Управление режимами работы в сетях 35-6 кВ по данным АСКУЭ

Вырва, Андрей Аркадьевич

Электростанции и электроэнергетические системы

автореферат диссертации по энергетике, 05.14.02, диссертация на тему:Управление режимами работы в сетях 35-6 кВ по данным АСКУЭ

кандидата технических наук: Вырва, Андрей Аркадьевич
город: Омск
год: 2006
специальность ВАК РФ: 05.14.02

Диссертация по энергетике на тему «Управление режимами работы в сетях 35-6 кВ по данным АСКУЭ»

Автореферат диссертации по теме "Управление режимами работы в сетях 35-6 кВ по данным АСКУЭ"

На правах рукописи

ВЫРВА АНДРЕЙ АРКАДЬЕВИЧ

управление режимами работы в сетях 35-6 кв по данным аскуэ

Специальность 05.14.02 - "Электростанции и электроэнергетические системы"

АВТОРЕФЕРАТ диссертации на соискание ученой степени кандидата технических наук

Омск 2006

На правах рукописи

ВЫРВА АНДРЕЙ АРКАДЬЕВИЧ

УПРАВЛЕНИЕ РЕЖИМАМИ РАБОТЫ В СЕТЯХ 35-6 КВ ПО ДАННЫМ АСКУЭ

Специальность 05.14.02 — "Электростанции и электроэнергетические системы"

АВТОРЕФЕРАТ диссертации на соискание ученой степени кандидата технических наук

Омск 2006

Работа выполнена на кафедре «Электроснабжение промышленных предприятий» ГОУ ВПО «Омский государственный технический университет»

Научный руководитель -Официальные оппоненты -

доктор технических наук, профессор Горюнов Владимир Николаевич

доктор технических наук, профессор Шклярский Ярослав Элиевич

кандидат технических наук, доцент Завьялов Евгений Михайлович

Ведущая организация - ГОУ ВПО «Санкт-Петербургский государственный политехнический университет»

Зашита состоится «26» декабря 2006 г. в 15 час. (ауд. 6-340) на заседании диссертационного совета К 212.178.05 при ГОУ ВПО «Омский государственный технический университет» по адресу: 644050, г. Омск, пр. Мира, 11, ОмГТУ

С диссертацией можно ознакомиться в библиотеке ГОУ ВПО «Омский государственный технический университет»

Автореферат разослан «24» ноября 2006 г.

Отзывы на автореферат в двух экземплярах, заверенные печатью организации, просим направлять в адрес диссертационного совета.

Ученый секретарь диссертационного совета

А.В. Бубнов

ОБЩАЯ ХАРАКТЕРИСТИКА ДИССЕРТАЦИОННОЙ РАБОТЫ

Актуальность темы. Вопрос рационального использования топливно-энергетических ресурсов является в настоящее время одним из наиболее актуальных как в нашей стране, так и за рубежом; данный вопрос является объектом изучения специалистов всей энергетической отрасли.

Для достижения максимальной эффективности использования энергии необходимо рассматривать всю цепь ее производства и потребления, начиная от добычи первичных энергоносителей и их транспортировки к местам переработки в наиболее универсальный вид энергии - электроэнергию (ЭЭ) и кончая использованием ее у потребителей.

Анализ роста потерь электроэнергии в электрических сетях АО-энерго России, проведенный Научно-исследовательским институтом электроэнергетики (ВНИИЭ), показал, что за период 1994-2004 гг. отпуск электроэнергии в сеть увеличился на 7,19 %, абсолютные потери выросли на 37,64 %, а относительные - На 24,4 %. При этом если в середине 80-х годов прошлого века относительные потери в сетях бывшего СССР составляли 9,2%, то в 2004 г. они достигли уровня 12,95%. В отдельных энергосистемах относительные потери уже превысили 20 % и более.

В то же время, изучив данные по относительным потерям в сетях стран дальнего зарубежья, можно сделать вывод, что потери в странах Западной Европы и Японии находятся в диапазоне от 4,0 до 8,9 %. Несколько выше -9,8-11,0 % в Канаде и Новой Зеландии, и существенно выше в большинстве стран Африки.

Становится все более очевидным, что резкое обострение проблемы снижения потерь электроэнергии в электрических сетях требует активного поиска новых путей ее решения, новых подходов к выбору соответствующих мероприятий, а главное, к организации работы по снижению потерь.

Для реализации поставленной задачи по снижению потерь в настоящее время вышел ряд законов РФ; «Об энергосбережении», «Об обеспечении единства измерений», атакже новые отраслевые документы: РД 34.09.101-94. Типовая инструкция по учету электроэнергии при ее производстве, передаче и распределении. М.: 1995; РД 34.11.333-97. Типовая методика выполнения измерения количества электрической энергии М.:1997; Приказ № 267 от 4.10.2005 «Об организации в Министерстве промышленности и энергетики Российской Федерации работы по утверждению нормативов технологических потерь электроэнергии при ее передаче по электрическим сетям», утвердивший Положение и Порядок расчета и обоснования нормативов технологических потерь электроэнергии.

Из вышеотмеченного следует, что на фоне происходящих изменений хозяйственного механизма в энергетике проблема снижения потерь электроэнергии в электрических сетях не только не утратила свою актуальность, а наоборот выдвинулась в одну из задач развития обеспечения финансовой стабильности энергоснабжающих организаций.

Вопросу снижения потерь электроэнергии посвятили свои работы многие ученые, как в России, так и за рубежом. Большой вклад в развитие теории и практики внесли отечественные специалисты Воротницкий В.Э., Железко Ю.С, Калинкина М.А., Поспелов Г.Е., Сыч Н.М. и др., ими разработаны методы и программы расчета потерь электроэнергии, которые успешно применяются в настоящее время.

В качестве путей решения задач снижения потерь возможны следующие направления: совершенствование учета электроэнергии, сбор и обработка информации о потреблении электроэнергии, автоматизация управления режимами электрических сетей с целью поддержания последних на оптимальном уровне.

В данной диссертационной работе наибольшее внимание будет уделено именно вопросам расчета и оптимизации режимов энергосистем.

Вследствие того, что от момента сбора информации до реализации рассчитанного на ЭВМ режима в энергосистеме происходит определенный интервал времени, можно говорить не об управлении в каждый момент времени, а о некотором интервале управляющего воздействия, например, о суточном, ежесменном или ежечасном.

В настоящее время в науке, технике и на промышленных объектах нашли широкое применение средства автоматического контроля, позволяющие отслеживать в режиме реального времени параметры режима электроэнергетической системы (ЭЭС), передавать их на пульт диспетчерского управления. А это в конечном итоге делает возможным использовать полученную информацию в качестве исходных данных для оперативного расчета и выбора мероприятий по оптимизации режима в условиях изменения мощностей нагрузок и управляющего воздействия от средств автоматического регулирования.

Возникает задача разработки математической модели и алгоритма расчета и оптимизации режима работы ЭЭС в режиме изменения нагрузок у потребителя и оперативного регулирования со стороны средств автоматики и телемеханики.

Цель работы и задачи исследования.

Целью диссертационной работы является разработка методики оптимизации режима ЭЭС в условиях изменения мощности нагрузок с использованием данных автоматизированных систем коммерческого учета электроэнергии.

Исходя из поставленной цели, в работе решены следующие научные и практические задачи:

- проведен анализ существующих методов расчета и оптимизации режимов электроэнергетических систем;

— составлен алгоритм оптимизации режима ЭЭС в условиях изменения мощности нагрузок и изменении управляющего воздействия систем регулирования;

- разработан критерий целесообразности применения управляющего воздействия с целью оптимизации режима ЭЭС при изменении мощности нагрузок в зависимости от коэффициента формы графика и временного отрезка.

Объект исследования. Электроэнергетические системы и сети напряжением 35-6 кВ.

Методы исследования.

При проведении работы использованы методы расчета электрических сетей, теоретической электротехники, вычислительной математики, линейной алгебры и математического анализа, а также методы оптимизации (градиентный и метод динамического перехода). Теоретические исследования сопровождались разработкой математических моделей и методик. Вычислительные эксперименты и расчеты осуществлялись с применением программных пакетов МаЛсас! и Ма11аЬ. Сравнение результатов математического моделирования с процессами в реальных электроэнергетических системах производилось на основании экспериментальных данных, полученных из баз данных систем автоматического контроля и регулирования, установленных на подстанциях и ЛЭП ООО «Юнг-Энергонефть», а также проверкой результатов расчета потерь при оптимизации режимов работы ЭЭС программным комплексом РТП 3, который рекомендован РАО "ЕЭС России" к применению в распределительных электрических сетях 0,38-110 кВ для расчета режимов и потерь мощности и электроэнергии в сетях 0,38-110 кВ. Научная новизна.

