Меню

Перетоки активной мощности что это

Автоматическое регулирование перетоков мощности

При максимальной загрузке межсистемных и внутрисистемных ЛЭП (транзитов) их надежная работа обеспечивается с помощью устройств автоматического регулирования перетоков активной мощности (АРПМ).

Наилучшие результаты достигаются при так называемом балансирующем действии АРПМ.

Рис. 1 12. Принцип балансирующего действия АРПМ на межсистемной линии электропередачи.

Если переток мощности, направленный из энергосистемы I в энергосистему II, превышает уставку устройства АРПМ, последнее воздействует одновременно на уменьшение мощности электростанций энергосистемы I и увеличение мощности электростанций энергосистемы II. При таком действии АРПМ частота в ЭЭС остается неизменной, а следовательно, остаются неизменным перетоки мощности по другим ЛЭП.

Рис. 1.13. Структурная схема АРПМ.

Основным органом устройства АРПМ является измерительный орган ИО, который подключен к датчику мощности ДМ. Измерительный орган ИО сопоставляет фактическую мощность, передаваемую по ЛЭП, с уставкой, задаваемую устройством ЗУ, и создает на своем выходе напряжение, которое пропорционально отклонению перетока мощности, а знак соответствует знаку отклонения. Выходное напряжение обычно усиливается усилителем мощности УМ.

Регулятор перетока АРПМ возвращает переток мощности к заданной уставке при его отклонении от уставки как в сторону увеличения, так и в сторону уменьшения. Однако в ряде случаев имеется необходимость регулировать переток мощности только в сторону уменьшения, т.е. ограничивать его максимальное значение. В этих случаях АРПМ выполняется для работы в режиме ограничения и соответственно называется автоматическим ограничителем перетока мощности (АОПМ). Автоматическое ограничение перетока мощности обычно осуществляется с большим быстродействием, чем регулирование перетока.

Математическая формулировка задачи

Оптимизации режима ЭЭС

Математически можно сформулировать задачу оптимизации следующим образом. Имеется функция n переменных – F(x1, x 2, . x n). Эти переменные связаны между собой k уравнениями или неравенствами связи:

где W1, W2, . Wk — некоторые функции переменных xi (i = 1,2. n).

Требуется найти минимум функции F.

Решение задачи оптимизации при ограничениях в форме неравенств требует применения весьма сложных методов оптимизации (метод Куна-Таккера и др.). Будем рассматривать более простые методы оптимизации при ограничениях переменных в форме уравнений. В этом случае число уравнений k должно быть меньше n.

Метод Лагранжа

При решении задач оптимизации режима широко применяется метод неопределенных множителей Лагранжа. При этом вместо условий экстремума функции F(х1, х2, . хn) n переменных, связанных между собой k соотношениями (1.14), ищут условия экстремума функции Лагранжа

где li (i=1,2. k) – постоянные множители, определяемые при отыскании функции F. Эти множители называются неопределенными множителями Лагранжа.

Приравняв нулю, частные производные от S по всем n переменным функциям, получим следующие n уравнений:

Из n уравнений (1.16) и k уравнений связи (1.14) составим всего (n+k) уравнений. Число неизвестных также равно (n+k), а именно: n искомых значений переменных — х1, х2. хn — и k множителей Лагранжа — l1, l2, . lk.

Это дает возможность найти аргументы, соответствующие экстремуму функции S. Но эти же значения, как известно, характеризуют и экстремум минимизируемой функции F.

В рассмотренном методе определялись аргументы, соответствующие экстремуму минимизируемой функции F. Чтобы найденный экстремум действительно был бы минимумом, необходимо проверить знак второго дифференциала функций F или S. Если d 2 F > 0 или d 2 S > 0, то данный экстремум является минимумом.

Определение знака d 2 F или d 2 S очень сложно. На основании опыта исходят из ряда допущений, позволяющих считать, что найденный экстремум является минимумом.

В качестве примеров применения метода Лагранжа рассмотрим ряд упрощенных задач по оптимизации распределения мощностей.

1. При неучете влияния изменений потерь в сетях DР и суммарных нагрузок узловых точек SРн оптимальное распределение активной мощности может быть найдено следующим образом.

