Таким чином, в даному розділі розроблено структуру збору і передачі інформації, визначено вимоги до системи збирання, необхідний об'єм ТВ і ТС, визначено структуру БД, призначеної для зберігання ТВ. Отримані результати є основою для подальшого аналізу режимів роботи ЕС, визначення складу КП і реалізації оптимального керування в системі АСДУ.
3. Формування складу технологічних задач
Для формування технологічних задач АСУ їх умовно розділили на інформаційні задачі оперативного управління та аналітичні задачі оперативного автоматичного управління, а також задачі автоматичного керування.
В свою чергу, кожна задача може складатися з ряду функціонально завершених блоків, інформаційно-зв’язаних між собою, з диспетчером і об’єктом управління. До того ж, всі задачі поділяються на задачі, що вирішуються ОІУК автоматично (з заданим циклом) і задачі, запуск яких виконується диспетчером по мірі необхідності.
Група інформаційних задач за допомогою різноманітних засобів відображення (мнемосхем, приладів, дисплеїв і т. ін.) забезпечує диспетчера інформацією, необхідною йому для оперативного контролю поточного режиму роботи енергосистеми, ретроспективного аналізу, а також здійснює автоматичне або за запитом формування звітної диспетчерської документації. Крім того, частина цієї інформації використовується в якості вхідних даних для вирішення задач планування режимів, виробничо-статистичної звітності і ін. В процесі утворення і розвитку оперативного управління саме ця задача є базовою і являє собою необхідний мінімум автоматизації оперативного управління на підставі інформації, що формується цією задачею, диспетчер робить висновок про припустимість або неприпустимість режиму, приймає рішення про необхідність його зміни, визначає обсяг і місце додатку необхідних для цього керуючих впливів (КП) і передає КП на об’єкт управління. При визначенні КП диспетчер керується, як правило, власним досвідом, диспетчерськими інструкціями, розрахунками, заздалегідь проведеними робітниками технологічних служб і т.ін. [1].
В ряді випадків КП, вибрані диспетчером, можуть виявитися неоптимальними, недостатніми, а інколи і неправильними. Крім того, навіть володіючи вичерпною інформацією про параметри режиму, диспетчер не завжди в стані вчасно оцінити необхідність змінити його. Для ліквідації або істотного зменшення імовірності виникнення подібних ситуацій перевизначені аналітичні задачі оперативного управління. Ці задачі допомагають диспетчеру: ідентифікувати режим з точки зору надійності (нормальний, обтяжений) і економічності або ідентифікувати ситуацію (наприклад, визначити причину різкої зміни режиму); змоделювати (оцінити) наслідки тих або інших КП; вибрати КП, необхідні для досягнення заданих критеріїв якості, надійності або економічності режиму.
Структура комплексу задач інформаційно-керуючих підсистем ОІУК наведена на рисунку 3.1.
Рисунок 3.1. Структура комплексу задач оперативного і автоматичного керування
Задачі автоматичного управління, що реалізуються за допомогою ОІУК, перевизначені для автоматичного управління в нормальному (системи регулювання частоти і перетоків активної потужності АРЧП, системи регулювання напруги) і аварійному (системи, що координують протиаварійну автоматику) режимах. В контурі автоматичного управління роль диспетчера зводиться до контролю за станом і настройкою системи. А також до корекції їхніх уставок.
Таким чином, в даному розділі вибрано технічну і функціональну структуру АСУ. Для заданої схеми сформовано комплекс функціональних задач, які реалізуються в проектованій АСУ. Забезпечено необхідний рівень надійності функціонування АСУ за рахунок використання двома шинного комплексу і резервованої схеми їх підключення. Визначено особливості реалізації цих задач [1].
4 Трирівневе графічне представлення заданої ЕС
Для виконання розрахунку усталеного режиму ЕС та проведення оптимізаційних розрахунків за допомогою програмного комплексу АЧП необхідно створити файл вхідних даних, у якому містяться відомості про параметри ЕС.