— получена математическая модель расчета и оптимизации режима ЭЭС в условиях изменения мощности нагрузок во времени и с учетом управляющего воздействия систем регулирования;

- предложена методика оптимизации ЭЭС в режиме изменения нагрузок. Отличие предлагаемой в работе методики от ранее известных заключается в том, что мощности нагрузок задаются переменными величинами во времени, исходя из данных автоматизированных систем коммерческого учета электроэнергии;

— разработан критерий временного интервала импульсов оперативного регулирования на ЭЭС исходя из характеристик графиков нагрузок.

На защиту выносятся следующие основные положения:

- математическая модель, реализующая разработанную методику и алгоритм, позволяющая в режиме реального времени рассчитывать и оптимизировать режимы ЭЭС, а также выбирать интервал управляющего воздействия;

- методика и алгоритм расчета и оптимизации режима ЭЭС в условиях изменения мощностей нагрузок во времени и управляющего воздействия от систем регулирования;

- критерий применимости предложенной методики и выбора интервалов управляющего воздействия от, устройств оперативного регулирования на основании формы графика нагрузок за исследуемый интервал времени.

Практическая ценность.

Практической ценность работы является предлагаемая методика оптимизации режима работы ЭЭС в режиме изменения мощности нагрузок, а также критерий применения оперативного регулирования режима с целью оптимизации потерь мощности в ЭЭС. Внедрение предлагаемой методики оптимизации позволит избежать ошибок при выборе временного интервала в устройствах оперативного регулирования режимами ЭЭС. Неверный выбор временного интервала оперативного регулирования может привести к отклонению ЭЭС от оптимального режима, что вызывает в конечном итоге увеличение доли потерь мощности при транспортировке электрической энергии (ЭЭ), неточности в технико-экономических расчетах. Решение вышеперечисленных задач в настоящее время имеют важный экономический аспект.

Внедрены в учебный процесс алгоритмы расчета режимов и оптимизации ЭЭС в условиях изменения мощностей нагрузок.

Достоверность результатов подтверждается корректным применением для теоретических выводов разработанного математического аппарата; качественным совпадением и достаточной сходимостью результатов вычислительных расчетов с применением программных пакетов Mathcad и Matlab с экспериментальными данными, полученными из баз данных систем автоматического контроля и регулирования, установленных на подстанциях и ЛЭП ООО «Юнг-Энергонефть», а также результатами расчета потерь при оптимизации режимов работы ЭЭС программным комплексом РТП 3, который имеет сертификат соответствия требованиям нормативных документов Госстандарта России № РОСС RU.Cn 12.С0005; апробацией как предварительных, так и окончательных результатов диссертационной работы.

семинаре кафедр электроснабжения промышленных предприятий, электрической техники, информационно:измерительной техники, теоретической и общей электротехники Омского государственного технического университета.

Публикации. По теме диссертации опубликовано 11 научных работ.

Структура и объем диссертации. Диссертационная работа состоит из введения, четырех глав, списка литературы из 139 наименований, приложений. Общий объем диссертации 151 страница, в том числе: 17 иллюстраций и 20 таблиц.

СОДЕРЖАНИЕ РАБОТЫ

Во введении обоснована актуальность темы работы, сформулирована цель и основные задачи работы, указаны методы исследования, определены научная новизна и практическая ценность полученных результатов.

В первой главе рассмотрена общая характеристика существующих методов задания математических моделей электрических сетей напряжением 35-6 кВ, с целью расчета и оптимизации установившихся режимов, задач оперативного анализа режимов в условиях эксплуатации, а.также сформулированы цели и задачи диссертационной работы.

Системы автоматического оперативного контроля в электроэнергетике широко применяются в АРВ генераторов. В данной работе предлагается математическая модель и алгоритм по оптимизации режима ЭЭС, отличающийся от систем АРВ дискретностью варьируемых параметров. Это в первую очередь связано с конструктивными особенностями механических частей систем регулирования - РПН и БСК. Исходя из этого условия автором предлагается методика, позволяющая системам оперативно реагировать на изменение режима СЭС и доводить его до оптимального, используя при этом минимальное количество воздействий. А именно, алгоритм должен отслеживать характер и скорость изменения режимов и реагировать на него когда оптимизация будет целесообразной.

Во второй главе для решения поставленных задач была разработана математическая модель, представленная в следующем виде.

При известных параметрах пассивных элементов сети: сопротивлениях и проводимостях, составляется система уравнений по методу узловых напряжений:

+ . = Л

п.«/. + . = 1,

+ . = /,

где заданный ток к-то узла, Л=1, 2, п\ Uk - неизвестное узловое напряжение, к=\, 2, ..и; Ykm (при к*т)- взаимная проводимость узлов кнт\ Ум - собственная проводимость узла к, к= 1, 2, ..., п.

При расчетах установившихся режимов питающих и иногда распределительных сетей высокого напряжения нагрузку следует задавать постоянной по величине мощностью Pu=const, QH=const или

£» = P„+JQ„= const , (2)

где S„ - комплексная полная мощность нагрузки, кВ-А; Р„ — активная мощность нагрузки, кВт; Q„ — реактивная мощность нагрузки, квар.

В питающих сетях S„ = const задается при неизвестном напряжении в

узле. Это значит, что в узле задан нелинейный источник тока, мощность которого зависит от напряжения узла:

s'„ рн — jQн

■ ' г- -var , ■J3U

(3)

— "л/згг

где /„ - комплексный узловой ток нагрузки, А; и' - сопряженный комплекс междуфазного напряжения, кВ; — сопряженный комплекс полной мощности нагрузки, кВ-А.

При использовании (2) и (3) уравнения установившегося режима питающей сети нелинейны. Задание постоянной мощности нагрузки соответствует многолетней практике эксплуатации электрических сетей и систем.

В качестве исходных данных для вычислительного эксперимента в данной работе были использованы параметры сети ООО «ЮНГ—Энергонефть», фрагмент которой приведен на рисунок 1.

Шубинскоя

Пирс

AC-12Q1 АС-120 2 АС-120 3 АС-120 U- АС-120

1=3.1 1=0.% Ы2Л8 1=0.2 1=3.7

. ПС 403 ПС 402 ПС 404 Sh

Рисунок 1 - Участок сети, принадлежащей ООО «ЮНГ-Энергонефть»

Расчет режима в предлагаемой модели следует производить по методу Ньютона, поскольку в качестве исходных данных представлена система нелинейных алгебраических уравнений с действительными переменными.

<в, (£/,,£/,, £/э, и4. г,, <уг > ¿з Л )=

<в, (и,, и2 ,и,, и,, 3,, 53, в,, 5, ) = 0; Й)3 (У,, С/2, и,, , г,, <5,, <У3. <54 ) = 0;

»«({/„{/„{/„{Л.^А.^ЛЬ0; » (4)

а>7(С/„£/„1/5,У„<У„<У„г,.<?,)-0;

где {Л — напряжение ¿-того узла, кВ; <5, - угол сдвига фаз между напряжениями 1/1 и рад.

Если использовать вектор-столбец X и вектор-функцию W(X), где

х =

f. (ú^U^U-, и, tf* «г

и, ®2(i/„l/2 f. и. в, А

Vi 0J3(U„U2 u> f. S, А 8,А*

W(X) = ®,(£/„t/2 и, .и, О, А А А s,.s4

8г ©6(t/,,í/2 и, .¿i А А

¿3 G)7(t/„l/2 А А АЛ

¿4 ^(t/„t/2 О, .и. А 5, А

(5)

то систему (5) можно записать в матричном виде:

\У(Х)=0 (6)

Каждый шаг итерационного процесса состоит из решения линейной системы

О)

d\V

дХ

(xw)-\x<'4l> = -w(x">)

и определения следующего приближения неизвестных:

Х(""=Х("+ДХ(Ж) . (8)

Если итерационный процесс Ньютона записать в матричной форме, то получим:

11<э\У /

х1"" = х1

>- dwfvW ÓX V

w(x<°)

O) (10)

Контроль сходимости осуществляется по вектору невязок |a>(Xw)|s£,

где е - заданный уровень точности, о. е.