Обозначим суммарные затраты, минимум которых соответствует оптимальному режиму, через Т. Искомыми переменными являются значения активной мощности отдельных агрегатов (или станций) Р1, Р2, . Рn, где n — число агрегатов (или станций).

Читайте также:  Двиг с максимальной мощностью

Допустим, что суммарные затраты зависят только от величины активных мощностей, т.е.:

Далее считаем, что станции – ТЭС.

Искомые переменные связаны одним уравнением баланса активных мощностей:

W = Р1 + Р2 + . + Рn — SРн — DР = 0, (1.18)

где по допущению SРн = const и DР = const.

При этом функция Лагранжа

S = T + lW (1.19)

Условия экстремума соответствуют равенству нулю частных производных от S по всем n переменным:

Уравнения (1.20) можно записать иначе:

Т.к. суммарные затраты равны сумме затрат по каждому из агрегатов, т.е.

Т = Т1 + Т2 +. + Тn,

Частная производная от затрат на каком-либо агрегате по активной мощности агрегата называется удельным приростом затрат агрегата и обозначается буквой e. Она зависит от величины активной мощности:

При этом условия оптимального распределения активных мощностей записываются следующим образом:

Уравнения (1.24) определяют оптимальные значения Р1, Р2, . Рn активных мощностей отдельных агрегатов. Таким образом, при неучете изменений суммарной нагрузки узловых точек и потерь в сетях условием оптимального распределения активных мощностей является принцип равенства удельных приростов отдельных агрегатов.

Найдем условия, при которых в данном случае получается минимум затрат. Найдем знак второго дифференциала от S

d 2 S = d 2 T +ld 2 W, (1.25)

Вторые смешанные частные производные от Т всегда равны нулю, т.к. удельный прирост одного агрегата не зависит от мощности второго агрегата. Поэтому

Очевидно также, что

Следовательно, условие d 2 S > 0 имеет место, если

т.е. из неубывающих кривых e1, e2, . en хотя бы одна является возрастающей. Это означает, что удельные приросты не снижаются при росте активной мощности, а хотя бы у одного из агрегатов возрастают.

2. При учете влияния изменения потерь в сетях, но при неизменности активных нагрузок узловых точек оптимальное распределение активной мощности находится таким образом.

Пусть суммарные потери активной мощности в сетях DР зависят только от величины активных мощностей агрегатов, т.е.

Исходя из уравнений (1.17) – (1.19), получим условия оптимального распределения активной мощности:

Уравнения (1.29) совместно с уравнением баланса активных мощностей решают оптимальное распределение активной мощности с учетом изменения потерь в сетях. При этом необходимо знать не только зависимости

но и зависимости потерь мощности и частных производных от потерь мощности по активным мощностям агрегатов от Р1, Р2, . Рn, т.е.

Величина m = — l называется удельным приростом энергосистемы при учете потерь в сетях, а выражение — соответственно удельнымприростом агрегата i с учетом потерь в сетях.

Дата добавления: 2018-05-31 ; просмотров: 836 ; Мы поможем в написании вашей работы!

Источник



Проблемы и решения перетоков реактивной мощности в сетях среднего напряжения 6,3-10,5 кВ

Текущее состояние сетей низкого среднего напряжения в аспектах перетоков реактивной энергии на частоте 50 Гц и неактивной мощности на нефундаментальных частотах. Конденсаторные установки 6,3 (10,5) и активные фильтро-компенсирующие устройства в решении проблем перетоков неактивной мощности.

Распределительные и потребительские промышленные сети сегмента низкого среднего напряжения 6,3-10,5 кВ (пп. 3.1.12 ГОСТ 32144-2013 и классификация IEEE, ETSI, IEC, VDE) на текущий момент стали буфером между электростанциями с магистральными линиями поставщиков электроэнергии и сетями напряжения менее 1кВ, de facto ответственными за основную долю трансфера неактивной мощности (неактивная мощность по IEEE 1459-2010). Причем, согласно статистике ПАО «ФСК ЕЭС», до 8 % потерь электроэнергии, генерируемой электростанциями, приходится на долю сетей 6,3 (10,5) кВ, и они, преимущественно, обусловлены потерями активной энергии при трансфере неактивной мощности и отнюдь не только ее фундаментальной составляющей на частоте 50 Гц.

