительно вещественных и мнимых составляющих напряжений [19,26,44].
Компенсация реактивной мощности в Северной части ЭЭС Республики Таджикистан для оптимизации режимов работы
Коэффициенты запаса по активной мощности и по напряжению соответствуют нормам требований по статической устойчивости [68]. Как показано на рисунке 2.6 при увеличении мощности БСК на ПС Сугд-500 коэффициенты запаса по активной мощности и по напряжению увеличиваются, тем самим, повышается статическая устойчивость связи ЮГ-Север.
В связи с тем, что для Q = 4х40 Мвар на ПС Сугд режим не балансируется то для режима летних нагрузок 2012 года выполнено два варианта расчета. Моделирование максимальных летних режимов 2012 года произведено следующим образом [77]:
1. Установлены БСК на ПС Душанбе-500 мощностью Q = 3х40 Мвар и БСК на ПС Сугд-500 мощностью Q = 6х40 Мвар. Результаты моделирования УР для первого варианта приведены в таблице 2.8. Таблица 2.8 Результаты моделирования нормальных и предельных режимов ЛЭП-500 кВ Душанбе–Сугд при максимальных летних нагрузках первого варианта № узла ПС в расчетной схеме Напряжение, кВ Переток активной иреактивной мощностипо ЛЭП-500 кВ Ток, кА Активные иреактивные потериЛЭП-500 кВ МВт Мвар МВт, Мвар, Нормальный режим 5003 505,1 481,2 -20,2 0,55 4,82 60,71 5004 493,9 -476,4 -111,6 0,57 Предельный режим 5003 467,8 784,7 366,4 1,07 19,38 243,94 5004 409,8 -765,3 -271,7 1,14 2. Установлены БСК на ПС Душанбе-500 мощностью Q = 3х40 Мвар и БСК на ПС Сугд-500 мощностью Q = 8х40 Мвар. Результаты моделирования УР для второго варианта приведены в таблице 2.9. Таблица 2.9 Результаты моделирования нормальных и предельных режимов ЛЭП-500 кВ Душанбе–Сугд при максимальных летних нагрузках второго варианта № узла ПС в расчетной схеме Напряжение, кВ Переток активной иреактивной мощностипо ЛЭП-500 кВ Ток, кА Активные иреактивные потериЛЭП-500 кВ МВт Мвар МВт, Мвар, Нормальный режим 5003 521,9 480 -210,5 0,58 4,59 57,80 5004 533,8 -475,4 53,2 0,52 Предельный режим 5003 469 946,4 338,7 1,24 25,32 318,60 5004 419,3 -921,1 -172,8 1,29 70 Коэффициенты запаса по активной мощности и по напряжению для первого и второго вариантов расчетов летних режимов в зависимости от режима работы БСК на ПС Сугд-500, приведены в таблице 2.10. На рисунке 2.7 показаны зависимости коэффициентов запаса по активной мощности и по напряжению от мощности батареи статических конденсаторов ПС Душанбе-500 и Сугд-500. Из рисунка видно, что при увеличении мощности БСК на ПС Сугд-500 коэффициенты запаса по активной мощности и по напряжению увеличиваются, и тем самим увеличивается статическая устойчивость ЛЭП-500 кВ Душанбе-Сугд. Коэффициенты запаса по активной мощности и по напряжению приведенные в таблице 2.10 соответствуют нормам требований по статической устойчивости
Таблица 2.10. Расчетные коэффициенты запаса по активной мощности и по напряжению для ЛЭП-500 кВ зависимости от мощности БСК на ПС Душанбе-500 и Сугд-5 Мощность БСК на ПС, Мвар Коэффициент запаса по активной мощности, % Коэффициент запаса по напряжению, %
Влияние БСК на ПС Душанбе-500 Сугд-500 на повышение статической устойчивости ЛЭП-500 кВ Душанбе-Сугд Как показано на рисунке 2.6, при увеличении мощности БСК на ПС Сугд-500 коэффициенты запаса по активной мощности и по напряжению увеличиваются, тем самим, повышается статическая устойчивость связи ЮГ-Север.
Данные о максимальных нагрузках потребителей ЭЭС РТ в зависимости от сезонности потребления в период 2013-2014 годов, приведены в таблице П.3.2. Приложения 3. Сравнение потребления электроэнергии потребителями в период 2011-2014 показывает, что наблюдается рост потребления как активной, так и реактивной мощности, особенно в Северной части ЭЭС РТ [79,83].
Результаты моделирования нормальных и предельных режимов для максимальных зимних нагрузок в период 2013 года, приведены в таблице 2.11. Таблица 2.11 Результаты моделирования нормальных и предельных режимов ЛЭП-500 кВ Душанбе–Сугд при максимальных зимних нагрузках 2013 года № узла ПС в расчетной схеме Напряжение, кВ Переток активной иреактивной мощностипо ЛЭП-500 кВ Ток, кА Активные иреактивные потериЛЭП-500 кВ МВт Мвар МВт, Мвар, Нормальный режим 5003 479,6 531,7 -102,4 0,65 6,37 80,16 5004 481,2 -525,4 4,4 0,63 Предельный режим 5003 445,7 689,1 199,5 0,95 14,37 180,84 5004 409,1 -674,8 -159,9 0,98 Результаты моделирования нормальных и предельных режимов для максимальных летних нагрузок в период 2014 года, приведены в таблице 2.12. Таблица 2.12 Результаты моделирования нормальных и предельных режимов ЛЭП-500 кВ Душанбе–Сугд при максимальных летних нагрузках 2014 года № узла ПС в расчетной схеме Напряжение, кВ Переток активной иреактивной мощностипо ЛЭП-500 кВ Ток, кА Активные иреактивные потериЛЭП-500 кВ МВт Мвар МВт, Мвар, Нормальный режим 5003 531,3 585,7 -344,2 0,74 7,31 92 5004 559,4 -578,4 206,6 0,63 Предельный режим 5003 488,1 890,9 138,9 1,07 18,41 231,76 5004 462,7 -872,5 -81,7 1,09 Коэффициенты запаса по активной мощности и напряжения для ЛЭП-500 кВ Душанбе-Сугд в зависимости от режима работы БСК на ПС Душанбе-500 и Сугд -500 для максимальных летних и зимних режимов в период 2013-2014 годов приведены в таблице 2.13.
