Стартовая >> Архив >> Резервы мощности в электроэнергетических системах

Режимная надежность энергосистем - Резервы мощности в электроэнергетических системах

Оглавление
Резервы мощности в электроэнергетических системах
Введение
Классификация надежности
Оперативный резерв и дефицит мощности в энергосистеме
Отказ генерирующих блоков
Ремонтный резерв мощности
Народнохозяйственный ущерб от недоотпуска электроэнергии
Режимная надежность энергосистем
Оптимальная стратегия ограничения нагрузки при выборе трансформаторов

ЭЭС в отличие от других технических систем характеризуется постоянно изменяющимся во времени, зависящим от состояния любого элемента системы, электрическим режимом ее работы. Под режимом понимается совокупность величин, определяющих электрические процессы в ЭЭС (частота, напряжения, токи, мощности). Именно эти величины позволяют судить о состоянии безотказности ЭЭС. Если все параметры режима находятся в допустимых пределах, то считается, что система находится в работоспособном состоянии. Если же хотя бы один электрический параметр вышел за пределы допустимых значений, то фиксируется отказ системы. Любое случайное возмущение в ЭЭС (короткое замыкание, отключение генератора, линии электропередач, трансформатора, выключателя и др.) приводит к изменению ее режима работы. Анализ режимной надежности заключается в моделировании случайного возмущения и анализе аварийного и послеаварийного состояний ЭЭС. При рассмотрении проблемы резервирования видно, что максимум ожидаемого ущерба приходится на многократно наложенные отказы (одновременное отключение трех-четырех генераторов). Аналогичная ситуация имеется и для сетевого оборудования. ЭЭС в настоящее время проектируется таким образом, чтобы при случайном отключении какого-либо элемента можно было полностью обеспечить снабжение потребителей электроэнергией надлежащего качества. Во многих странах (США, Франция, Швеция, ФРГ и др.) требования к надежности еще жестче — полное электроснабжение должно быть обеспечено при отключении двух любых элементов ЭЭС. Число аварийных состояний ЭЭС, требующих проверки на безотказность, немыслимо велико. В мире пока нет таких программ и алгоритмов, которые позволили бы оценить режимную надежность в полной мере.
Проблема анализа режимной надежности заключается не только в большой размерности анализируемых состояний, но и в математической сущности анализа. Анализ состоит в расчете доаварийного и послеаварийного режимов (промышленные программы делают это за время не меньше 1 с), выборе необходимых управляющих воздействий (УВ) и экономической оценке последствий от УВ. Расчет режима выполняется еще несколько раз. Анализ одного случайного состояния ЭЭС занимает не менее трех секунд при расчетах на достаточно быстродействующих ЭВМ. В этом случае для ЭЭС, состоящей из 10000 элементов (еще не самая крупная ЭЭС), рассмотрение сочетаний по одному и двум отказавшим элементам займет более 40000 ч (4,75 г.) машинного времени, что, естественно, невозможно. Таким образом, математические методы и алгоритмы анализа режимной надежности должны быть направлены на упрощение расчетов (увеличение за счет этого быстродействия анализа единичного состояния) и сокращение числа анализируемых состояний. Для этого используются различные допущения и ограничения.
Большой вклад в развитие методов и алгоритмов расчетов режимной надежности внесли научные коллективы под руководством Д. А. Арзамасцева, В. А. Непомнящего, Μ. Н. Розанова, Ю. А. Фокина, X. Ф. Фазылова и др.

Основные показатели. Математическое ожидание недоотпуска электроэнергии в каждом из узлов и по системе в целом

Каждое из случайных состояний системы характеризуется интенсивностью λ (1/год) его появления и средней длительностью существования (длительностью восстановления ЭЭС) τ (лет).   

Коэффициент опасности по минимальному напряжению (КОН1) узла i при отключении элемента j:
КОН1ij = 2 — Uij/Ui min. (5.9)
Коэффициент опасности по максимальному напряжению (КОН2)
КОН2ij = Uij/Ui mах. (5.10)
Значение коэффициентов больше 1 соответствует состоянию, когда нарушены ограничения по напряжению.
Коэффициент опасности перегрузки по току (КОПТ) связи l при отключении элемента j:
КОПТlj=|Ilj|/Iдоп. (5.11)
Коэффициент опасности перегрузки по мощности (КОПМ) связи l при отключении элемента j.
копмlj= \plj\/pl доп. (5.12)
Естественно, данные коэффициенты могут быть преобразованы в интегральные показатели, например, интегральная опасность по минимальному напряжению:
ИOHli=∑qjKOHlij,
где учитывается и исходный режим (отсутствуют отключения элементов ЭЭС).
Аналогично определяются ИОН2i, ИОПТl, ИОПМl.
Для нормирования тяжести отключений в зарубежной практике вводится показатель тяжести (ПТ), который учитывает степень загрузки ветвей в послеаварийных режимах. Показатель тяжести (ПТТ) элемента l по току:
ПТТl = ∑КОПМα,    (5.13)