Читайте также:  Мощность тока квт час

В той или иной мере вопросы перетоков реактивной мощности на фундаментальной частоте решили конденсаторные установки 6,3 (10,5) кВ, устанавливаемые по стороне низшего или высшего напряжения соответственно на трансформаторных подстанциях напряжением 110 (35)/10 (6) кВ и 10 (6)/1 (0.4) кВ, а также используемые в силовых сетях промышленных объектов среднего напряжения по способу централизованной, групповой, индивидуальной (чаще комбинированной) компенсации. Вместе с тем, УКРМ 6,3 (10,5) релейного типа, как и их быстродействующие аналоги с управлением контроллерами на тиристорных ключах, далеко не всегда справляются с нестабильными и сложно прогнозируемыми перетоками реактивной энергии на фундаментальной частоте.

Кроме того, ежегодно растет объем наброса доли неактивной мощности на нефундаментальных частотах, где конденсаторные установки 6,3 (10,5) кВ буквально бесполезны и в лучшем случае могут быть защищены от рисков резонанса пассивными фильтрами (дросселями или L-C колебательными контурами).

Т. е. пока проблема компенсации реактивной мощности на частоте 50 Гц и локализации источников возмущений в сетях 6,3 (10,5) кВ остается открытой, хотя уже с 18.01 текущего года (пока формально) начато исполнение приказа Минэнерго РФ от 14.05.2019 No 465, где установлены правила и п. 4 разд. II определены объекты технического освидетельствования напряжения 1 кВ и выше, в число которых включены силовые конденсаторы, а также конденсаторные установки и более прогрессивные статические компенсаторы, по сути, являющиеся активными фильтро-компенсирующими устройствами (АФКУ).

Более жесткие требования предъявляют к абонентским потребительским сетям, регулируемым «Правилами недискриминационного доступа. », в п.14 раздела II которых постановлениями правительства РФ № 937 и № 1622 внесены изменения. Согласно им, в обязанности владельца сети входит не только поддержание в соответствующем состоянии оборудования по компенсации неактивной мощности (п. «в»), но и обеспечение на границе балансовой принадлежности как параметров качества электроэнергии (по ГОСТ 32144-2013 и договору), так и определенного соглашением соотношения активная/реактивная энергия (мощность), потребляемой из распределительной сети.

Возможные пути решения перетоков неактивной мощности по сетям 6,3 — 10,5 кВ с помощью УКРМ 6,3 (10,5) и/или АФКУ

Активные фильтро-компенсирующие устройства, предлагаемые сегодня на отечественном рынке под разными маркетинговыми названиями от активных фильтров гармоник до генераторов реактивной энергии, по факту — конвертеры электроэнергии фундаментальной частоты в токи того же напряжения, но с амплитудой и частотами «по запросу» и в противофазе токам искажений.

Возможные пути решения перетоков неактивной мощности

Т. е. вне зависимости от частоты тока искажений (50 Гц, гармоник, интергармоник) АФКУ по сигналу интеллектуального контроллера в течение полупериода инвертирует и «выплескивает» в сеть противотоки нужной амплитуды , а также нивелирует искажения, как реактивные (индуктивные или емкостные) на фундаментальной частоте (реактивная мощность), так и на нефундаментальных частотах — мощность гармоник, мощности искажений тока и/или напряжения.

АФКУ могли бы заменить действующие по такому же принципу, но только в направлении нивелирования индуктивных токов на частоте 50 Гц, конденсаторные установки 6,3 (10,5) кВ, однако их применение существенно ограничивает значительная стоимость полупроводниковых схем силовой части и интеллектуального контроллера, где львиную долю формирует цена биполярных транзисторов с изолированным затвором, тем более высокая, чем больше мощность полупроводников и АФКУ в целом. Поэтому оптимальным, с финансовой точки зрения, решением являются варианты совместной интеграции УКРМ 6,3 (10,5) и АФКУ, в котором исключена ветка генерации противотока на фундаментальной частоте.

