Методические указания по управлению качеством напряжения в сельских распределительных сетях 0,38 - 10 кВ в реальном масштабе времени

ВСЕСОЮЗНАЯ ОРДЕНА ЛЕНИНА И ОРДЕНА ТРУДОВОГО КРАСНОГО ЗНАМЕНИ АКАДЕМИЯ СЕЛЬСКОХОЗЯЙСТВЕННЫХ НАУК ииени В.И.ЛЕНИНА

ВСЕСОЮЗНЫЙ НАУЧНО-ИССЛЕДОВАТЕЛЬСКИЙ ИНСТИТУТ ЭЛЕКТРИФИКАЦИИ СЕЛЬСКОГО ХОЗЯЙСТВА

Одобрены секцией электри, шации АПК Ученого совета

I8.OI.I99I г.

МЕТОДИЧЕСКИЕ УКАЗАНИЯ

ПО УПРАВЛЕНИЮ КАЧЕСТВОМ НАПРЯЖЕНИЯ В СЕЛЬСКИХ РАСПРЕДЕЛИТЕЛЬНЫХ СЕТЯХ 0,38-10 кВ В РЕАЛЬНОМ МАСШТАБЕ ВРЕМЕНИ

Москва 1991

Методячеокие указания до управлению качеством напряжения в сельских распределительных сетях 0.38-10 кВ в реальном масштабе времена. - М.: ВИЭСХ, 1991.

В методических указаниях рассматриваются вопросы оценки качества напряиения в оельокой распределительной сети 0,38-10 кВ и управления режимом напряиения в реальной масштабе времена. Методика ориентирована на использование современных средств телевднтродя, телеуправления и вычислительной техники.

Указания предназначены для специалистов, занимающихся эксплуатацией вельских злвктричеоких оетеЙ 0,38-10 кВ.

Указания разработали кавд.«ехн,наук С.А.ЦагареЙшвялн,

В.В.романов.

Всесоюзный научно-исследовательокий янотитут электрификации сельского хозяйства (ВИЭСХ), 1991.

fiet^ (fi_t :i£),

(fij ■’ latt * fpft)

отражают воздействия» оказываемые на систему 6 со отороны энергосистемы - (напряжение на высокой стороне трансформатора РТП IIO-35/S-IO кВ), окружающей среды - B_z (температура наружного воздуха) й потребителей алектричеокой анэргии - В₃ (соответственно активная и реактивная составляющие тока нагрузки головного участка /-й ВЛ Ш, отходящей от (-й трансформаторной подстанции).

2.6. Промежуточные управляемые переменные

У~(У₄,У_г),    ^й4)

Уу (У;'Ч> ^is *i)>    I»)

⁽У* • ^UU ’    (26)

где )y - напряжение на шинах 0,4 кВ /'-Й трансформаторной подстанций» Y_t - напряжение (2^ ) в конце /-Й ВЯ i-й ТП. При реализации управляющих воздействий (9) изменение переменных tf_t я 2^ будет практически одинаковым и мог бы рассматриваться только один параметр ( ££ ). Однако их завиоимооть от воэдейотвий В₃ различна, поэтому о точки зрения контроля качества режима переменная имеет оамоотоятельное значение»

2.7. Статичеокиа характеристики узлов нагрузки учитываются в модели следующим образом»

2.8. Конденсаторные установки поперечной компенсация Сари их наличии в нагрузочном узле) моделируются источниками фоков, значение которых зависит от количества включенных ступеней и значения напряжения

2.9. Трансформатор! моцелируютоя Г-образными схемами замещения. При этом ток, потребляемый трансформаторами» оправляется потерями н отали. Зависимость мощности холостого хеша от подведенного напряжения задается выражением

*****'^,*(vflti^,*ix)(!,*,> <^VW\    «н

где аР_х - потери холостого хода, кВт; 1_Х - ток холостого хода, % от номинального; $_м - номинальная .мощность трансформатора, КВ *А. В модели приняты обозначения

i)_r =4^ /ег_ч^г, »е_т sy(mu*).    [32)

Тодда

W = е*и "it > *~<t * ^ct>«n •    <»>

2 ДО. Выходными параметрами модели являются составляющие функции качества текущего режима (7), значения которых определяются по известным выражениям в зависимости от тока и напряжения, за исключением и потерь мощности в сетях низкого напряжения.

