Оптимальное управление потоками реактивной мощности в распределительных электрических сетях в условиях неопределенности

• Автор: Казакул, Алексей Александрович
• Шифр специальности: 05.14.02
• Научная степень: Кандидатская
• Год защиты: 2012
• Место защиты: Благовещенск
• Количество страниц: 341 с. : ил.

ОГЛАВЛЕНИЕ
Введение
Глава 1. Современное состояние проблемы управления потоками реактивной мощности в распределительных сетях

1.1 Характеристика методов управления потоками реактивной

мощности

1.1.1 Нормативноправовое обеспечение проблемы КРМ

1.1.2 Анализ методов КРМ

1.1.3 Автоматизация решения задачи оптимизации потоков реактивной мощности

1.1.4 Выбор технических средств при управлении потоками реактивной мощности в распределительных сетях

1.2 Морфологическое описание электрических сетей РСК для решения

задачи управления потоками реактивной мощности

1.3 Задачи оптимального управления потоками реактивной мощности
1.4 Выводы
Глава 2. Методы и модели представления информационных потоков для управления реактивной мощностью
2.1 Анализ полноты и достоверности исходной информации
для решения задач управления потоками реактивной мощности
2.2 Разработка обобщенной модели реактивной мощности узлов
на1рузки
2.3 Моделирование реактивной мощности при полном достоверном
потоке информации
2.4 Восстановление информационного потока реактивной мощности
2.5 Выводы
Глава 3. Разработка метода оптимизации потоков реактивной мощности для распределительных сетевых компаний в уславших неопределенности
3.1 Анализ методов оптимизации
3.2 Разработка многоуровневой иерархической модели компенсации
реактивной мощности
3.3 Разработка метода оптимального управления потоками
реактивной мощности в сетях РСК
3.4 Разработка методики оптимальной компенсации реактивной
мощности в условиях неопределенности
3.4.1 Составление систем уравнений для решения задачи оптимальной компенсации реактивной мощности
3.4.2 Составление уравнений оптимальной компенсации реактивной мощности при декомпозиции электрической
3.4.3 Первоначальная оценка эффективности решений по оптимизации потоков реактивной мощности
3.5 Формализация поиска узлов и мощное гей КУ
3.6 Алгоритм оптимальной КРМ в распределительных сетях
3.7 Управление потоками реактивной мощности в замкнутых сетях
3.8 Выводы
Глава 4. Практическая реализация оптимального управления потоками реактивной мощности в сетях распределительных сетевых компаний
4.1 Порядок практической реализации оптимальной КРМ
4.2 Управление потоками реактивной мощности в сетях
филиала ОАО ДРСК Приморские электрические сети
4.2.1 Морфологическое описание сети
4.2.2 Определение типов информационных по токов, описывающих режимные параметры в узлах
4.2.3 Определение эквивалентных значений параметров режима
4.2.4 Анализ режимной ситуации до КРМ
4.2.5 Декомпозиция распределительной сети
4.2.6 Выбор оптимальных мест установки и мощностей КУ
4.2.7 Анализ режимной ситуации после КРМ
4.2.8 Управление потоками реактивной мощности в замкнутых сетях 0 кВ путем регулирования напряжения на шинах ИП
4.2.9 Управление потоками реактивной мощности в замкнутых сетях с помощью статических источников реактивной мощности 0 кВ
4.3 Выводы
Глава 5. Управление эксплуатационными издержками распределительных сетевых компаний посредством оптимальной КРМ
5.1 Влияние оптимальной компенсации реактивной мощности на
эксплуатационные издержки РСК
5.1.1 Комплексный эффект от компенсации реактивной мощности
5.1.2 Влияние компенсации реактивной мощности на амортизационные отчисления
5.1.3 Влияние компенсации реактивной мощности на показатели надежности элементов сети
5.2. Управление эксплуатационными издержками РСК путм
оптимальной КРМ
5.2.1 Определение снижения отчислений на ремонт и обслуживание
5.2.2 Уменьшение величины издержек на потери активной энергии
5.2.3 Определение снижения эксплуатационных издержек в
СП Южные ЭС путм оптимальной КРМ
5.3 Описание системы оптимального управления потоками реактивной мощности в распределительных сетевых компаниях
5.4 Матрица эффективности принимаемых решений по внедрению методов и средств управления потоками реактивной мощности в распределительных сетях
5.5 Выводы ЗАКЛЮЧЕНИЕ
БИБЛИОГРАФИЧЕСКИЙ СПИСОК
ПРИЛОЖЕНИЕ 1. Оценка срока окупаемости конденсаторных установок при различных коэффициентах реактивной мощности нагрузки
ПРИЛОЖЕНИЕ 2. Результаты морфологического анализа и анализа электрических режимов до и после КРМ
ПРИЛОЖЕНИЕ 3. Граф СП Южные ЭС филиала ОАО ДРСК Приморские ЭС для расчта электрических режимов ПРИЛОЖЕНИЕ 4. Результаты расчтов электрических режимов до и после КРМ СП Южные ЭС филиала ОАО ДРСК
Приморские ЭС. Протоколы
ПРИЛОЖЕНИЕ 5. Расчтные графы СП Южные ЭС филиала ОАО ДРСК Приморские ЭС для расчта оптимальной КРМ в условиях неопределенности
ПРИЛОЖЕНИЕ 6. Расчт оптимальной КРМ на примере СП Южные ЭС филиала ОАО ДРСК Приморские ЭС.
Листинг МаФСас
ПРИЛОЖЕНИЕ 7. Комплексный расчт эффективности КРМ на примере СП Южные ЭС филиала ОАО ДРСК Приморские ЭС. Листинг МаФСас
ПРИЛОЖЕНИЕ 8. Акт внедрения результатов работы в филиал ОАО ДРСК Приморские ЭС
ПЕРЕЧЕНЬ ИСПОЛЬЗУЕМЫХ СОКРАЩЕНИЙ
АИИС КУЭ автоматизированная информационно измерительная сис тема контроля и учта электроэнергии
АКФ автокорреляционная функция
АТЭЦ Артмовская ТЭЦ
БК батарея конденсаторов
ВЛ воздушная линия
В высшее напряжение подстанции
КНЭС единая национальная электрическая сеть
КРМ компенсация реактивной мощности
КУ конденсаторная установка
ЛЭП линия электропередач
НКФнормированная корреляционная функция
НИ низшее напряжение подстанции
ОАО ДРСК открытое акционерное общество Дальневосточная распределительная сетевая компания
ОИК оперативно измерительный комплекс
Г1ВК программно вычислительный комплекс
ПС подстанция
РМ реактивная мощность
РСК распределительная сетевая компания
РЭС районная электрическая сеть
СН среднее напряжение подстанции
СП структурное подразделение
СТК статический тиристорный компенсатор
ТМ телемеханика
ШР шунтирующий реактор
ЭЭС электроэнергетическая система.
ВВЕДЕНИЕ
Актуальность