Для оптимизации режима простейшей сети по U, Q и п с помощью метода приведенного градиента в качестве целевой функции примем потери активной мощности в сети. Оптимизация режима сети сводятся к следующей задаче нелинейного программирования: определению значений векторов X и Y, при которых достигается

rain #(x,Y), (11)

а также удовлетворяются уравнения установившегося режима

\У(ХЛ)=0 (12)

где \У - вектор-функция; X и У — векторы-столбцы зависимых и независимых параметров режима, и ограничения

при/=1,2,...,л»-2л; (13)

при 1=1,2,. ..,2л; (14)

В качестве критерия, определяющего целесообразность применения управляющего воздействия на систему, может быть принята крутизна функции изменения графика нагрузки. Кроме того, критерий должен учитывать экономическую целесообразность оперативного регулирования. После многочисленных численных экспериментов, проведенных на моделях сетей ООО «ЮНГ-Энергонефть» авторами был предложен такой критерий, который в общем виде можно записать следующим образом:

{Г13/1 ' <15>

_3Ч, тт

где 311р— затраты приведенные, тыс. руб.

Учитывая вышеизложенное, алгоритм по оптимизации режима сети в условиях оперативного регулирования может быть получен в виде, представленном на рисунок 2.

1. Составляется система уравнений (1), в которой задаются мощности и первые приближения напряжений в узлах СЭС. Исходные данные должны обеспечивать автоматизированные системы коммерческого учета электроэнергии.

2. Полученную систему уравнений решают методом Ньютона (4-9).

3. Решением систем (4-9) являются значения оптимального напряжения в узлах сети, которому соответствует рациональное потокораспределение реактивной мощности, способное поддерживаться техническими средствами.

4. Расчет ведется итерационным способом, поэтому на каждом шаге производится проверка соответствия решения заданной точности (10).

5. Если точность расчета соответствует, то производится расчет целевой функции потерь мощности ДР.

6. По истечению времени дт, которое определяется скоростью коммутации устройств автоматического регулирования, устройства контроля получают новое значение параметров мощности на нагрузке. На основании критерия, предложенного авторами, производится расчет крутизны функции изменения мощности нагрузки и производится оценка о необходимости расчета и оптимизации нового режима СЭС. Если крутизна функции превышает уровень, определяемый критерием, то необходимо вновь произвести расчет режима и определить оптимальный уровень варьируемых параметров. В противном случае проведение оптимизации не целесообразно, поскольку с учетом дискретности системы оптимизация будет экономически не эффективна.

Рисунок 2- Алгоритм оптимизации ЭЭС при оперативном управлении

В третьей главе произведена разработка и количественная оценка критерия целесообразности применения управляющего воздействия с целью оптимизации режима СЭС. В предыдущих главах автором были предложены математическая модель и алгоритм расчета и оптимизации режима СЭС в условиях изменения мощностей нагрузок. Возникла задача количественной оценки критерия целесообразности применения управляющего воздействия с целью оптимизации режима СЭС.

Для участка сети, представленного своей схемой замещения на рисунок 3, проводились численные эксперименты. Для указанной схемы был произведен расчет оптимальных параметров режима. С учетом определенной дискретности варьируемых параметров, определяемых главным образом ступенями переключения отпаек РПН, был выбран режим сети, наиболее приближенный к оптимальному.

АТ1

I*.

лзп

Т1

<2>

нь

Рисунок 3 - Расчетная схема сети

Задача может быть сформулирована следующим образом: требуется найти минимум целевой функции суммарных потерь мощности в сети

ДР(<5,,кр = тт, (16)

где <3,е<3 и к,ек, а д = {01,02,...,д.} и к = {к„кг,...,к„}; п и т - количество источников реактивной мощности и количество трансформаторов в замкнутых контурах сети соответственно.

Минимум функции (16) отыскивается в пределах заданных значений каждого переменного параметра А^.Ц™»,^™,)

Го. ¿0^0

| Хцпш ^ипад

к <к<к ¿тт } — ]тм

(17)

При этом должно выполняться следующие условия (ограничения):

5и^5ииоп

(18)

где С/^ - напряжение в ¿-м узле энергосистемы; и1тт и и1т - его допустимые значения, обеспечивающие требуемое напряжение на вторичных шинах; 5Ц1 и 6отклонение напряжения от номинального напряжения ответвления трансформатора и допустимое перевозбуждение ответвления трансформатора в Ь-м узле; I, и — фактический и допустимый ток на к-м участке сети.

Для поиска оптимального решения могут быть использованы различные математические методы оптимизации: градиентный, поочередного изменения параметров, случайного поиска и др. Исследования показывают, что достаточно быстрое решение дает применение метода поочередного изменения параметров. Ввиду сложности и большого объема вычислений расчеты для реальных сетей энергосистем проводятся с применением ЭВМ. Алгоритм расчета заключается в следующем.

1. Выбирают произвольные значения переменных 0 и в пределах ограничений (17) и для них путем расчета установившегося режима электрической системы находится значение целевой функции (16).

2. Произвольно нумеруют последовательность поочередно варьируемых параметров £> и к].

3. Измеряют первый варьируемый параметр к/ в произвольную сторону и вычисляют новое значение функции (16). При снижении суммарных потерь продолжают изменять этот параметр в ту же сторону.

4. При изменении знака производной-^^ фиксируют варьируемую ве-

дк,

личину к, и переходят к изменению следующего параметра кы.

5. После обхода всех к] цикл по к повторяют до тех пор, пока снижение потерь мощности в предыдущем и последующем циклах станет не больше заданной точности расчета

ЛЛ^-Д/^йЛЯ

6. Проделывают аналогичные процедуры с другой группой варьируемых параметров о, и добиваются выполнения условия

АР?-АР°,<5Р ■

7. Повторяют внешний цикл оптимизации снова по к и 2 до тех пор, пока не выполнится условие

Д/>и1е - АР*;? < 5Р

Полученные в результате расчета множества коэффициентов трансформации к и мощностей источников (2 будут оптимальными только для исследуемого режима работы энергосистемы. С изменением во времени режима энергосистемы условия оптимальности параметров б и к нарушатся.

Поэтому расчеты оптимальных значений £? и к необходимо производить для разных ступеней нагрузки суточного графика и, особенно, для его характерных точек: утреннего и вечернего максимумов, а также дневного и ночного минимумов. Наибольших коррективов значения к и <3 требуют в послеава-рийных и ремонтных режимах, когда часть элементов отключается и изменяется схема сети, а также в режимах предвыходных и праздничных суток.

При кажущейся сложности задачи ее решение упрощается благодаря слабой чувствительности некоторых узлов к изменению варьируемых параметров, поэтому количество параметров, участвующих в оптимизации, будет невелико.

Прогнозирование оптимального плана управления потоками реактивной мощности с помощью коэффициента трансформации на трансформаторах связи следует производить систематически для характерных ступеней суточного графика нагрузок. Исследования показывают, что отступление от оптимума только на одну ступень коэффициента трансформации может приводить к повышению потерь мощности в энергосистеме до 10—15 % по сравнению с оптимальными.

На основании результатов, полученных при проведении множества численных экспериментов, для различных конфигураций распределительных сетей 35-6 кВ, при варьировании параметров элементов системы электроснабжения автором был получен критерий целесообразности применения оперативного регулирования с целью оптимизации режима по условию потерь мощности.

В качестве исходных данных принимались различные суточные графики нагрузок, как типовые, так и экспериментальные, снятые с применением средств АСКУЭ. В исследованиях ставилась задача определить значение производной (18/с11, или тангенса угла касательной, характеризующих скорость изменения мощности нагрузки во времени, при котором средства регулирования напряжения в силу своей дискретности смогут поддержать напряжение у потребителя на заданном оптимальном уровне.

Исследования показали, что при различных параметрах оборудования и характере нагрузок, пороговое значение производной с13/сЛ, определяющей целесообразность применения регулирования остается неизменой. Так, в таблице 1, представлена сводная таблица результатов численных экспериментов, из которой видно, что при значении tg а < 0,51 или при угле касательной а менее 27° расчет и оптимизация режима системы электроснабжения не целесообразны, поскольку при таком изменении режима регулирование не эффективно.