2Л1. В общей структз'рэ сетевого района РТП отдельная ВЛ низкого напряжения рассматривается как обобщенный Потребитель, для которого верхний допустимый предел отклонения напряжения определяется требованиями ближайшего к шинам Т11 электроприемни-ка. Нижний допустимый предел отклонения определяется требованиями злвктроприешшка, подключенного в наиболее электрически

удаленной точке ВЛ. В соответствии с ГОСТ 13109-87 в сетях общего назначения, к которым отнесены сети сельских районов, допустимые пределы отклонения напряжения равны ~+b%V_H .

2.12.    При соблюдении в указанных узлах R1 нормированных пределов отклонения напряжение считается нормальным для всей совокупности потребителей, подключенных к данной ВЛ/

2.13.    При нарушении верхнего допустимого предела отклонения напряжения V в момент времени t суммарная мощность потребителей, получающих электроэнергию низкого качества, по одной ВЛ составит:

п₍    ррп    & 4 ^ ,

К₍ =0 при л\/_и >AV_t

Щ~У^У\    (35)

где п₍ - количество узлов подключения нагрузки ВЛ низкого напряжения; Ptf - активная нагрузка i -го потребителя* - потеря напряжения от шин ТП до с -го потребителя; л V^. - превышение фактического отклонения напряжения над верхним допустимым пределом; Л/ - коэффициент.

При нарушении нижнего предела отклонения напряжения V~

Поэтому при оценке качеотва напряжения но данной методике для характеристики распределения мощности потребителей в сети попользуется значение их электричеокои удаленнооти & V_e от шин ТП. Распределение суммарной нагрузки ВЛ по электрической удаленности описывается полиномом третьей отепени

Р*= c_B + c₁&u*+ C_z (лU*)^Z+ С₃ (ли*)f    <³?)

А*

где С_р ,    ,    С₃ - коэффициенты; Р_л - относительная суммар

ная нагрузка ВЛ, расположенная а пределах относительной потери напряжения &V*. Зависимость (37) приводится к единичному интервалу по потере напряжения, до наиболее удаленного потребителя. Коэффициенты уравнения (37) определяются на стадии идентификации действующей ВЛ низкого напряжения.

15

2.14. Для оценки суш ар на* потерь мощности в линии электропередачи низкого напряжения в момент t используется соотношение

Фшк"«-Х (*.&)]

или

-| fa.t    ©в)

где ИГ коэффициент; I_aAt - ток головного участка ВЛ; Т_я(^ -активная составляющая тока нагрузки i '-го потребителя. После преобразований

h<^r-d *Ка>    1«>

t*T

ила

^ла^рп\ ^ (^а1ф *h    WI^

#    9

где I_g(i а1/₍. - относительные значения соответствующих пара-метров (I*_t » I_aii //_аН, 4^ = 4/4^_л^

В выражении (41) значения и 4^* известна по результатам текущих измерений сумма - характеризует относительные потери мощности C_&pt а линии. Коэффициент относительных потерь мощности    определяется    на этапе идентификации дей»

отвующей М низкого напряжения.

3. ИДЗНТШКАШШ линий электропередачи низкого напряжения

3.1.    Под идентификацией объекта понимается построение математический модели, отражающей -связи между выходными и входными переменными объекта и позволяющей определять о заданной точностью выходные переменные объекта по входным переменным,

3.2.    Ра пеняв задачи идентификации связано с получением данных о входных и выходных переменных ооьекта, охватывающих весь диапазон изменений входных переменных. Измерения да входе и выходе производятся синхронно в условиях нормального функция-

1%

онирования объекта. Идентификация ВЛ низкого напряжения предусматривает проведение исследований режимов действующей ВЛ 0,38 кВ методом пассивного эксперимента о полним контролем режимных параметров по следующему алгоритму.

3.3. Установка КВ системы КС-10 в узлах ВЛ 0,38 кВ и на трансформаторной подстанции. Схема расстановки КП должна обео-печиватв контроль полные токов нагрузок потребителей и головного участка ВЛ, коэффициентов мощности нагрузок потребителей и нагрузки головного участка ВЛ, напряжений в узлах подключения нагрузок потребителей и на пинах ТЦ. Под узлом подключения потребителей в данном случае понимается точка присоединения трехфазного ввода потребителя иля точка разделения трехфазной сети на участки с неполнофазным исполнением.

