Reactive power compensation in distribution networks of mining enterprises
Автор: Plashchanskiy Leonid A., Kholmogorov M.M.
Журнал: Горные науки и технологии @gornye-nauki-tekhnologii
Рубрика: Энергетика, автоматизация и энергоэффективность
Статья в выпуске: 1, 2016 года.
Бесплатный доступ
Large electricity consumers - mining companies - along with active power consumed reactive power, creating network flows. The issues of compensation of reactive power and rational placing of the compensating devices are becoming highly relevant in the light of energy saving policies. Compensation is particularly important when optimization of voltage and power consumption in order to reduce active losses and improve power quality. Effective action for reduction of losses in electric networks is installation of devices of reactive power compensation (RPC). In the analysis of methods of calculation of optimal power compensating devices, and location were taken into account the specificity of mining enterprises, namely the separation of electrical networks underground and surface. The objective function formulated on the basis of annual reduced costs and identified system limitation, when considered in the objective function. The analysis of the objective function showed that it separaely and the problem can be solved by methods of discrete programming.
Mining enterprise, reactive power compensation, objective function, constraints, cost function, minimization, discrete programming equivalent feature
Короткий адрес: https://sciup.org/140215855
IDR: 140215855 | DOI: 10.17073/2500-0632-2016-1-20-23
Текст научной статьи Reactive power compensation in distribution networks of mining enterprises
Горные предприятия, в особенности горнообогатительные комбинаты, характеризуются большой установленной мощностью потребителей, сложной и разветвленной структурой электрических сетей, характерным режимом работы, а также некоторыми специфическими особенностями взаимодействия с энергосистемами. В связи с этим вопросы КРМ и определение рационального местоположения компенсирующих устройств для таких предприятий приобретает весьма актуальное значение в свете энергосберегающей политики. Особенно важна компенсация при оптимизации режимов напряжения и электропотребления в целях снижения активных потерь и повышения качества электроэнергии. Эффективным мероприятием по снижению потерь в электрических сетях является установка в них устройств КРМ [1]. При переходе на энергосберегающий путь развития и с учетом роста цен на электроэнергию данная проблема приобретает еще большую актуальность.
Анализ существующих методов расчета оптимальной мощности и определение местоположения компенсирующих устройств показали, что наиболее приемлемым для горных предприятий является метод дискретного программирования (ДП) решения задачи оптимальной компенсации реактивной нагрузки (КРН), позволяющий построить модель КРН с учетом специфики электрических сетей горных предприятий (разделение на подземные и поверхностные сети), а также получить простые и эффективные алгоритмы решения задачи [2, 4].
Номинальную мощность компенсирующих устройств QH (для сетей напряжением до и выше 1 кВ) и реактивную мощность, генерируемую синхронными электродвигателями (СД), можно определить целевой функцией на основе минимума приведенных затрат: N
З = £З ki Q ki + Зэ (1)
где Зи Qki - капитальные затраты, связанные с установкой конденсаторной установки (КУ) мощностью Qki; N -количество компенсирующих устройств (СД и КУ); Зэ- функция затрат на компенсацию реактивной мощности.
Функцию затрат Зэ удобно представить в виде
Зэ=сЛРМ,= ^| |Q-Qk№~Q-ll где c - удельная стоимость потерь мощности и энергии, приведенная к стоимости потерь активной мощности; PPM - потери активной мощности; U - напряжение сети; Q - вектор расчетных максимальных реактивных нагрузок узлов сети; Qk - вектор мощностей компенсирующих устройств; R - матрица узловых активных сопротивлений сети напряжением 6–10 кВ относительно главной понизительной подстанции (ГПП).
Целевая функция (1) рассматривается при ограничениях:
N
У,Q«=Q k , Q k......i^ Q^Q k i = 1,2,...,N
Q k^ Q kn i = 1,2,..., n ,
Функцию затрат на компенсирующие устройства Зki Qki целесообразно, в силу специфики подземных и поверхностных сетей, представить отдельно для сетей напряжением до и выше 1 кВ:
-
• i -й нагрузочный узел напряжением до
1 кВ:
-
3 ki Q ki ee |^3 НКБ Q ki + 3 ТП , Q ki ] + C oPн Q ki
-
• i -й нагрузочный узел напряжением 610 кВ:
3ki Qki = e3ВКБ Qki + СоРвQki, где e - ежегодные отчисления от капитальных затрат, включая нормативный коэффициент; 3НКБ Qfa - затраты на низковольтные батареи; 3ТП( Qki - снижение затрат на i -ю трансформаторную подстанцию (ТП) при установке КУ напряжением до 1 кВ мощностью Q^;; 3ВКБ Qki - затраты на высоковольтные батареи; рн,рв - удельные потери активной мощности в КУ напряжением до и выше 1 кВ.