В завданні подані відомості про ЕС у вигляді мнемосхеми мережі, для якої відомі навантаження у вузлах та поздовжні параметри віток – перехідні опори, тип та параметри РПН трансформаторів і параметри вузлів схеми ЕМ. Як відомо, до адекватної схеми заміщення ЛЕП крім поздовжніх параметрів входить також поперечна ємнісна провідність, яка визначає зарядну потужність ЛЕП. Ці дані в завданні подані опосередковано, тому для їх числового представлення слід визначити довжину та конструкцію ЛЕП, а звідси – їх питомі та загальні ємнісні провідності.
Наприклад, для лінії 30–97:
активний опір R = 1,6 Ом, індуктивний – Х = 3,7 Ом; напруга лінії–110 кВ;
Довжину лінії визначимо за формулою:
(4.1)
де х0 = 0,413 Ом/км для ЛЕП 110 кВ (для 330 кВ – 0,331Ом/км).
Питомий активний опір лінії:
(4.2)
;
Отже можна стверджувати, що лінія виконана проводом марки АС-185/29, її питома провідність b0=2,75·10-6 См/км, тоді загальна ємнісна провідність лінії:
b = b0·l (4.3)
b = 2,75·10-6·8,959 = 24,637·10-6 Cм.
Визначення ємнісних провідностей для інших ліній проводиться аналогічно. Результати розрахунку зведені в таблицю 4.1
Таблиця 4.1 – Параметри ліній електропередач
ЛЕП
Uн, кВ
Rл, Ом
Хл, Ом
l, км
Rо, Ом/км
F, мм2
Во, См/км
В, См
40–26
330
3,4
14,2
42,900
0,079
2х240/32
3,38
145,0
26–100
5,1
11,9
35,952
0,142
121,5
26–22
51,0
20,7
62,538
0,816
211,4
22–1
25,1
76,524
0,044
2х300/39
3,41
260,9
26–1
1,1
4,7
14,199
0,077
48,0
1–50
2,7
21,4
66,254
0,041
2х400/51
3,46
229,2
50–10
6,1
31,8
96,073
0,063
324,725
30–97
110
1,6
3,7
8,959
0,179
185/29
2,75
24,637
97–98
4,4
7,7
18,333
0,240
150/24
2,70
49,5
97–37
7,5
18,6
45,036
0,167
123,8
37–99
1,3
1,9
4,450
0,292
120/19
2,66
11,8
25–98
6,8
11,5
26,932
0,252
71,6
25–2
3,2
14,286
0,224
38,0
99–2
9,9
21,8
51,905
0,191
140,1
2–62
0,1
0,6
1,813
0,055
240/32
2–63
2,9
16,465
0,176
45,3
63–62
5,4
13,9
33,656
0,160
92,6
63–64
3,5
7,8
18,886
0,185
51,9
49–64
8,8
12,6
29,508
0,298
78,5
49–69
19,1
26,2
60,369
0,316
95/16
2,61
157,6
69–71
8,6
10,2
23,502
0,366
61,3
11–71
0,8
3,810
0,210
10,1
Файл вхідних даних створюємо за допомогою редактора вхідних даних з використанням стандартного формату. У відповідності із даним форматом інформація про кожен вузол ЕС задається у рядку із кодом 0201. Для балансуючого вузла додається рядок з кодом 0202. Параметри кожної вітки схеми ЕС задаються у рядку із кодом 0301. Для віток, що містять трансформатори з РПН, які передбачається використовувати у оптимальному керуванні режимом ЕС додається рядок даних про параметри РПН із кодом 0302. В результаті було отримано файл вхідних даних для розрахунку та оптимізації режиму ЕС, поданий у додатку. На основі цього файлу автоматично був створений файл вхідних даних у внутрішньому форматі, що безпосередньо використовується у ПК для виконання розрахунків.