З_т4. Указанные вп.2.^ параметры фиксируются на родучасовах интервалах в течение 2 сут. (п=98).

3.5. Анализируется электрическая удаленность нагрузочных узлов по зонам суток (дневной, вечерней) и выделяются узды, имеющие максимальную удаленность, При количестве выделенных узлов более одного пп.3.6-3.12 выполняются по каждому из выделенных узлов.

3.8. Па основе накопленных данных по методу найме выл их квадратов (МВК) подбираются коэффициенты 4₉ , линейного уравнения

^Рикртт ~^нкг/fit' ^РнкРТПЬ ^Рнктпи*    ^

4,1.8. Дискретные оценки качества напряжения (52)-(57) накапливаются и суммируются на заданном интервале наблюдений (мв-ояц, квартал, год).

4.2. Оценка потерь мощности в распределительной сети.

4.2.1.    Потери мощности в элементах сети напряжением 10 кВ, трансформаторах ТП и КБ оцениваются по описанным параметрам модели '{Н- H_<t Н_г, Ну, H/f ) И текущим значениям режимных параметров (активных И реактивных токов и напряжений).

4.2.2.    Потери мощноотя в ВЯ низкого напряжения оцениваются

по текущим значениям тока 1^, потерям напряжения    ^и

значению относительных потерь мощности С_лр^ , определенных на этапе идентификации ВЯ

^аРН ~ ^K1Mft ^&Uonft ^СаР+ *    ⁽⁵⁸^

4.2.3. Оценка потерь мощности в сети низкого напряжения одной ТП

(59)

4.3. Общий показатель качества текущего режима F(X) в момент времени Ь определяется по выражению

+J? ^n>_m    ^* Р~). m

Примечание. В выражении (60) индеко t опущен.

5. АЛГОРИТМ ВЫБОРА УПРАВЛЯЮЩИХ ВОЗДЕЙСТВИИ НА РЕЖИМ НАПРЯЖЕНИЯ РАСПРЕДЕЛИТЕЛЬНОЙ СЕТИ

6.1.    Специфика оредотв регулирования режимов сельских распределительных сетей обусловливает дискретность управления, а область регулирования определяется графом переключений регулирующих устройств (т_х .

5.2.    Возможности реализации управляющих воздействий по отдельным компонентам вектора X^(X_t, Х_г, Х₃) неодинаковы. Управ-

ленив по Xj z Х₃ выполняется в автоматическом режиме о передачей оигиала управления соответствующим пополнительным устройствам по каналу ТУ.

5.3.    Для реализация управляющих воздействий по X_z требуется значительный период времени, к тому же необходимость изменения надбавок трансформаторов ТП возникает в течение года лишь кеоколько раз, в овязи с сезонными колебаниями нагрузки. Поэтому при автоматическом управлении оптимизация режима и выбор управляющих воздействий производятся при уоловии X_z ~ canat.

5.4.    В атом случае количество возможных сочетаний положений переключателей регулирующих уотройотв соотавит

(61)

где - количество отупенвй уотройотва РПН трансформатора РТП; к_кв^ - количество отупеней £-й конденсаторной установки, а количество исоледувмых вариантой ооотавит С_не - С ** /.

5.5.    При выборе текущих управляющих воздействий исоледуется не веоь граф G_x , а ограниченная часть - подграф &_хпС£_ж • ^так как сиотема постоянно контролирует параметры режима и реализует Соответствующие управляющие воздействия, и параметры режима близки К оптимальным, соответствующим текущему техническому состоянию сети.

5.6.    Оптимизация текущего режима заключается в выборе таких элементов &_лп , при которых.

т)<= пнп (р₄ *р_г *p₃+p^p_f*p₆+p_f+pg +Рэ+Р<₀),    (62)

Где p₁-p_s - составляющие, рассчитанные по модели СЭСР: p_f -потери мощности в трансформаторе РТП; р_г - потери в ВЛ среднего напряжения; р^ - потери в трансформаторах ТП; Р$ - потери в средствах компенсации реактивной мощности; р_т - потери в ВЛ низкого напряжения; р_е -р_4д - штраф за низкое качество напряжения (превышение пределов отклонения в сети низкого напряжения: верхнего нормально допустимого - р_е ; шине го нормально допустимого - Ру. ; верхнего максимально допустимого - р_а ; нижнего максимально допустимого - р ; превышение верхнего допустимого предела установленного ответвления трансформатора ТП - р_94д ).