Стоимость КУ напряжением до и выше 1 кВ определяется выражением:
A i
3 кб , Q ki а ЛК ОлУДК 0 ,+k уд Qk, , j 1
где 3КБ/ - затраты на конденсаторную батарею; 4, Бу - число секций ТП и число КУ в секции; K (., KOi - стоимость коммутирующего и регулирующего оборудования соответственно для одной секции и одной КУ; k - удельная стоимость КУ.
Для горных предприятий характерно питание технологических участков по одно - и двухтрансформаторной схеме в зависимости от категории надежности электропотребителей. Поэтому при установке КУ на стороне низшего напряжения распределительных трансформаторов возможно снижение мощности ТП (но не их количества) на ступень стандартных мощностей. Тогда
ЗТП S ном ЗТП S ном ,при Qkm Qk
0 при Q k Q km ,
ЗТП Qk
где S'H0Mi - номинальная мощность ТП Sном, на ступень ниже установленной мощности i -й
ТП S . ; Зтп S ■ , 3_ 5" . — стоимость ном , ; ТП ном , , ТП ном
ТП соответственно мощностью S и S . ном ном
Максимальную и минимальную мощности КУ, в пределах которых возможно снижение установленной мощности ТП, можно определить по формулам:
Q k min

- P 2;
Q k max
Q S ном 2 P 2.
Функция затрат 3ki Qki для группы однотипных СД определяется выражением
З k Q k eKpm

где K - стоимость регулятора возбуждения СД; m = N-n - количество СД в группе; Д,t,
Д21. - постоянные величины, определяемые номинальными параметрами двигателя [3].
Потери активной мощности можно представить в виде
N 1
PМP0 aiQk2i biQki где
N 1 N
+ 772“ S Qki a kj b ij , (2)
U i 1 ji 1
PP0 = 1-Q QRQ; a и b - коэффициенты, связанные с установкой и монтажем КУ :
a iU 1 2 R i ;
bi 2 QRi при i 1,2,..., N ;
R 1 i

– i -й столбец матрицы N .
R Ni
Если i -ю квадратичную функцию, стоящую в скобках, отнести к затратам на КУ в i -м нагрузочном узле Зki Qki , то функцию затрат З можно представить выражением
N 2 c N 1 N
З c 0 P 0+z З i Qki + 2 c 20 ■I Q ki I QkjRij , (3)
i 1 U i 1 j =z +1
где З Q З Q+ 2
д iki kiki 0iki0iki функция затрат i -го нагрузочного узла или затраты, связанные с размещением в i -м узле КУ мощностью Q .
Анализ целевой функции (2) показывает, что при R 0 для всех i1,2,...,N1 и ji+ 1,i + 2,..., N она сепарабельна
(separability of funkcion), т.е.
NN
З c 0 P 0 +zЗ i Qki при X Q ki Q k , (4)
i 1 i 1
и задачу без затруднений можно решить методами дискретного программирования (ДП) [5, 6].
Однако условию R 0 удовлетворяют только радиальные сети, что ограничивает возможность применения алгоритмов ДП для произвольной разомкнутой сети в его классической постановке.
Несепарабельность целевой функции КРН преодолевается путем многократного уточнения режима электропотребления в сети в ходе расчета и определения дополнительных потерь мощности на общих ветвях схемы от двух переменных нагрузок. Вместе с тем многократного уточнения режимов можно избежать, приведя целевую функцию (4) к детерминированному виду.
Принимая нумерацию узлов упорядоченной с конца магистрали и учитывая свойства матрицы узловых сопротивлений, получаем последнее слагаемое целевой функции (3) в виде
N 1 N
2 c 20 Qki QkjRij 2 c 20 Qk 1 Qk 2 R 2+ Q k 1 + Qk 2 Qk 3 R 3 + ..