Рисунок 4.1 – Схема ЕЕС, створена за допомогою ПК АЧП
Формування мнемосхеми виконуємо за допомогою генератора схем на основі файлу вхідних даних у внутрішньому форматі. Спочатку перетворюємо RЕС-файл вхідних даних у файл графічного представлення типу DAT. Далі перетворюємо DAT – файл у файл внутрішнього формату типу GRP. Цей файл завантажуємо за допомогою кнопки «Схема», переходимо на рівень мнемосхеми і виконуємо остаточну корекцію зображення. Таким чином було отримано схему ЕС, подану на рисунку 4.1.
На основі створеного файлу вхідних даних було виконано розрахунок усталеного режиму ЕС результати якого подані у додатку, та оптимального режиму (додаток А). Результати розрахунку були нанесені на схему натисненням на кнопку «Оновити інформацію».
З результатів розрахунків видно, що дана ЕС характеризується невеликими втратами потужності ∆Р = 38,74 МВт порівняно із сумарною потужністю навантаження вузлів ЕС Рнав = 1926 МВт. Рівні напруги у вузлах ЕС з номінальною напругою 330 кВ знаходяться у припустимих межах, оскільки максимальне відхилення напруги в них не перевищує 5%. У вузлах 110 кВ відхилення напруги не перевищує 5%, тобто знаходиться у припустимих межах.
Використовуючи вбудований редактор схем підстанцій було отримано графічне представлення головної схеми трансформаторної підстанції 10–11 (рисунок 4.2), що є третім рівнем представлення диспетчерських схем. Трирівневе представлення схеми істотно спрощує її сприйняття оперативним персоналом та робить більш зручною роботу з нею.
Рисунок 4.2 – Укрупнена головна схема підстанції у вузлі 10
Рисунок 4.3 – Укрупнена головна схема підстанції у вузлі 1.
5. Розрахунок і вибір складу керувальних пристроїв
З метою визначення складу керуючих пристроїв, що забезпечує найбільшу ефективність керування виконується ранжування пристроїв за мірою впливу на втрати активної потужності в ЕС.
Ранжування керуючих пристроїв за допомогою АЧП виконується на основі залежностей втрат потужності від коефіцієнтів трансформації трансформаторів. Дані залежності визначаються при виконанні оптимізації усталеного режиму ЕС для кожного трансформатора, що помічений у файлі вхідних даних як регулюючий пристрій і відображаються у вікні програми оптимізації, та більш детально у вікні «Ранжування трансформаторів за пріоритетом управління». Дане вікно може бути відкрите лише за умови, якщо завантажено схему ЕС. Вказані залежності міри впливу регулюючих пристроїв для ЕС, що аналізується подані на рисунку 5.1.
Рисунок 5.1 – Результати ранжування регулюючих пристроїв за допомогою ПК АЧП
Ранжування регулюючих пристроїв виконується у відповідності із нахилом їх характеристик, оскільки більший нахил відповідає більшій зміні втрат потужності в ЕС за одне перемикання РП.
Як видно з графіка залежності dP=f(Kt), що криві залежності ефективності перемикань трансформаторів в вітках 50–49 та 40–30 найбільш пологі тому пропоную РПН цих трансформаторів вивести зі складу регулювальних пристроїв.
Але графічний метод вибору оптимального складе регулювальних пристроїв не є абсолютно точним, особливо, враховуючи можливість отримання не досконалих залежностей зниження втрат від коефіцієнта трансформації для деяких РП. Тому для одержання однозначного рішення щодо оптимізації складу РП необхідно застосувати аналітичний метод. Він побудований на методі перебору варіантів і полягає у виконанні оптимізаційних розрахунків з почерговим вилученням певних РП. В якості критерію вибору оптимального складу трансформаторів приймається середня ефективність одного перемикання, тобто відношення сумарного зниження втрат до необхідної кількості перемикань РП. Враховуючи кількість трансформаторів з РПН (5) та вимогу щодо необхідності вилучення двох з них, формується 5 варіантів складу керувальних трансформаторів. Вказані варіанти та узагальнені показники для оцінки їх ефективності подано в таблиці 5.1. У першому рядку таблиці для порівняння наведено основні результати розрахунку оптимального режиму ЕС у разі залучення всіх РП. Більш детальні результати оптимізації режиму ЕС з різним складом регулювальних пристроїв подано в додатку В.