Таблица 1 - Выбор критерия целесообразности регулирования при оптимизации режима сети

Крутизна графика Угол наклона графика Желаемое напряжение Напряжение в начале интервала Напряжение в конце интервала

tga а, "С ижел, кВ ирег. нач., кВ ирег. кон., кВ

0,00 0 126,5 126,5 126,5

0.087 5 126,5 126,5 126,5

0.176 10 126,5 126,5 126,5

0.268 15 126,5 126,5 126,5

0.364 20 126,5 126,5 126,5

0.466 25 126,5 126,5 126,5

0510 27 126,259 126,5

0.577 30 125,897 126,4 126,5

0.7 35 125,294 126,3 126,5

0.839 40 124,691 124,2 126,5

1,00 45 124,088 124,2 126,5

1.192 50 123,485 124,2 126,5

1.428 55 122,882 121,9 126,5

1.732 60 122,28 121,9 126,5

2.145 65 121,677 121,9 126,5

2.747 70 121,074 121,9 126,5

3.732 75. 120,417 119,6 126,5

4,83 78 119,868 119,6 126,5

5.671 80 119,265 119,6 126,5

11,43 85 118,85 119,6 126,5

Поскольку основной задачей диссертационной работы является оптимизация режима с целью уменьшения потерь мощности, то для сети ООО «ЮНГ-Энергонефть» были проведены численные эксперименты по расчету и оптимизации режима, с учетом предложенного критерия по определению целесообразности применения управляющего воздействия. Фрагмент электрической сети представлен на рисунок 4.

Рисунок 4 - Участок сети ООО «ЮНГ-Энергонефть», для которого приведены результаты расчетов

Результаты расчетов представлены в таблице 2.

Таблица 2 - Расчет и оптимизации режима сети, представленной на рисунке 4

№ п/п Доля от нагрузки, % MBA МВт Cb, МВар Расчет режима

и6,кВ U,, кВ U¡,KB Uj,KB U„, kB ДР, кВт Доля от Р2, %

1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 12 13

1 120 15,120 13,6 6,592 36,75 31,887 31,859 31,661 31,661 2,560 18.812

2 115 14,490 13,0 6,318 36,75 33,268 33,239 33,024 33,032 2,160 16.563

3 110 13,860 12,5 6,043 36,75 34,421 34,390 34,168 34,176 1,848 14.800

4 105 13,230 11,9 5,768 36,75 35,426 35,395 35,166 35,174 1,588 13.337

5 100 12,600 11,3 5,494 36,75 36,328 36,295 36,061 36,070 1,370 12.079

6 95 11,970 10,8 5,219 36,75 37,150 37,117 36,877 36,886 1,182 10,973

7 90 11,340 10,2 4,944 36,75 37,910 37,876 37,631 37,640 1,019 9,983

8 85 10,710 9,6 4,670 36,75 38,618 38,584 38,335 38,344 0,876 9,086

9 80 10,080 9,1 4,395 36,75 39,284 39,249 38,995 39,005 0,750 8.264

10 75 9,450 8,5 4,120 36,75 39,913 39,877 39,620 39,629 0,638 7,505

И 70 8,820 7,9 3,846 36,75 40,509 40,473 40,212 40,221 0,540 6,800

12 65 8,190 7,4 3,571 36,75 41,078 41,042 40,777 40,787 0,453 6,141

13 60 7,560 6,8 3,296 36,75 41,622 41,585 41,317 41,327 0,376 5,521

№ Ii/n Результаты оптимизации

Число операций U6,KB U|,KB U2,KB Uj.kB U,, кВ ДР, МВт ДРнорм, МВт Доля от Р2, %

1 14 15 16 17 18 19 20 21 22

1 2 37,549 36,219 36,183 35,966 35,982 2,251 2,352 16,543

2 3 37,696 36,412 36,377 36,156 36,171 1,807 1,863 13,854

3 4 37,836 36,597 36,562 36,338 36,351 1,623 1,656 13,012

4 5 37,974 36,779 36,746 36,518 36,529 1,393 1,407 11,697

5 6 38,113 36,962 36,929 36,699 36,708 1,140 1,198 10,560

6 8 38,716 37,622 37,591 37,361 37,368 0,990 1,019 9,188

7 9 38,885 37,835 37,804 37,571 37,577 0,850 0,864 8,325

8 10 39,059 38,051 38,022 37,786 37,790 0,727 0,730 7,541

9 И 39,237 38,272 38,243 38,004 38,006 0,619 0,612 6,824

10 12 39,416 38,493 38,465 38,223 38,224 0,546 0,510 6,417

11 14 40,323 39,458 39,432 39,192 39,191 0,421 0,420 5,300

12 15 40,425 39,598 39,573 39,330 39,327 0,353 0,341 4,790

13 16 40,425 39,598 39,573 39,330 39,327 0,295 0,273 4,338

№ п/п Результаты полученные после регулирования

Номер отпайки U6per, кВ U,per, кВ thper, кВ U3per, кВ U4per, кВ ДРрег, МВт

1 23 24 25 26 27 28 29

1 4 37,492 36,160 35,906 35,906 35,922 15,920

2 4 37,492 36,200 36,165 35,943 35,957 13,744

3 5 38,115 36,885 36,852 36,629 36,642 11,899

4 5 38,115 36,925 36,892 36,665 36,676 9,588

5 5 38,115 36,964 36,931 36,701 36,710 8,364

6 6 38,738 37,645 37,614 37,384 37,391 6,846 -

7 6 38,738 37,683 37,653 37,419 37,424 5,961

8 7 39,361 38,362 38,333 38,098 38,102 5,168

9 7 39,361 38,399 38,371 38,132 38,135 4,457

10 7 39,361 . 38,436 38,409 38,166 38,167 . 3,631

11 9 40,607 39,748 39,722 39,484 39,483 2,949

12 9 40,607 39,784 39,759 39,517 39,514 2,492

13 9 40,607 39,820 39,795 39,550 39,545 2,089

Анализ полученных данных показал, что применение разработанного критерия обеспечивает более плавное регулирование напряжение с учетом изменения нагрузок, что в конечном итоге влечет за собой снижение потерь электроэнергии. Однако в ряде случаев снижение потерь мощности в относительных единицах и в денежном эквиваленте составило весьма незначительную величину.

Таблица 3 - Зависимость потерь электроэнергии рассчитанных по разработанной методике от коэффициента формы графика нагрузки

Офасль промышленности Коэффициент формы Годовые потери энергии при отсутствии регулирования Годовые потери энергии при почасовом регулировании Абсолютная разность Относительная разность Экономический эффект

Кф, o.e. АЭсм, МВт-ч/год ДЭст, МВтч/год ДЭ=ДЭсм-ДЭст, ' МВт-ч ДЭ-ДЭсм- . ДЭст, МВтч Тыс.ру б/год

1 Химическая 1,0003 72669 72574 94 , 0,33 109

2 Металлургия 1,0005 74593 74391 201 0,27 233

3 Нефтедобывающая 1,0020 69254 59116 10139 14,64 11 7$1

4 Угольная 1,0227 53807 44886 8921 16,58 10 348

5 Легкая промышленность 1,0667 44632 35884 8748 19,6 10147

6 Бытовая 1,1114 33118 25136 7981 14,1 »258

В результате проведенных исследований была выявлена закономерность полученных результатов. Основным параметром определяющим экономический эффект от применения разработанной методики является коэффициент формы графика нагрузок. Из таблицы 3 видно, что при коэффициенте формы графика нагрузок Кф < 1,002 относительное снижение потерь не превышает 0,5%, а при расчете экономического эффекта вообще не является оправданным при учете расходов связанных с уменьшением срока службы устройств РПН, поскольку при реализации предлагаемой методики значительно увеличивается период их работы.

Таким образом, анализируя данные, представленные на таблицах 1 и 3 можно окончательно сформулировать критерий.

Оперативное регулирование режима по напряжению будет целесообразно и экономически оправдано при одновременном соблюдении следующих условий:

• скорость изменения мощности нагрузок, определяемая тангенсом угла касательной, не должна быть менее 0,51;

• коэффициент формы графика нагрузок должен быть не менее 1,002.

В четвертой главе, на завершающем этапе диссертационной работы возникла задача определить экономический эффект от реализации оптимального режима определяется снижением потерь в распределительных сетях. Для оценки экономического эффекта производились сравнения двух вариантов регулирования режима. Первый случай относится к наиболее часто встречающемуся варианту регулирования режима системы с целью оптимизации по потерям мощности в сетях. В этом случае подразумевается ступенчатое посменное регулирование режима посредством изменения положения РПН (рисунок 5).