где κ — весовой коэффициент (как правило, можно считать равным вероятности q); L — число элементов ЭЭС; α — эмпирический показатель степени (в первом приближении можно считать равным единице). Данный показатель является обобщением ИОПМl, поэтому вместо введенных выше интегральных показателей опасности следует отдать предпочтение показателям ПТН1, ПТН2, ПТТ, ПТМ, которые определяются аналогично (5.13).

Оптимальное распределение дефицита мощности в ЭЭС

Отключение элементов ЭЭС связано с вероятным появлением локальных дефицитов активной и реактивной мощностей, что, в свою очередь, может привести к недопустимым перегрузкам некоторых элементов или чрезмерному понижению напряжения в отдельных узлах сети. Одним из возможных путей по введению режима в область допустимых является отключение нагрузки. При этом возможен ряд допустимых решений. Возникает задача определения наилучшего управляющего воздействия (УВ). В качестве критерия обычно принимается минимум суммарного ущерба от недоотпуска электроэнергии потребителям. В данной постановке задача известна как проблема распределения дефицита мощности (РДМ).
Математическая постановка. В результате отключения отдельных элементов ЭЭС возможно нарушение режимных ограничений, к числу которых относится перегрузка линий или недопустимое снижение напряжения в некоторых узлах.

Требуется определить вектор
Х={х1 ..., x} ограничений активной мощности нагрузок, минимизирующий аддитивный функционал с квадратичной аппроксимацией (модификация (5.8)): правило, итерационными методами. При большой размерности X это связано с недопустимыми затратами машинного времени.
Для ускорения расчетной процедуры предлагается использовать свойство ЭЭС, заключающееся в том, что при отключении мощности нагрузки, направленном на удовлетворение одного какого-либо ограничения, увеличивается вероятность удовлетворения и других ограничений (в силу облегчения режима работы ЭЭС). Данное свойство позволяет предложить в качестве основной процедуру последовательного учета ограничений типа «равенство» с последующей минимизацией функционала по методу неопределенных множителей Лагранжа. Алгоритм РДМ может быть описан следующей последовательностью [31]:

  1. Расчет установившегося режима исходной схемы ЭЭС.
  2. Коррекция режима, связанная с изменением структуры сети (отключение элемента р — q).
  3. При отключении генерации выполняется проверка баланса мощности. При его несоблюдении выполняется минимизация (5.14) с ограничениями (5.15) и (5.16).
  4. Коррекция режима и проверка ограничений по уровням напряжений. При отклонении напряжений выше допустимых пределов выбирается узел β с минимальным относительным напряжением и определяется вектор X, минимизирующий (5.13) и приводящий напряжение узла β к допустимому уровню (ограничение типа «равенство»). Данный пункт реализуется многократно до выполнения всех ограничений по напряжению. Необходимо отметить, что с вводом X множество узлов с недопустимо низкими напряжениями сокращается, по крайней мере, на единицу (реально значительно больше).
  5. Коррекция режима и проверка ограничений по токам и перетокам мощности в элементах и сечениях ЭЭС. Определение X, уменьшающего переток по элементу или сечению с максимальным нарушением ограничения до допустимого уровня. Повторение расчетов до полного удовлетворения всем ограничениям по перетокам.
  6. Поузловое суммирование полученных на разных этапах ограничений нагрузок.

Данный процесс является сходящимся, поскольку в пределе, при полном отключении нагрузок, мощности по всем элементам равны нулю, а напряжения узлов ЭЭС — базисному. Рассмотрим специфику расчетов на отдельных этапах.
Основная расчетная формула. Согласно алгоритму при нарушении режимных ограничений (по напряжению, току, перетоку мощности) отбрасываются все ограничения, определяющие область допустимых значений, (ОДЗ), кроме одного, соответствующего параметру который должен быть изменен на величину DP. При этом ограничение-неравенство преобразуется в ограничение-равенство.
ΔP(Χ) = DP. (5.20)



 
« Расчет ресурсов для ремонта энергооборудования с использованием вычислительной техники   Ремонт электрооборудования на судах »
электрические сети