Таблиця 5.1 – Результати розрахунків з визначення оптимального складу регулювальних пристроїв ЕС
Вилучений тр-р
Поточні втрати
Оптимальні втрати
Зниження втрат
Кількість перем
Середня ефективність
1–2
40,76
37,76
3,0
11
0,273
10–11
39,53
1,24
12
0,103
26–25
37,24
3,52
13
0,271
40–30
37,91
2,85
8
0,357
50–49
37,16
3,6
14
0,257
Як видно з результатів розрахунків оптимальний склад регулювальних пристроїв відповідає вилученню з регулювання трансформаторів 40–30 і 1–2.
Отже в якості оптимального складу РП приймається наступний: 10–11, 26–25, 50–49.
Важливим параметром САК ЕС є зона нечутливості, оскільки даний параметр узгоджує витрати на регулювання із зменшенням витрат на експлуатацію ЕС за рахунок зниження втрат потужності і від правильності його визначення залежить ефективність оптимального керування.
З метою визначення відповідного значення даного параметра було виконано ряд розрахунків оптимального режиму ЕС із різними значеннями зони нечутливості, яку змінювали в межах від 0 до14. Результати розрахунків подані у додатку. Основні результати подані у таблиці 6.1.
Таблиця 6.1 – Результати розрахунків по визначенню зони нечутливості
Зона нечутливості
dPрек, МВт
ddP, МВт
Кількість перемикань
Ефективність перемикань МВт/пер
0
38,3
2,5
7
0,356
1
2,4
4
0,606
3
38,7
2,1
0,607
6
39,9
0,9
0,879
9
Режим
близький
до
оптимального
В результаті визначено залежність середньої ефективності одного перемикання регулюючих пристроїв від величини зони нечутливості, графічне представлення якої подано на рисунку 6.1.
Зона нечутливості має бути встановлена таким чином, щоб забезпечити достатньо високий регулювальний ефект за рахунок меншої кількості регулювальних впливів. Отже, спираючись на таблицю 6.1 та рисунок 6.1 можна зробити висновок, що доцільно встановити зону нечутливості на рівні 1%, адже це призведе до значного зменшення втрат при меншій кількості перемикань РПН трансформаторів.
Рисунок 6.1 – Залежність середньої ефективності одного перемикання РП від зони нечутливості
Рисунок 6.2 – Графік залежності зони нечутливості від зниження втрат
7. Оптимальне керування режимом ЕС в темпі процесу
Керування потоками потужності в ЕС виконується за допомогою трансформаторів з РПН. Інформація про стан системи, що включає параметри режиму та регулюючих пристроїв отримується з бази даних оперативного інформаційно-керуючого комплексу (ОІКК). На основі поточної інформації про режим ЕС за допомогою спеціальних програм визначаються оптимальні значення коефіцієнтів трансформації регулюючих пристроїв з урахуванням їх складу та зони нечутливості системи керування (дивись розділи 5 та 6). Реалізація даних параметрів забезпечує оптимальний потокорозподіл в ЕС і таким чином мінімальні втрати потужності в системі.
У програмному комплексі АЧП функціонування ОІКК відтворюється за допомогою імітатора ОІКК, який запускається з меню «Модель ОІКК». Перед запуском імітатора необхідно налаштувати систему керування. Для цього у файлі вхідних даних видаляємо властивість РП з рядків з кодом 0302 для віток з трансформаторами 1–2 та 40–30. У вікні ранжування трансформаторів за пріоритетом керування встановлюємо зону нечутливості САК 1%
Після активізації імітатора ОІКК із заданим інтервалом часу, в нашому випадку це 20 с, починають надходити дані про параметри режиму ЕС (навантаження, рівні напруг і т.д.). Зміни параметрів режиму автоматично відображаються на мнемосхемі ЕС. Графік зміни сумарного активного навантаження в часі Рсум=f(t) подано на рисунку 7.1.