1..........и1.,. I Суточный график нагрузки

Зависимость оптимального напряжения от нагрузки при оперативном регулировании -— — Зависимость оптимального напряжения от нагрузки при трехсменном регулировании

Рисунок 5 - Применение критерия целесообразности применения оперативного регулирования режима

1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 13 14 15 16 17 18 19 20 21 22 23 24

ВИЙ Суточный график нагрузки ~ Крутизна графика сй/Л

Рисунок 6 - Поиск скорости изменения функции нагрузки во времени

Второй вариант регулирования предусматривает оперативное регулирование при каждом изменении нагрузки, с учетом разработанного автором критерия целесообразности. ,

Таблица 4 - Экономический эффект от внедрения предложенной методики в сетях ООО «ЮНГ-Энергонефть»

Подстанция иа участке сети ПС Шу-бинская — ПС Пирс Коэффициент формы Годовые потери энергии при отсутствии регулирования Годовые потери энергии при почасовом регулировании Абсолютная разность Относительная разность Экономический эффект

Кф, о е. ДЭсм, МВт-ч/год ДЭст, МВтч/год ДЭ=ДЭсм-ДЭст.МВтч ДЭ=(ДЭсм-ДЭст) 100/ДЭсм МВт-ч Тыс. руб/гол

ПС-402 1,0024 71264,44 63275,7 7988,744 11,21 827

ПС-403 1,0084 64922,33 56196,77 8725,561 13,44 968

НС-404 1,0235 41756,14 34511,45 7244,69 17,35 1451

Так, для участка сети, представленного на рисунке 4, имея в качестве исходных данных суточные графики нагрузок, полученные при помощи устройств АСКУЭ, было проведено сравнение двух вариантов регулирования. Из таблицы 4 видно, что по различным подстанциям экономический эффект составил 800-1400 тыс. руб. в год.

Таким образом, внедрение предлагаемой методики позволит обеспечить снижение расходов электросетевых компаний на транспортировку электроэнергии.

ЗАКЛЮЧЕНИЕ

В ходе проведенных исследований автором решены следующие научные и практические задачи:

— исследованы существующие классические и современные методики расчетов и оптимизации режимов систем электроснабжения;

— проведен анализ роста потерь в сетях ОАО «Тюменьэнерго», а также в других регионах России и за рубежом;

— предложена методика оптимизации ЭЭС в режиме изменения нагрузок. Отличие предлагаемой в работе методики от ранее известных заключается в том, что мощности нагрузок задаются переменными величинами во времени, исходя из данных автоматизированных систем коммерческого учета электроэнергии;

— составлен алгоритм оптимизации режима ЭЭС в режиме изменения мощности нагрузок и изменении управляющего воздействия систем регулирования;

— разработан критерий целесообразности применения управляющего воздействия с целью оптимизации режима ЭЭС при изменении мощности нагрузок в зависимости от коэффициента формы графика и временного отрезка;

— показана экономическая эффективность применения предложенной методики на примере фрагмента сети ООО «ЮНГ—Энергонефть». Предлагаемая методика реализована в виде программного продукта, который используется в диспетчерской службе ООО «ЮНГ—Энергонефть», в качестве советчика главного диспетчера. Это позволяет избежать ошибок при выборе временного интервала в устройствах оперативного регулирования режимами ЭЭС. Неверный выбор временного интервала оперативного регулирования может привести к отклонению ЭЭС от оптимального режима, что вызывает в конечном итоге увеличение доли потерь мощности при транспортировке электрической энергии (ЭЭ), неточности в технико-экономических расчетах. Решение вышеперечисленных задач в настоящее время имеют важный экономический аспект. Внедрение результатов исследований обеспечивает снижение расходов на транспортировку ЭЭ, экономический эффект по отдельным подстанциям составляет 800-1400 тыс. руб. в год.

Основные положения диссертации опубликованы в следующих работах:

1. A.A. Вырва. Оценка влияния высших гармонических на отдельные виды промыслового оборудования. Энергетика в нефтегазодобыче. Москва, 2006. - Вып. 1-2. - С. 44-46.

2. A.A. Вырва, М.М, Волошкин, Ю.А. Сычев. Управление режимами напряжения в распределительных сетях 6-10 кВ. Энергетика в нефтегазодобыче. Москве, 2006. - Вып. 1-2. - С. 46-49.

3. Д.С. Осипов, А.Г. Лютаревич, A.A. Вырва, Д.Г. Сафонов. Потерн мощности и энергии в электрических сетях: анализ и опыт снижения; Омский гос. техн. ун-т. - Омск, 2006. 16 с. Библиогр.: 24 назв.- Рус. Деп. в ВИНИТИ 27.07.06 №1010 - В2006

4. Д.С. Осипов, А.Г. Лютаревич, A.A. Вырва, Д.Г. Сафонов. Методы оптимизации режимов электрических сетей; Омский гос. техн. ун-т. -Омск, 2006. 10 с. Библиогр.: 8 назв.- Рус. Деп. в ВИНИТИ 27.07.06 №1009-В2006

5. Тевс В.В., Вырва A.A., Гиршин С.С. Математическое моделирование установившихся режимов электрических сетей ООО "ЮНГ-Энергонефть". Омский научный вестник. №4 (38). Омск 2006.

С. 101-103.

6. A.A. Вырва, М.Е. Зиновьев, А.Г. Лютаревич. Разработка математической модели оптимизации режима ЭЭС в условиях изменения мощности нагрузок с использованием данных систем автоматического контроля.// Современные методологии повышения эффективности энергохозяйства потребителей. Сб. материалов научно-практической конференции. Новокузнецк: центр СибГИУ, 2006. - С. 28-31.

7. С.С. Гиршин, A.A. Вырва, Тевс В.В. Математическое моделирование установившихся режимов электрических сетей ООО «ЮНГ-Энергонефть».// Современные методологии повышения эффективности энергохозяйства потребителей. Сб. материалов научно-практической конференции. Новокузнецк: центр СибГИУ, 2006. -С. 34-37.

8. A.A. Вырва, A.B. Дед, В.Н Горюнов, В. А. Ощепков. Сертификация электрической энергии. Энергосбережение и энергетика в Омской области №2 (19). Омск, 2006. С. 56-58.

9. A.A. Вырва, В.Н Горюнов, А.Г. Лютаревич. Расчет и оптимизация режима системы электроснабжения с целью уменьшения потерь. Энергосбережение и энергетика в Омской области №2 (19). Омск, 2006. С. 61-63.

10. A.A. Вырва, М.Е. Зиновьев, В.Н. Горюнов. Расчет и оптимизация режимов сетей 6-35 кВ «ЮНГ-Энергонефть» с учетом критерия целесообразности применения управляющего воздействия устройств регулирования; Омский гос. техн. ун-т. - Омск, 2006.- 5 с. Библиогр.: 6 назв.- Рус. Деп. в ВИНИТИ 21.11.06 № 1429 - В2006.

11. A.A. Вырва. Разработка критерия целесообразности управляющего воздействия систем автоматического регулирования с целью оптимизации режима в условиях изменения нагрузок; Омский гос. техн. ун-т.-Омск, 2006.-5 с. Библиогр.: 6 назв.- Рус. Деп. в ВИНИТИ 21.11.06 №1428 —В2006.

Отпечатано с оригинала-макета, предоставленного автором ИД 06039 от 12.10.2001

Подписано в печать 23.11.06. Формат 60x84 '/16. Отпечатано на дупликаторе. Бумага офсетная. Усл. печ. л. 1,5. Уч.-изд. л. 1,5. Тираж 100. Заказ 730.

Издательство ОмГТУ. Омск, пр. Мира, 11. Т. 23-02-12 Типография ОмГТУ

Оглавление автор диссертации — кандидата технических наук Вырва, Андрей Аркадьевич

ВВЕДЕНИЕ -------------------------------------------------------------------------------------—

1. ВОПРОСЫ АНАЛИЗА, НОРМИРОВАНИЯ И РАСЧЕТА ПОТЕРЬ ЭЛЕКТРОЭНЕРГИИ

1.1 Состояние проблемы потерь электрической энергии.-.

1.2 Современные подходы к расчету и анализу потерь электроэнергии

2. РАЗРАБОТКА МАТЕМАТИЧЕСКОЙ МОДЕЛИ И АЛГОРИТМА РАСЧЕТА И ОПТИМИЗАЦИИ ЭЛЕКТРОЭНЕРГЕТИЧЕСКИХ СИСТЕМ ПО ДАННЫМ АСКУЭ-------------------------------------------------------------—.—-.—

2.1 Математическая модель расчета и оптимизации ЭЭС по данным АСКУЭ

2.2 Разработка алгоритма оптимизации режима в условиях изменения мощностей нагрузок

2.3 Общая характеристика электрических сетей .-.

ООО «ЮНГ-Энергонефть» —.—.