Читайте также:  Как можно увеличить мощность колонок 1

Дополнительно снизить мощность (и стоимость) АФКУ можно:

  • делегированием компенсации искажений гармоник низких порядков эффективным пассивным фильтрам, интегрируемым в комплектное АФКУ или подключаемым в виде отдельного блока;
  • интеграцией АФКУ вблизи источника гармонических искажений — в распределительных сетях 6,3 (10,5) кВ на ТП 10 (6)/1 (0.4) кВ, в промышленных сетях непосредственно возле нелинейной нагрузки среднего напряжения.

Источник

Большая Энциклопедия Нефти и Газа

Переток — активная мощность

Переток активной мощности направлен из энергосистемы А в энергосистему В. [1]

Регулирование перетока активной мощности по линиям электропередачи, соединяющей две энергосистемы на параллельную работу, производится путем воздействия на регуляторы турбин электрических станций передающей или приемной энергосистем от автоматического устройства, контролирующего отклонение перетока от заданного значения. Если связь между энергосистемами осуществляется по нескольким транзитным линиям, регулируется суммарный переток с коррекцией допустимой нагрузки по отдельным линиям транзита. [2]

Ограничение величины перетока активной мощности достигается установкой регуляторов перетока и ограничителей перетока ( см. гл. [3]

Для чего необходимо регулировать переток активной мощности по линиям электропередачи. [4]

Каким образом производится регулирование перетока активной мощности по междусистемной одиночной транзитной линии при ручном и автоматическом регулировании. [5]

Должна также предусматриваться установка ограничителей перетока активной мощности для разгрузки внутренних транзитов в энергосистеме с воздействием на разгрузку отдельных электростанций данной энергосистемы. Наибольший эффект дает изменение величины активной мощности на электростанциях, находящихся в электрической близости к перегружаемым линиям электропередачи. [6]

При определении предельного по условиям статической устойчивости перетока активной мощности и утяжелении режима могут изменяться перетоки в других сечениях. В этих случаях следует определять Рпр и соответственно запас по значению Рлр, определенному в сечении, дающем наименьшую предельную мощность. [7]

Отрабатываемые центральным регулятором задания корректируются и ограничиваются величинами перетоков активной мощности по межсистемным транзитным связям. Учитывается суммарная подходящая к энергосистеме мощность и суммарная уходящая активная мощность ( ограничение по сальдо перетока), а также предельные перетоки активной мощности, допускаемые по отдельным участкам транзитной связи. [8]

Из этого рисунка следует, что применение автоматического регулирования перетока активной мощности по слабой связи дает возможность резко уменьшить его дисперсию. Так, в рассмотренном примере минимальная дисперсия при наличии регулирования составляет примерно 15 % от дисперсии перетока при отсутствии регулирования. Коэффициенты интегрального и пропорционального регулирования ограничиваются устойчивостью в малом рассматриваемого объединения. [10]

АРЧМ), обладая определенными частотными свойствами, не способны к эффективному подавлению случайных колебаний перетока активной мощности межсистемных ЛЭП, период которых меньше одной минуты. Однако величина дисперсии этих колебаний, даже для очень слабых связей, невелика и такова, что при известных условиях может быть обеспечена достаточная надежность параллельной работы связанных этими линиями энергосистем. [11]

Гурвица, отвечающий характеристическому полиному г) ( р), обращается в ноль, дисперсия перетока активной мощности обращается в бесконечность. Это объясняется тем, что на границе области устойчивости не может существовать стационарный случайный процесс и, соответственно, не существует устанавливающейся дисперсии. [13]

Имея передаточные функции между входными и выходными переменными, с помощью формул ( 8) и ( 9) находим спектральные плотности и дисперсии частоты и перетоков активной мощности по межсистемным ЛЭП. [14]

ТЭС мощностью 200 МВт и более, а также на ТЭС, от шин которых отходят межсистемные, линии электропередачи напряжением 110 кВ и выше для учета перетоков активной мощности по ним. [15]

Источник