Расчетные коэффициенты запаса по активной мощности и по напряжению для ЛЭП-500 кВ в зависимости от мощности БСК на ПС Душанбе-500 и Сугд-5 Мощность БСК на ПС, Мвар Коэффициент запаса по активной мощности, % Коэффициент запаса по напряжению, % Душанбе-500 Сугд-500 Q = 3х40 Q = 8х40 22,8 15,1 Q = 3х40 Q = 8х40 34 17,1 Коэффициенты запаса по активной мощности и по напряжению, для ЛЭП-500 кВ Душанбе-Сугд приведенные в таблице 2.13 соответствуют нормам требований по статической устойчивости [68]. В максимальных зимних и летних режимах 2013-2014 годов в расчетной схеме для определения предельных режимов мощность БСК на ПС Сугд-500 и Душанбе-500, была принята максимальная реактивная мощность БСК на этих подстанциях. 2.6 Выводы
Долгосрочное прогнозирование максимальных суточных графиков электрической нагрузки Северной части ЭЭС Республики Таджикистан в пространстве главных компонент
Метод главных компонент – это комплексный метод, применяемый для описания многомерных объектов какими являются энергетические системы [6,7,37,43,82,100,101,132]. Одним из достоинств метода является возможность графического представления объектов и переменных. Главные компоненты являются наиболее удобными показателями, так как они сохраняют и отражают внутренние объективно существующие закономерности, которые не поддаются непосредственному наблюдению. Каждой главной компоненте, как правило, можно придать некоторый физический смысл и, более того, положение каждого объекта и переменной на диаграммах можно интерпретровать в терминах значений переменных и физического смысла координатных осей. Для реализаций графиков электрической нагрузки собственные числа корреляционной матрицы имеют физический смысл дисперсий самих графиков или дисперсий их значений в сечениях ti [6,28,76,82]. В задачах электроэнергетики МГК применяется для моделирования нагрузок узлов электрических сетей при оптимизации систем компенсации реактивной мощности [6,7,59,133,134], при решении задач прогнозирования электропотребления в энергосистемах [74,75,76,77,82].
В данной главе изложены результаты использования МГК в задачах классификации графиков электрической нагрузки и прогнозировании максимальных суточных графиков электрической нагрузки Северной части ЭЭС Республики Таджикистан [74]. Если исследуются реализации суточных графиков электрической нагрузки () , где j - это номер суток, а -() = Рр - значение мощности j - х суток в сечении tt (см.рис.4.1), то в качестве объектов будут выступать реализации суточных графиков, а параметрами будут значения мощности в сечениях tt решетчатой модели (рис.4.1а, рис.4.1б). Результаты измерений решетчатых графиков P.(t) можно представить в виде следующей матрицы наблюдений:
Столбцы матрицы P являются дискретными реализациями N графиков нагрузки Pj(t), j = 1,2,...N, а строки - это совокупности значений реализаций для і -го сечения (і - го часа суток). Следовательно, совокупность N решетчатых моделей суточных графиков нагрузки с п = 24 ступенями (я сечениями) можно представить как векторное пространство Ln.
В зависимости от целей исследования матрица исходных данных Р в преобразованиях метода главных компонент используется непосредственно или преобразуется в матрицу центрированных [6,7,28,77,82] данных Р которой определяются следующим образом Ptj = Ру Pi, где Pj - среднее значения по /- ой строке матрицы г
Ковариационная матрица KP для матрицы нецентрированных данных P определяется следующим образом: K = Р-РТ /N, (4.2) где Рт - транспонированная матрица Р. Ковариационная матрица Кр является симметричной относительно главной диагонали и имеет размерность (пхп) . Для перехода к отображению N объектов (графиков) в новом п - мерном пространстве с ортогональными переменными, которые называют также факторами [37,43], необходимо выполнить ортогональное преобразование (вращение в «-мерном пространстве факторов). Предварительно необходимо определить собственные числа и собственные векторы Uj корреляционной матрицы к [13,14,82,87,101]. Далее собственные числа упорядочиваются следующим образом: В таком же порядке располагаются соответствующие собственным числам Aj собственные векторы Uj в матрице собственных векторов U. ип-ии UXj...Uln U2l-U22 U2j. (4.3) пп unl-un2 unj...u По полученным собственным векторам выполняется следующее ортогональное преобразование [43,49,80]: P = U-F, Pj=U-fJ9 (4.4) где U - матрица размера (п х п) собственных векторов ковариационной матрицы Кр ; F - матрица новых ортогональных переменных для N объектов, имеющая такой же размер, что и матрица Р, т.е (nxN) или (24xN), для суточных часовых графиков мощности. Для любого элемента Рц вектора Pj или матрицы Р можно записать следующим выражение: in nj Чк kj k=\ п Ptj = un-fij+ui2 -f2j+ uin-fnj = Yjuik-J (4.5) Если Pj- это я-мерный случайный вектор, то матрица U является детерминированной и состоит из п линейно независимых векторов - столбцов. Матрица U является ортонормированной, т.е.