2.4 Методы оптимизации в электроэнергетике.—.—

2.5 Оптимизация размыканием замкнутых сетей в оптимальных точках —.

3. РАЗРАБОТКА КРИТЕРИЯ ЦЕЛЕСООБРАЗНОСТИ ПРИМЕНЕНИЯ УПРАВЛЯЮЩЕГО ВОЗДЕЙСТВИЯ С ЦЕЛЬЮ ОПТИМИЗАЦИИ РЕЖИМА СЭС

-----------------------------------------------------------------

3.1 Управление режимом напряжения в распределительных сетях 6-10 кВ предприятий нефтедобычи,-.—

3.2 Разработка и количественная оценка критерия целесообразности по значению скорости изменения функции мощности нагрузки во времени —

3.3 Влияние коэффициента формы графика нагрузок на формулировку критерия целесообразности применения управляющего воздействия с целью оптимизации режима СЭС--.—.

4. ОЦЕНКА ЭКОНОМИЧЕСКОГО ЭФФЕКТА ОТ ВНЕДРЕНИЯ

РАЗРАБОТАННОЙ МЕТОДИКИ НА ПРЕДПРИЯТИЯХ АО-ЭПЕРГО

4.1 Применение разработанной методики в расчете потерь электроэнергии в сетях ООО «ЮН1 -Энергонефть»

4.2 Разработка программы в среде MathCad для расчета и оптимизации режима

СЭС с учетом критерия целесообразности —.-.-.—.

4.3 Проверка достоверности полученных результатов при помощи программного комплекса РТП 3----------------------------------------------—.

Введение 2006 год, диссертация по энергетике, Вырва, Андрей Аркадьевич

Анализ роста потерь электроэнергии в электрических сетях АО-энерго России, проведенный Научно-исследовательским институтом электроэнергетики (ВНИИЭ), показал, что за период 1994-2004 гг. отпуск электроэнергии в сеть увеличился на 7,19 %, абсолютные потери выросли на 37,64 %, а относительные - на24,4 %. При этом если в середине 80-х годов прошлого века относительные потери в сетях бывшего СССР составляли 9,2%, то в 2004 г. они достигли уровня 12,95%. В отдельных энергосистемах относительные потери уже превысили 20 % и более.

Типовая инструкция по учету электроэнергии при ее производстве, передаче и распределении. М,: 1995; РД 34.11.333-97. Типовая методика выполнения измерения количества электрической энергии М.:1997; Приказ №' 267 оч 4.10.2005 «Об организации в Министерстве промышленности и энергетики Российской Федерации работы по утверждению нормативов технологических потерь электроэнергии при ее передаче по электрическим сетям», утвердивший Положение и Порядок расчета и обоснования нормативов технологических потерь электроэнергии.

Вопросу снижения потерь электроэнергии посвятили свои работы многие ученые, как в России, так и за рубежом. Ведущими отечественными специалистами в данной области являются Воротницкий В.Э., Железко Ю.С, Калинкина М.А., Поспелов Г.Е. и др., ими разработаны методы и программы расчета потерь электроэнергии, которые успешно применяются на практике.

В данной диссертационной работе наибольшее внимание будет уделено именно вопросам расчета и оптимизации режимов энергостистем.

Цель работы и задачи исследования.

Исходя из поставленной цели, в работе решены следующие научные и практические задачи:

• Проведен анализ существующих методов расчета и оптимизации режимов электроэнергетических систем.

• Составлен алгоритм оптимизации режима ЭЭС в условиях изменения мощности нагрузок и изменении управляющего воздействия систем регулирования.

• Разработан критерий целесообразности применения управляющего воздействия с целью оптимизации режима ЭЭС при изменении мощности нагрузок в зависимости от коэффициента формы графика и временного отрезка.

Объект исследования. Электроэнергетические системы и сети напряжением 35-6 кВ.

Методы исследования.

При проведении работы использованы методы расчета электрических сетей, теоретической электротехники, вычислительной математики, линейной алгебры и математического анализа, а также методы оптимизации (градиентный и метод динамического перехода). Теоретические исследования сопровождались разработкой математических моделей и методик. Вычислительные эксперименты и расчеты осуществлялись с применением программных пакетов Mathcad и Matlab. Сравнение результатов математического моделирования с процессами в реальных электроэнергетических системах производилось на основании экспериментальных данных, полученных из баз данных систем автоматического контроля и регулирования, установленных на подстанциях и ЛЭП ООО «Юнг-Энергонефть», а также проверкой результатов расчета потерь при оптимизации режимов работы ЭЭС программным комплексом РТП 3, который рекомендован РАО "ЕЭС России" к применению в распределительных электрических сетях 0,38-110 кВ для расчета режимов и потерь мощности и электроэнергии в сетях 0,38-110 кВ.

Научная новизна.

• Предложена методика оптимизации ЭЭС в режиме изменения нагрузок. Отличие предлагаемой в работе методики от ранее известных заключается в том, что мощности нагрузок задаются переменными величинами во времени, исходя из данных систем автоматического контроля.

• Разработан критерий временного интервала импульсов оперативного регулирования на ЭЭС исходя из характеристик графиков нагрузок.

• Получена математическая модель расчета и оптимизации режима ЭЭС в условиях изменения мощности нагрузок во времени и с учетом управляющего воздействия систем регулирования.

На защиту выносятся следующие основные положения:

• Методика и алгоритм расчета и оптимизации режима ЭЭС в условиях изменения мощностей нагрузок во времени и управляющего воздействия от систем регулирования.

• Критерий применимости предложенной методики и выбора интервалов управляющего воздействия от устройств оперативного регулирования на основании формы графика нагрузок за исследуемый интервал времени.

• Математическая модель, реализующая разработанную методику и алгоритм, позволяющая в режиме реального времени рассчитывать и оптимизировать режимы ЭЭС, а также выбирать интервал управляющего воздействия.

Практическая ценность.

Разработана математическая модель сетей ООО «Юнг-Энергонефть» в среде MathCad, основанная на предлагаемой методике, позволяющий рассчитывать режимы работы ЭЭС, оптимальные значения варьируемых параметров в режиме изменения мощности нагрузок с целью снижения потерь электроэнергии.

Достоверность результатов подтверждается корректным применением для теоретических выводов разработанного математического аппарата; качественным совпадением и достаточной сходимостью результатов вычислительных расчетов с применением программных пакетов Mathcad и Matlab с экспериментальными данными, полученными из баз данных систем автоматического контроля и регулирования, установленных на подстанциях и ЛЭП ООО «Юнг-Энергонефть», а также результатами расчета потерь при оптимизации режимов работы ЭЭС программным комплексом РТП 3, который имеет сертификат соответствия требованиям нормативных документов Госстандарта России № РОСС RU.Cni2.C0005; апробацией как предварительных, так и окончательных результатов диссертационной работы.

Апробация работы. Результаты работы по теме диссертации докладывались и обсуждались на научно-практической конференции «Современные методологии повышения эффективности энергохозяйства потребителей», проходившей 3-6 октября 2006 г. в Новокузнецке, а также на расширенном заседании кафедр электроснабжения промышленных предприятий, электрической техники, информационно-измерительной техники Омского государственного технического университета.

Публикации. По теме диссертации опубликовано 11 научных работ.

Структура и объем диссертации. Диссертационная работа состоит из введения, четырех глав, списка литературы из 139 наименований, приложений. Общий объем диссертации 120 страниц, в том числе: 17 иллюстраций и 20 таблиц.

Заключение диссертация на тему "Управление режимами работы в сетях 35-6 кВ по данным АСКУЭ"

ЗАКЛЮЧЕНИЕ

В ходе проведенных исследований автором решены следующие научные и практические задачи:

• Исследованы существующие классические и современные методики расчетов и оптимизации режимов систем электроснабжения.

• Проведен анализ роста потерь в сетях Тюмень-Энерго, а также в других регионах России и за рубежом.

• Составлен алгоритм оптимизации режима ЭЭС в режиме изменения мощности нагрузок и изменении управляющего воздействия систем регулирования.

• Показана экономическая эффективность применения предложенной методики на примере фрагмента сети ООО «ЮНГ-Энергонефть»

Внедрение предлагаемой методики оптимизации позволит избежать ошибок при выборе временного интервала в устройствах оперативного регулирования режимами ЭЭС. Неверный выбор временного интервала оперативного регулирования может привести к отклонению ЭЭС от оптимального режима, что вызывает в конечном итоге увеличение доли потерь мощности при транспортировке электрической энергии (ЭЭ), неточности в технико-экономических расчетах. Решение вышеперечисленных задач в настоящее время имеют важный экономический аспект.