Контроль втрат потужності у системі виконується за графіком ∆Р = f(t), який показано на рисунку 7.2. На даному графіку відображаються поточні значення втрат потужності в ЕС, а також значення втрат потужності у оптимальному та рекомендованому режимах ЕС.
Рисунок 7.1 – Графік зміни сумарного активного навантаження ЕЕС у часі
Якщо значення втрат потужності у поточному режимі ЕС виходить за межі втрат у рекомендованому режимі, то необхідно визначити та впровадити керуючі впливи за допомогою РП, з метою зменшення ∆Р. Визначення оптимальних значень коефіцієнтів трансформації здійснюємо за допомогою ПК АЧП.
Команду на впровадження визначених оптимальних значень віддаємо у вікні «Ранжування трансформаторів за пріоритетом керування» шляхом подвійного натиснення на рекомендовані значення відпайок трансформаторів.
Рисунок 7.2 – Графік зміни втрат активної потужності ЕС у часі
Як видно з рисунку 7.2 введення оптимальних керуючих впливів за рахунок корекції потокорозподілу в ЕС зменшує втрати активної потужності та вводить їх у межі рекомендованого режиму ЕС. Але впровадження керуючих впливів не завжди ефективно знижує значення втрат потужності у ЕС. Це зумовлено швидкою зміною режиму навантаження ЕС (дивись рисунок 7.1) та несвоєчасністю впровадження дій з керування режимом.
Засоби поточного контролю параметрів поточного режиму у часі є необхідною умовою ефективного керування режимом ЕС. Контроль зміни напруги та навантаження вузлів ЕС, а також потоків потужності у вітках виконується засобами вікна аналізу даних. Приклад графіку зміни напруги для вузла 99 (вузла з мінімальною напругою) подано на рисунку 7.4, з якого видно, що оптимальне керування ЕС при зміні навантаження у даному вузлі (дивись рисунок 7.5) дозволило не тільки зменшити втрати активної потужності в ЕС але й покращити режим напруги в ЕС.
8. Техніко-економічний ефект оптимального керування
В разі впровадження електроощадних заходів у ЕЕС економічний ефект досягається за рахунок того, що збільшується прибуток від експлуатації об’єкта.
В процесі роботи оптимізаційної програми комплексу АЧП я отримав наступні техніко-економічні показники оптимального режиму:
Потеpи P: в исходном pежиме:=40.76 МВт; в оптимальном pежиме:=38.27 МВт.
В pезультате pеализации оптимального pежима достигается снижение потеpь на 2.49 МВт или на 6.12%
Для pеализации оптимального pежима тpебуется всего пеpеключений отпаек тpансфоpматоpов – 7
В сpеднем эффективность одного пеpеключения составляет – 0.356 МВт/пеpекл.
Збільшення прибутку має місце за рахунок зменшення обсягу закупівлі електроенергії у ЕС або на енергоринку за тієї умови, що реалізація залишається на попередньому рівні.
Недосконалість керування оцінюється зменшенням прибутку від несвоєчасності та неефективності керувальних впливів. Виходячи з цього економічний ефект можна обчислити по вхідному тарифу:
де ΔW` – втрати електроенергії протягом звітного періоду без впровадження електроощадних заходів (червона крива на графіку рис. 8.1);
ΔW`` – втрати електроенергії в рекомендованому режимі
ΔП – зменшення прибутку за рахунок неякісного керування.
Якщо ΔП < 0, то потрібно повторити розрахунок,
ΔП = 0 – здійснено ідеальне керування.