Однако при укрупнении центров питания и рыночных условий транспорта мощности количество таких режимов неограниченно увеличивается, а эффективность результата уменьшается. С . Н удельные потери в конденсаторах соответственно высокого и низкого напряжений. Согласно напряжения у удалнного и ближайшего потребителя должны быть в пределах 5 , что требует выполнения условия в представлено два неравенства, аналогичных по смыслу 1. После установки КУ во всех узлах для обеспечения условия 1. КУ в узлах, где 1. КУ. Метод, приведнный в позиционируется как многокритериальный, но процесс решения сводится к выполнению двух последовательных этапов поиска мест установки и мощности КУ по условию минимизации критерию оптимизации 1. КУ в узлах, где ограничение 1. При рассмотрении сетей РСК, питающих множество разных но структуре и назначению потребителей, такой эффект выявить гораздо сложнее. При решении оптимизационных задач КРМ значительное внимание уделяется многоцелевой оптимизации. Это обосновывается многокритсриальностыо и многофанностью воздействия КУ на ЭЭС. В предлагается механизм многоцелевой оптимизации, основанный на минимизации целевой функции, включающей в себя приведнные народнохозяйственные затраты на установку батарей конденсаторов, стоимость потерь электроэнергии в элементах сети, ущерб от отклонений напряжений, наджность, оцениваемая интенсивностью отказов батарей конденсаторов, потери мощности в элементах сети и батареях конденсаторов. Решение многокри териальной задачи выполняется в динамике, а именно в расчтах учитывается ежегодное увеличение нафузки. Ранжирование целевых условий производится с помощью метода главных компонент по возрастающему вкладу в суммарную дисперсию . Поиск оптимального результата выполняется после нанесения решений на трхмерный график, где отображаются полученные решения и используемые стандартные ограничения. Реализация метода в рассматривается на примере трхузловой схемы, а в условиях эксплуатации при наличии в схеме даже десятков узлов определение области решения весьма затруднительно или плохо реализуемо. Ежегодное увеличение нагрузки фактор неопределнный, то есть заранее неизвестный прирост нагрузки при расчте на перспективу внест в решение только дополнительную погрешность. В в качестве критериев оптимизации используются потери электрической энергии, штрафная функция и средневзвешенное по мощности отклонение напряжения. Использование штрафного коэффициента в данном случае позволяет отсеять решения по установке КУ, которые осуществить невозможно. Однако для снижения трудозатрат целесообразно и можно исключить такие узлы до решения оптимизационной задачи. Кроме того, поиск оптимального решения выполняется в данной работе по одному из режимов работы сети, что также не позволяет считать результат оптимальным для всего множества режимов. Описанные выше методы КРМ можно отнести к детерминированным, так как они используют в качестве оптимизируемого один или небольшое количество характерных режимов работы рассматриваемого участка сети и не учи тывают вс множество режимов. К таким же относятся метод динамического программирования и покоординатного спуска 3, 4, метод нелинейного квадратичного программирования, матричновычислительный метод, в которых рассматриваются только основные режимы работы энергосистемы, что не позволяет получить паилучшее решение в условиях неопределенности. Кроме того, многие из них ориентированы на использование т что вносит дополнительную методическую погрешность. Стохастический характер электрических нагрузок и их неопределенность приводит к невозможности принятия решения только по одному из режимов и требует использования принципиально иного подхода. Поэтому для получения наиболее приемлемого варианта решения в 5, , и i. В 5 для решения задач оптимизации режимов в целом предложено проведение серии расчтов по параметрам режима, полученным с помощью соображений о допустимом объме расчтов. В аналогичный подход используется уже в непосредственной задаче проведения КРМ. В 5 учт неопределенности при решении задачи КРМ заключается в рассмотрении множества исходных режимов в период максимальных и минимальных нагрузок.