19

5.7. Подграф управляющих воздействий формируется на основе анализа текущего режима сети, в результате которого определяются общий показатель качеотва режима и направление поиска управляющих воздействий. Анализ выполняется по следующему алгоритму. Анализируются значения Составляющих,характеризующих качество напряжения.

5.7.1. Если

(p_g>0) и(р„>0)    ^

(наличие нагрузочных узлов о отклонениями напряжения выше максимально допустимого верхнего предела или трансформаторов о превышением верхнего допустимого предела), режим считается аварийным по верхнему пределу, и система переходит к выработке управляющих воздействий, обеспечивающих снижение напряжения до нормально допустимых пределов.

5.7.2. Если

(p_s=0)t~l (pg = D)n(р_<0 ~0)П(р₆ >0) Г) (p₉ - 0)    (64)

(наличие нагрузочных узлов с отклонениями напряжения выше нормально допустимых), режим считается ненормальным по верхнему пределу, и система переходит к поиску управляющих воздействий, обеспечивающих минимум критерия (62).

5.7.3. Воли

[(p_s>0)u(p_f >0)]п(pg-o)П(р₄₀-О)г (р_е = 0),    (55)

(наличие нагрузочных узлов о отклонениями напряжения за нижние нормально или максимально допустимые пределы), режим считается ненормальным по нижнему пределу, и сиотема переходит к поиску управляющих воздействий, обеспечивающих минимум критерия (62).

5.7.4. Если

(p_t*0)n(p„ = 0)n(p₆>0)nl<p₉>0)U(p₃    (66)

сравниваются о оставляющие р_£ и р₉ , или р₆ и р_а . Если

⁽⁶

режим считается ненормальным цо нижнему пределу отклонения напряжения. Воли

20

ВВЕДЕНИЕ

Сельские распределительные сети среднего к низкого напряжения постоянно развиваются. Это обусловлено непрерывным увеличением нагрузок существующих и появлением новых потребителей. Темпы роста потребления электроэнергии оельоким хозяйством в I98I-I987 годах составили 5,4#, что выше, чем в промышленности (3#) за тот не период. Действующие, вновь сооружаемые и расширяемые сельскохозяйственные объекты, расположенные в зоне централизованного электроснабжения, присоединяются к сетям государственных энергооиотем и обеспечиваются электроэнергией практически без ограничений. Протяженность сельских линий электропередачи ОШ в настоящее время превышает 4 млн.км, из них свыше 90# приходится на линии 0,38-20 кВ. Вместе о ростом нагрузок и развитием распределительных оетей изменяются их технико-экономические показатели, отмечается увеличение потерь электроэнергии, ухудшение качества напряжения. Основные специфические особенности, приоущие оельоким электросетям, заключаются в сравнительно большой длине линий и малых сечениях проводов. Большие радиусы и быотрое увеличение потерь напряжения по мере роота нагрузок обусловливают трудности в обеспечении нормального качеотва напряжения у потребителей.

Возможный путь обеспечения допустимых уровней напряжения у потребителей - реконструкция сетей, предусматривающая замену проводов на участках линий электропередачи, перевод сетя на большее напряжение, разукрупнение подстанций и сокращение радиусов распределительных линий в результате строительства дополнительных подстанций и др. Очевидно, что макоимум эффективности мероприятий по развитию сетей наблюдался бы при постоянном повышении их пропускной способности по мере изменения на-

(р_ф*Р₉)и{р₆*Р_г),

режим считается ненормальным по верхнему пределу,

5,6. Алгоритм поиска оптимального управления состоит из последовательности шагов, исследующих область вокруг базисной точки,

5.8.1.    Координатами б аз ионой точки являются текущие положения переключателей регулирующих устройотв    ,    а    значение

шага одинаково для всех управляющих переменных и равно I.

5.8.2.    Каждая входная управляющая переменная изменяетоя по очереди на один пат. Бели это не приводит к резкому увеличению функции (62), то для данной переменной фиксируется новое значение,

5.8.3.    Резкое возрастание функции обусловлено гоставля-ющими p_g , каждая из которых может принимать только два значения

5.8.4.    Каждому промежуточному т-у шагу соответствует промежуточное значение функции (62), которое сравнивается со значением функции в базисной точка. Если промежуточное значение Р(х)_т^ < Р(Х)р х то координаты новой базисной точки равны значениям управляющих переменных на /я-м шаге.