Втрати в поточному режимі визначають методом чисельного інтегрування:
Для остаточної оцінки ефективності використовується відносний показник, що характеризує зменшення П по відношенню до вартості корисно відпущеної споживачам електроенергії:
Отже,
Час
ΔРП, МВт
ΔРР, МВт
19:8:38
75
59
19:8:58
57,7
73
19:9:18
70
55
19:9:38
58
66
19:9:58
57
53
19:10:18
19:10:38
43
56
19:10:58
42
40
19:11:18
46
39
19:11:38
34,8
å
541,5
539
Визначимо втрати електроенергії протягом звітного періоду без впровадження електроощадних заходів, та втрати електроенергії в оптимальному режимі:
Обчислимо економічний ефект по вхідному тарифу:
Визначимо надлишкові втрати, що зумовлені ефективністю керування ЕС:
,
Якщо 0,11 тис. грн. МВт/год.
Відносний показник, що характеризує зменшення П по відношенню до вартості корисної спожитої електроенергії:
Тобто, неякісне керування зменшує прибуток на 0,463%, тобто на 206,25 грн.
Отже, здійснення керуючих впливів є важливою реакцією при збільшенні втрат, оскільки при нехтуванні цією процедурою прибуток зменшуватиметься на 206,25 грн. грн. А оскільки керування в основному здійснюється диспетчером, то його ефективність значно залежить від кваліфікації диспетчера, вміння сприймати зміни в режимі та приймати швидкі і правильні рішення.
Висновки
У цій курсовій роботі я вибрав технічну і функціональну структуру АСУ. Забезпечення необхідного рівня надійності функціонування АСУ було здійснено за рахунок використання двошинного комплексу і резервованої схеми його підключення, а також сформував комплекс функціональних задач, які реалізуються в проектованій АСУ.
Виконав ранжування даної ЕС і обрав оптимальний склад РП. З 5 трансформаторів з РПН вибрано 3 найбільш ефективних. Дія оптимального складу РП визначила налагоджувальні параметри САК. Так для введення режиму ЕС в оптимальну область необхідно виконати 7 перемикання РПН трансформаторів.
Оптимальні значення налагоджувальних параметрів досліджено в часі на моделі ОІКК. Отримані значення залишаються оптимальними в широкому діапазоні зміни навантажень вузлів.
Було досліджено графік зміни втрат активної потужності ЕС, напруги у найбільш віддаленому вузлі, активної та реактивної потужностей у цьому вузлі, а також активної та реактивної потужностей у лінії з найбільшими втратами як функції від часу.
Література
1.Баркан Я.Д., Орехов Л.А. Автоматизация энергосистем. – М. Высш. школа, 1981. – 271 с.
2.Веников В.Д, Журавлев В.Г., Филипова Т.А. Оптимизация режимов электростанций и знергосистем: Учебник для ВУЗов. 2-е изд., перераб. и доп. – М: Знергоатомиздат, 1990. – 352 с.
3.Оптимизация режимов злектростанций и знергосистем: Учеб. Для ВУЗов // Веников В.Д, Журавлев В.Г., Филипова Т.А. – 2-е изд., перераб. и доп. – М: Знергоатомиздат, 1990. – 352 с.
4.Орнов В.Г., Рабинович М.А. Задачи оперативного и автоматического управлення знергосистемами. – М.: Энергоатомиздат, 1988. – 223 с.
5.Справочник по проектированию электрических систем / под ред. С.С. Рокотяна и Н.М. Шапира. – М.: Энергоатомиздат, 1985 г.
6.Фурман І. О., Краснобаєв В.А., Рожков П.П. Автоматизовані системи керування технологічними процесами. – Харків: Факт, 2006. – 317 с.
7.Егоров В.Е., Бандурин И.И., Баласс К.А. Создание информационно-защищонной АСУ ТП для повышения эфективности и надежности управления электроснабжением городов и районов. – Академия энергетики, 2009. – 221 с.
8.http://www.fskees.ru
9.http://www.votum.if.ua/uk/publications/scada.htm
Страницы: 1, 2