Библиография Вырва, Андрей Аркадьевич, диссертация по теме Электростанции и электроэнергетические системы

1. Алгоритм минимизации потерь за счет изменения конфигурации рас-предели-тельной сети / Chen Gen-jun, Li К. К., Tang Guo-qing // Zhongguo dianji gongcheng xuebao = Proc. Chin. Soc. Elec. Eng. 2002. -22, № 10.-C. 28-33.

2. Баринов В.А., Совалов С.А. Режимы энергосистем: методы анализа и управления. М.: Энергоатомиздат, 1990.

3. Баринов В.А., Мамиконянц Л.Г., Строев В.А. Развитие математических моделей и методов для решения задач управления режимами работы и развития энергосистем. // Электричество. М.: Знак, 2005. - №7. - с.8-21.

4. Блок В.М. Электрические системы и сети. М.: Высшая школа, 1986.

5. Веников В.А., Журавлев В. Г. Оптимизация режимов электростанций и энергосистем. М.: Энергоатомиздат, 1990. - 352 с.11 .Веников В.А. Математические методы и вычислительные машины в энергетических системах. М.: Энергия, 1975.

6. Вердин А.С., Крючков П. А. Формирование параметров модели ЭЭС для управления электрическими режимами. Екатеринбург: УГТУ, 2000. 107с

7. Воротницкий В.Э. Потери электроэнергии в электрических сетях. Ситуация в России, зарубежный опыт анализа и снижения: Обзор М.: Диа-логЭлектро, 2006. 72 е.

8. Воротницкий В.Э. Потери электроэнергии в электрических сетях: анализ и опыт снижения. М.: НТФ «Энергопрогресс», 2006. - 104 е., ил.

9. Воротницкий В.Э., Заслонов С.В., Калинкина М.А., Паринов И. Д ., Тур-кина О.В. Методы и средства расчета, анализа и снижения потерь электрической энергии при ее передаче по электрическим сетям. М.: Диало-гЭлектро, 2006. 172 с.

10. Воротницкий В.Э., Калинкина М.А. Расчет, нормирование и снижение потерь электроэнергии в электрических сетях. Учебно-методическое пособие. 2-е изд. М.: ИПКгосслужбы, 2005

11. Воротницкий В.Э., Комкова Е.В., Туркина О.В., Апряткин В.Н. Методы и средства выявления безучетного потребления электрической энергии при наличии приборов учета М.: ДиалогЭлектро, 2006. 53 с

12. Вырва А.А. Оценка влияния высших гармонических на отдельные виды промыслового оборудования. Энергетика в нефтегазодобыче. Москва, 2006.-Вып. 1-2. С. 44-46.

13. Вырва А.А., Волошкин М.М.,. Сычев Ю.А. Управление режимами напряжения в распределительных сетях 6-10 кВ предприятий нефтедобычи. Энергетика в нефтегазодобыче. Москве, 2006. Вып. 1-2. - С. 46-49.

14. Гамм А. 3. Вероятностные модели режимов электроэнергетических систем. Новосибирск: Наука, 1993. - 133 с.

15. Герасимов А.С., Герасимов С.Е. Оптимизация потоков активной мощности в электрических сетях. // XXVII Неделя науки СПбГТУ к 100-летиюсо дня основания, Санкт-Петербург, 7-12 дек., 1998. СПб: Изд-во СПбГТУ, 1999. С. 41-42.

16. Голованов А.П. Об оптимизации режимов работы объединенной энергосистемы. // Электричество. 1992 с, №4. с. 40-43.291 рунин О. М. Математические задачи энергетики: Учеб. пособие. Чита: ЧитГТУ, 1997,- 110 с.

17. Дале В.А., Кришан З.П., Паэгле О.Г. Динамические методы анализа развития сетей энергосистем. Рига. Зинатне, 1979. 260 с.

18. Дулесов J1.C. Оптимальное распределение мощностей между электростанциями в электроэнергетической системе. // Изв. вузов. Энергетика, 2000, №4. с. 13-16.

19. Егоров. А.А. Принцип структурной определенности при расчетах стационарных режимов электрических цепей. // Электричество. М.: Знак, 2005. - №4. - с.46-52.

20. Железко Ю.С. Выбор мероприятий по снижению потерь электроэнергии в электрических сетях: Руководство для практических расчетов. М.: Энерго-атомиздат, 1989. - 176 е., ил.

21. Железко Ю.С. Методы нагрузочных потерь электроэнергии в радиальных сетях 0,38 20 кВ по обобщенным параметрам. // Электрические станции,- 2006. - №1.-С.31-37.

22. Железко Ю.С. Потери электроэнергии в оборудовании сетей и подстанций. // Электрические станции.- 2005. №7.- С.40-49.

23. Жермон А., Саженков А.В., Строев В.А. Анализ установившихся режимов и пропускной способности электропередачи с управляемой поперечной компенсацией. // Электричество. М.: Знак, 2006. - №2. - с.2-6.

24. Задачи оптимизации энергетических режимов и их роль при формировании и управлении Федеральным оптовым рынком электроэнергии и мощности (ФОРЭМ) России. Техотчет НТЦ ГВЦ и ВНИИЭ, 1999.

25. Идельчик В.И. Электрические системы и сети. М.: Энергоатомиздат, 1989.

26. Идельчик В.И. Расчеты и оптимизация режимов электрических сетей. -М.: Энергоатомиздат, 1988. 288 с.

27. Клима И. Оптимизация энергетических систем. -М.: Высшая школа, 1991.-302 с.

28. Конов Г. А., Паздерин А.В., Плесняев Е.А. Исследование режимов распределения потоков энергии в электрических сетях / Вестник УГТУ-УПИ № 2 (10), 2000, Екатеринбург. С. 55-60.

29. Лазебник А.И., Цаллагова О.Н. Выбор оптимального варианта развития электрической сети с учетом ее многорежимности // Изв. АН СССР. Энергетика и транспорт, 1974, № 6. С. 3-9.

30. Лисеев М. С., Рокотян И. С. Управление режимами энергосистем. М.: МЭИ, 1992.-71 с.

31. Локализация коммерческих потерь электроэнергии на основе решения задачи энергораспределения / Паздерин А. В. // Пром. энерг. 2004. - № 9. - С. 17-21.-Рус.

32. Математическое моделирование сельских электических сетей с целью повышения их безотказной работы, канд. техн. наук / Ефимов А. Ю. -Мордов. гос. ун-т, Саранск, 2000. 20 с. : ил. - Рус.

33. Мельников Н.А. Электрические системы и сети. М.: Энергия, 1975

34. Метод минимизации потерь в линиях электропередач, основанный на алгоритме „tabu search" / Mishima Yuji, Nara Koichi, Tanabe Takayuki, Funabashi Toshihiso // Meiden jiho = Meiden Rept. 2003. - № 292. - C. 5963. -Яп.

35. Моделирование и расчёт установившихся режимов систем электроснабжения крупных предприятий / Заелавец Б. И., Игументцев В. А., Малафеев А. В. // Изв. вузов. Электромех. 2004. - № 2. - С. 82-85. - Рус.

36. Моделирование режимов работы протяженной электрической сети с использованием комплекса MATLAB / Степанов А. А. // Тр. Брат. гос. техн. ун-та. 2003. - 2. - С. 31 -34. - Рус.

37. Моделирование режимов электропотребления предприятий транспорта нефти / Родина JI. С., Токочакова Н. В., Колесник Ю. Н. // Вестн. МЭИ. -2002. № 3. - С. 71-76, 95. - Рус.; рез. англ.

38. Моржин Ю.И., Степанов Н.В., Цветков Е.В. Интегрированная система оптимизации режимов ЕЭС России (ИНСОР). Открытая всероссийская научно-техническая конференция, сборник докладов, М.: 2002.

39. Оптимизация развития основной электрической сети с использованием структурного анализа : Автореф. дис. на соиск. уч. степ. канд. техн. наук / Усов И. Ю. Ин-т систем энерг. СО РАН, Иркутск, 2005. - 26 с. - Рус.

40. Оптимизация режимов работы электротехнических комплексов предприятий нефтедобычи, докт. техн. наук / Нурбосынов Д. Н. С.Петербург. гос. техн. ун-т, Санкт-Петербург, 2002. - 45 с. : 23 ил., 1 табл. - Рус.