5.8.5.    Пошаговая процедура повторяется до момента, когда ни по одной переменной не может быть выполнен очередной шаг из-за резкого возрастания функции (62), или когда управляющие переменные принимают свои крайние значения (x_Jmin , ^_irnox).

5.8.8. Элементы вектора управляющих переменных, соответствующие точке, для которой зафиксировано наименьшее значение показателя качества режима, сравниваются с элементами вектора X текущего режима я формируется выходной сигнал управления.

21

грузок с использованием наиболее экономичных мероприятий, проводимых в оптимальные сроки. Как известно, для осуществления такой оптимальной стратегии развития сетей нельзя ограничиваться периодическим выполнением радикальных мероприятий, обеспечивающих достаточный запао пропускной способности на большой отрезок времени. Этот путь требует крупных единовременных аатрат и неизбежно приводит к замораживанию капитальных вложений. Следует также учитывать, что реконструкция в принципе не монет быть осуществлена в короткие сроки. Кроме того, ее проведение не воегда возможно из-за ограниченности в материальных ресурсах, Основной эффект от проведения реконструктивных мероприятий выражается в снижении потерь электроэнергия.

Поэтому для обеспечения нормированных ГОСТ отклонений напряжения на зажимах электроприемников необходимо в первую очередь максимально использовать имеющиеся в сетях средотва регулирования напряжения, что не требует (или требует незначительных) капитальных вложений. Сельские распределительные оети располагают такими средствами регулирования, как трансформаторы напряжением 36/10 и 110/10 кВ о устройством регулирования напряжения под нагрузкой (РИН), устройства продольной и поперечной емкостной компенсации, линейные регуляторы И др.

Регулирование напряжения централизованное, осуществляемое дискретно трансформаторами о РПН, Трансформаторы (отечественного Производства) выпускаются оо ступенями регулирования л1/_стя з (1,25-1,5)2, Числом ступеней + (6-8) и автоматическими устройствами (АРНТ), воздействующими на РПН. В устройстве АРНГ предусмотрена возможность введения внешнего сигнала управления, контроля, сигнализации и блокировки при неисправности тракта регулирования л электроприводов РПН. Мероприятием, направлениям на улучшение режима напряжения, является- переключение регулировочных ответвлений потребительских трансформаторов. Трансформаторы 6-10/0,4 кВ выполняются 0 конструктивной надбавкой +52 и сиаб.*ены встроенным ступенчатым регулятором напряжения, осуществляющим переключение ответвлений обмоток без возбуждения (ПНВ). Регулятор имеет пять положений со ступенями +2,52.

При интенсивном развитии систем сельского электроснабжения, качественном изменении нагрузок и росте их количественных показателей повышаются требования к управлению режимами сельских распределительных сетей. Под термином "управление режиыа-

ми^и в энергетике понимают функции планирования, оперативного управления и ретроспективного анализа, осуществляемые в пределах различных временных отрезков л иерархических уровней. Современные системы электроснабжения (СЭС) как совокупность электрических сетей разных классов напряжения л потребителей представляют собой целостный комплекс взаимосвязанных элементов, обладающий определенной структурой, закономерностями взаимодействия элементов и взаимозависимостью задач управления. Анализ

а оценка процесса функционирования СЭС и последующее принятие решения связаны с получением, хранением и переработкой больших объемов информации.

Однако в настоящее время возникла ситуация* когда удовлетворение все возрастающих требований к качеству и надежности электроснабжения, рациональному использованию топливно-энергетических и Материальных ресурсов встречает значительные трудности из-за отсутствия достоверной информации о режимах сельских электрических сетей среднего и низкого напряжения. Вследствие слабой оснащенности этих сетей средствами контроля недостаточно эффективно попользуются имеющиеся устройства регулирования, проектные решения принимаются в условиях существенной неопределенности*

Научно-технический прогресс в облаоти экономии электрической энергии, повышения ее качества, комплексного исследования режимов работы систем электроснабжения, создания средств и разработки методов управления режимами сельских распределительных оетей в первую очередь связан с широким использованием ЭВМ и микропроцессорной техники, В последнее время опубликовано много работ по совершенствованию управления режимами электрических оетей на основе автоматизированных систем, средств сбора, передачи и отображения информации на верхних уровнях иерархии энергосистем. Однако на уровне сельских распределительных оетей эти вопросы не получили должной проработки.