41. Осипов Д.С., Лютаревич А.Г., Вырва А.А., Сафонов Д.Г. Потери мощности и энергии в электрических сетях: анализ и опыт снижения; Омский гос. техн. ун-т. Омск, 2006. 16 с. Библиогр.: 24 назв.- Рус. Деп. в

42. ВИНИТИ 27.07.06 №1010 В200

43. Осипов Д.С., Лютаревич А.Г., Вырва А.А., Сафонов Д.Г. Методы оптимизации режимов электрических сетей; Омский гос. техн. ун-т. Омск, 2006. 10 с. Библиогр.: 8 назв.- Рус. Деп. в ВИНИТИ 27.07.06 №1009-В2006

44. Паздерин А.В. Локализация коммерческих потерь электроэнергии на основе решения задачи энергораспределения // Промышленная энергетика. 2004. № 9. С. 6-20.

45. Паздерин А.В.Проблема моделирования распределения потоков электрической энергии в сети./ А.В. Паздерин // Электричество. М.: Знак, 2004. -№10. - С.2-8

46. Потери мощности и энергии в электрических сетях. / Под ред. Г.Е. По-спе-лова. М.: Энергоиздат, 1981. - 216 е., ил.

47. Потери электрической энергии в электрических сетях энергосистем / В.Э. Воротницкий, Ю.С. Железко, В.Н. Казанцев и др.; Под ред. В.Н. Казанцева. М.: Энергоатомиздат, 1983. - 368 е., ил.

48. Потери электроэнергии в электрических сетях, зависящие от погодных усло-вий / Железко Ю. С., Костюшко В. А., Крылов С. В., Никифоров Е. П., Сав-ченко О. В., Тимашова Л. В., Соломоник F. А. // Электр, ст. -2004.-№ 11.-С. 42-48.-Рус.

49. Потери электроэнергии вчера и сегодня / Кривопалов С. Н.; Смол. фил. Моск. энерг. ин-та (техн. ун-та). Смоленск, 2003. - 1 с.- Рус. - Деп. в ВИНИТИ 03.02.2003, N 205-В2003

50. Правила устройства электроустановок. 7-е изд. М.: Энергосервис, 2002.

51. Принципы нормирования потерь электроэнергии в электрических сетях и программное обеспечение расчетов / Железко Ю. С. // Калугагосэнер-го-надзор. 2002. - № 4. - С. 61-65.

52. Простой и прямой способ распределения потерь в электрической сети / Wang Wei-zhou // Dianwang jishu = Power Syst. Technol. 2004. - 28, №

53. С. 66-69. - Кит.; рез. англ.

54. Разработка методов моделирования режимов распределительных электрических сетей на базе современных информационных технологий, докт. техн. наук / Кононов Ю. Г. Сев.-Кавказ. гос. техн. ун-т, Ставрополь, 2002. - 43 с. : ил. - Рус.

55. Разработка моделей и алгоритмов оптимального проектирования режимов электрических сетей ПЭС. канд. техн. наук / Винников Б. Г. Воронеж. гос. техн. ун-т, Воронеж, 2001. - 17 с. : 2 ил. - Рус.

56. Разработка моделей и методов расчета и анализа энергораспределения в электрических сетях : Автореф. дис. на соиск. уч. степ. докг. техн. наук / Паздерин А. В. УГТУ-УПИ, Екатеринбург, 2005. - 44 с. : ил. - Рус.

57. Расчет, анализ и нормирование потерь электроэнергии в электрических сетях: Руководство для практических расчетов. Железко Ю.С., Артемкен А.В., Савченко О.В. Изд-во НЦ ЭНАС, 2005 г. 280 с.

58. Расчет и оптимизация потерь мощности и энергии в электрическихраспределительных радиальных сетях промышленного типа с учетом нагрева проводников, канд. техн. наук / Гиршин С. С. Омск. гос. техн. ун-т, Омск, 2002. - 16 с.: ил. - Рус.

59. Расчет нормативных характеристик технических потерь электроэнергии / Железко Ю. С., Артемьев А. В., Савченко О. В. // Электр, ст. 2002,-№2.-С. 45-51.

60. Реактивная мощность потребителей и сетевые потери электроэнергии / Шишкин С. А. // Энергосбережение. 2004. - № 4. - С. 70-72. -Рус.

61. Реклейтис Г., Рейвиндран А., Рэгсдел К. Оптимизация в технике: В 2-хкн. Кн. 1. Пер. с англ. М.: Мир, 1986. - 350 с.

62. Рокотян И.С., Федоров Д.А. Применение методов математического программирования для выбора оптимальной моделирова-ния для выбора оптимальной конфигурации сети. М.: МЭИ, 1980. 54 с.

63. Семинар „Оптимизация и повышение качества электросетей", Москва, нояб., 2004. Французский взгляд на российские проблемы / Журап-лев Валерий // Новости электротехн. 2004. - № 6. - С. 73-76. - Рус.

64. Слюсаренко С.Г. Расчет установившегося режима электрической сети в геоинформационной системе Графин./ Слюсаренко С. Г., Костюк

65. Л. Ю., Скворцов А. В., Субботин С. А., Сарычев Д. С. // Вестник Томского гос. ун-та.- 2002. № 275, с. 64-69.

66. Снижение потерь электроэнергии в электрических сетях. Динамика, структура, методы анализа и мероприятия / Воротницкий В. Э., Ка-линкина М. А., Комкова Е. В., Пятигор В. И. // Энергосбережение . -2005.-№3,-С. 86-91.-Рус.

67. Снижение энергопотерь понижающих подстанций среднего напряжения / Гринкруг М. С., Поповский А. В., Ткачева Ю. И., Балаганский Д. Г. // Элек-тротехн. системы и комплексы. 2001. - № 6. - С. 306-311.

68. Совершенствование методики и алгоритмов расчета технических потерь электроэнергии в распределительных электрических сетях в условиях функционирования АСУ ПЭС. канд. техн. наук / Ка.пинкина М А. ВНИИ элек-троэнерг., Москва, 2000. - 26 е.: ил.

69. Статистические характеристики режимов электрических сетей для расчетов потерь электроэнергии / Черноморченко Л. В., Грибанова О.

70. И., Копылова Т. М., Хлебников В. В. // Кибернетика электрических систем : Материалы 23 сессии семинара „Электроснабжение промышленных предприятий", Новочеркасск, 25-28 сент., 2001. Новочеркасск, 2002. - С. 39-40. - Рус.

71. Тамазов А.И. Измерение текущих потерь мощности в BJT. // Электрические станции.- 2005. -№8.- С.53-57.

72. Тевс В.В., Вырва А.А., Гиршин С.С. Математическое моделирование установившихся режимов электрических сетей ООО "ЮНГ-Энергонефть". Омский научный вестник. №4 (38). Омск 2006. С. 101-103.

73. Требования к отклонениям напряжения в точках присоединения по-требите-лей к электрическим сетям общего назначения / Железко Ю. С. // Пром. энерг. 2001. - № 10.-С. 48-53.-Рус.

74. Формирование расчетной схемы распределительной электрической сети 6-10 кВ и анализ ее установившихся режимов / Мантров В. А. // Электр, ст. 2004. - № 4. - С. 62-65. - Рус.

75. Хачатрян B.C. Расчет установившегося рехима большой электроэнергетической системы методом диакоптики./ B.C. Хачатрян, Н.П. Бадалян // Электричество. М.: Знак, 2003. -№6. - С. 12-1 7

76. Хусаинов III.Н. Топологические формулы для определения матриц проводимостей электрических цепей с многополюсниками. / Ш.Н. Хусаинов // Электричество. М.: Знак, 2003. -№2. - С.47-52.

77. Электрические системы и сети / Лыкин А. В. I (овосибирск : Изд-во 111 ТУ, 2002. - 246 с. : ил. - (Учеб. НГТУ). - Рус. - ISBN 5-7782-0383-7

78. Электротехнический справочник. Т. 3: Производство, передача и распределение электрической энергии / Под общ. ред. В.Г. Герасимова. -М.: Изд-во МЭИ, 2002.-964 с.

79. Fabozzi E.J., Valente J., Mathematical Programming in American Companies: A Sample Survey, Interfaces, 7 (1), 93-98 (Nov. 1976).

80. H.Glavitsch, R.Bacher. Методика оптимального потокораспределения для энергетических систем. Academic Press, 1991.

81. Steen L.A. Linear Programming: Solid New Algorithm, Science News, 116, 234-236 (Oct. 6, 1979).

Похожие работы

Энергетика
05.14.00