В данной работе рассмотрены вопросы, связанные с реализацией управления режимом напряжения сельских распределительных сетей автоматизированной сиотемой, осуществляющей непосредственный контроль за объектом управления.

5

I. ОБШИВ ПОЛОЖЕНИЯ МЕТОДИКИ УПРАВЛЕНИЯ ТЕКУЩИМ РЕЖИМОМ НАПРЯЖЕНИЯ В СЕЛЬСКИХ РАСПРЕДЕЛИТЕЛЬНЫХ СЕТЯХ 0,38*10 кВ

I.I, Методика рекшевдуетоя к применению при эксплуатации вельских распределительных сетей 0,38*10 кВ и предназначена для контроля и управления режимом напряжения автоматизированной системой, реализованной на daae KG-J0,

Методика включает следующие основные этапы; на первом -осуществляется описание модели сети 10 кВ и идентификация моде* лей» описывающих характер распределения нагрузки в линиях 0,38 кВ, на втором - выбранные модели используются для опенки качества напряжения и потерь энергии по текущим контролируемым параметрам, на третьем - производится выбор и реализация управляющих воздействий, на четвертом * предусматривается периодический контроль соответствия используемых моделей условиям функционирования системы электроснабжения сельского района (ОЭСР),

В данном случае под СЭСР понимаютоя линии электропередачи и трансформаторные подстанции (Ш), передающие электрячеовую энергию от районкой трансформаторной подстанция (РТП) напряжением 35-И0/8-Ю кВ до элекгроприемников сельскохозяйственного района,

Цель данной методики - снижение уровня потерь электроэнергий и повышение качества напряжения бее дополнительных капитальных вложений в результате максимального использования средств регулирования режимов, имеющихся в распределительной сети.

1.2. Качество напряжения характеризуется объемом электроэнергии, отпущенной потребителям при отклонениях, выходящих еа пределы, допустимые ГОСТ 13109*87. Выбор критерия основан на двух положениях; первое - электроэнергия, поставляемая энврго-снабжавде организацией как товар, считаетоя качественной, воли соблюдаются требования указанного стандарта, второе - экономическая ответственность энвргооиабжаююей организации в случае отпуска электроэнергий низкого качества пропорциональна общему такой энергии [I]. Убранный критерий учитывает уровень напряжения на выводах потребителей, а также их весовую характеристику в системе электроснабжения - объем потреоленнои электроэнер

гии.

потери энергии в трансформаторе £-& ТП; <4    потери    энер

гии в if-& конденсаторной установке, подключенной к шинам ТП;

потери энергии в /-й ВЛ напряжением 0,38 кВ, отходящей от I-й ТП; - количество ВЛ напряжением 10 кВ; П-q, - количество конденсаторных установок.

Т.7. Соотношение между потерями электрической энергии в электрических сетях и показателем качества напряжения в ОЭСР устанавливается о учетом скидки с тарифа за низкое качество электроэнергии. В этом олучае разница между объемом отпущенной потребителю W_orn и объемом оплаченной потребителем W_m электроэнергии (без учета коммерческих потерь) составляет "формальные потери"

A W ^к W    ~~ IV .    /к    \

**ртп    рал*    ¹⁰    J

Скидка В с тарифа составляет 25% стоимости некачественно# энергии [i].

1.8.    Общий показатель качества режима распределительной сети за период времени T(t_{0 t} t_n) определяется как сумма

** Мшр + WKk*    ^(б)

1.9.    Задача управления текущим режимом напряжения на интервале T(t_pii_n) заключается в выборе таких воздействий, при которых обеспечивается минимум показателя (6), при данном техническом состоянии сети и имеющихся средствах регулирования,

На интервале Т оценка режима и выбор управляющих бездействий осуществляются /I раз на дискретных интервалах &tzT/j! и минимум критерия р обеспечивается минимальными значениями F(X) на каждом шаге At

*(*) = Р_ВА + Р_тп +^F„+r_m-*    ,    V>

где Кjл • *\п ⁹ ^аб⁹ - показатели текущего режима на интервале At ; Xj(j= - управляющие воздействия: изменаиие ступени РИН; изменение надбавки трансформаторов ТП; изменение отепени компенсации реактивной мощности (регулируемые конденсаторные батареи, установленные на ТП). В этом случав F(X_t t) соответствует оптимальной траектории управления, так как при существовании

8

оптимальной траектории (или участка траектории), отличной от сформированной, значения функции F должны быть меньшими, чем полученные но интервалах &i , что 'невозможно при одном и том же составе оборудовании. Таким образом, значение (функции F на каждом шаге управления представляет собой сумму прямых &Р и формальных лР_нк потерь мощности.

1.10. Ооновой информационного обеспечения автоматизированного управления режимом распределительной оети является комплексная система КС-10, обеспечивающая контроль текущих параметров режима и передачу режимной информации о контролируемых пунктов, установленных в сети,на диспетчерский пункт и передачу команд в обратном направлении.

2. МОДЕЛЬ ОБЪЕКТА УПРАВЛЕНИЯ

2.1.    Математическая модель объекта управления представляет собой набор описаний множаотва элементов я их взаимосвязей, слотам ограничений* описаний целевой функции и алгоритмов определения количественных характеристик функционирования объекта.

2.2.    Для построения математической модели распределительной сети СЭСР разбивается на подоиотемы, соответствующие отрук-турным элементам объекта управления: 3^ - трансформатор РПТ напряжением II0-35/6-I0 кВ о устройством ШН, расположенный в центре питания оети; 6_t - линии электропередачи рарпрадали-тельвой сети среднего напряжения; 3* - понижающие трансформаторные подстанции 6-10/0,4 кВ о устройствами ПЕВ; \ - средства компенсации реактивной мощности, установленные на низкой ото-роне ТП б-10/0,4 кВ; S_s - линии электропередачи распределительной оети низкого напряжения; - подсистема, отражающая статические характеристики нагрузочных узлов СЭСР (под нагрузочным узлом понимаются шины низкого напряжения ТП).

2.3.    Входные управляющие воздействия описываютоя вектором независимых переменных:

х„х_а)> _    т

€ X ^    , 9 — У'_f п. ) i    (10)

•** ^eXi > (^ЛЛ *' ^Ktp ^C = ^*7» J =    (П)

9

X_SG X_3> (jc₃ : К^ ; § ~ ⁿy * £ "

где /у - регулирование РПН трансформатора РТП; Х_г - регулирование ДБВ трансформаторов 6-10/0,4 кВ; Х₃ - регулирование конденсаторных батарей, установленных на ТП; Xp - 'Р-Й номер регулировочной отупени РПН, К^ - /-й номер ответвления ПБВ I -Й трансформаторной подстанции; - ^-й номер регулировочной отупени ф -й конденсаторной установки.

2.4. Внутренние параметры системы характеризуют охему сое

динений распределительной сети и параметры ее элементов:

Нг,,»₃,    (13)

(4^: ъ_г0, Xjy ₉ D_{r0 7}    ⁹    ^тт

4, «4, (h_zn_Al,x_M,    г* й_е)„    СХ5)

*з^еН3> (*3 ■* *П > ■*>« » ®Tt * **Tt ’    •    ⁿj)*

^вП’П?.)’    («)

> (t_s • V_fi , V„, C_mf., Cj_mf£l C_Amft, C_}mf(> w- ⁿm,

С»)

где A|y - характеризует параметры трансформатора РТП (активное и реактивное сопротивление обмоток - г_то ,    ;    активную и ре

активную составляющие потерь холостого хода при номинальном напряжении - D_w ,Ш_Г0 ; значение ступени РПН - Е_то ; количество ступеней РПН - п₉ ); H_z - параметры участков ВЙ 6-10 кВ (активнее и реактивное сопротивления - %_Ag , х^ ); Н₃ - характеризует соответствующие параметры трансформаторов ТП; - мощность ступени ( Qgn ) ф -й конденсаторной установки и коэффициент потерь активной мощности (    );    У₅    -    характеризует раопре-

цедение нагрузки ВЛ низкого напряжения по степени электрической удаленности от шин ТП ( C_cm ,    ,    C_lm    ,    C_Sm - коэффициенты мо

дели /-й Р напряжением 0,38 кВ, отходящей от L -Й ТП) и допустимые пределы отклонений напряжения, Kg - активная и реактивная (Kgut, K_put) составляющие регулирующего эффекта нагрузки i -й ТП.

2.5. Неуправляемые независимые переменные модели ОЭСР

*-(*<>*„ *₃)>