U i 1 ji 1 U
i 1 ji +1
где R 2 R 12 , R 3 R 13 R 23
R N R 1 N R 2 N R N 1, N .
Обозначим суммарную мощность КУ, расположенных в i -м нагрузочном узле через
z
Qi Q после соответствующей замены j1
выражение (3) примет вид
N
ЗЗ i Q k 1
i 1
Qk 1
2 Qk Qki
Для удобства вычислительной процедуры выражение (5) с учетом, что Qki QiQi 1 , удобнее представить в виде
N
ЗЗ i Q k i Q k i 1
i 1
2 c
+ 2 c 20 R 1 Q k i 1 Qk i Qk i 1
при ограничениях:
Qk0 0, QkN Qk , i1 i1 i1
Q k min Q k Q k max ,
Qk min Qi k min k k max .
Вычислительная процедура сводится к отысканию абсолютного минимума З* по переменным Qi , Q j при фиксированных значениях других переменных множества
Q Qi , Q j , от которых зависит функция З .
Выбрав значение QN 1 суммарной мощностью N 1 КУ и зафиксировав его, минимизируют по всем остальным переменным Qk 1 , Qk 2 , QkN 2 .
После выполнения всех вычислительных процедур минимум функции может быть представлен в виде
* NN 1 2 c 0 N 1 N N 1
З min З N Qk Qk 2 RN Qk Qk Qk
Э N 1
ЗN1 Qk, где QN 1 может принимать дискретные значения от QkNmi1n до QkNma1x, а
N 1
З Э N 1 Qk N 1 З i Qk i Qk i 1 + 2 c 2 0 R i Q k i 1 Q k i Q k i 1
i 1 U
Эквивалентной данная функция может быть определена в зависимости от Q Э :
З Э N 1 Q k Э min З N 1 Q k Э Q kN 2
2 c 20 R N 1 Q k N 2 Q k Э Q k N 2
N 2
З i Qki Qki 1 2 c 20 RiQki 1 Qki Qki 1
-
i 1 U
Аналогичным образом получают функцию ЗЭQN 2 и т.д. Этот процесс продолжается до тех пор, пока на последнем шаге не приходят к выражению
З1Э QkЭ З1Qk1 , где Qk1min QkЭ Qk1 Qk1max ; З1 Qk1 – функция затрат 1-го нагрузочного узла.
Минимизация выполняется для каждого фиксированного значения QЭ из интервала Qkimin;Qkimax перебором значений мощностей Qi 1 , для которых выполняется условие Qkim1in Qki 1 Qkim1ax. Переменные Qki 1 принимают дискретные значения с наперед заданным шагом квантования h .
Эквивалентная характеристика затрат ЗЭQЭ определяет минимум затрат в магистральной электрической сети при оптимальном размещении источников реактивной мощности в i -х нагрузочных узлах суммарной мощностью QЭ .
Процесс построения эквивалентной характеристики З Э Q Э означает замену i -х нагрузочных узлов с источником реактивной мощности (ИРМ) в каждом мощностью Qi 1 эквивалентным нагрузочным узлом с ИРМ
i мощностью QЭ Qi Q , функция затрат j1
которого определяется эквивалентной характеристикой З Э Q Э .
Расчет проводится от конца магистрали ( i = 1, 2, 3,..., N ) и продолжается до тех пор, пока все нагрузочные узлы магистральной линии не эквивалентируются в один нагрузочный узел и не будет определен оптимум затрат ЗЭ Q З*.
Вывод. Предложен подход к определению рационального местоположения компенсирующих устройств в распределительных сетях горных предприятий методом дискретного программирования. Этот метод позволяет найти оптимальный вариант решения задачи при наложении на целевую функцию определенных ограничений и правил.
Библиографический список 1. Железко Ю.С. Выбор мероприятий по снижению потерь электроэнергии в электрических сетях: Руководство для практических расчетов. – М.: Энергоатомиздат, 1989. - 176 с.
-
2. Кротов В.Ф. Основы теории оптимального управления. - М.: Высш. шк., 1990. - 432 с.
-
3. Плащанский Л.А. Основы электроснабжения горных предприятий. Учебник для высших учебных заведений. - М.: Изд-во МГГУ, 2006. - 499 с.
-
4. Kirchmayer L.K. Economie Operation of Power Systems. Jon Welley a Suns, 1958.
-
5. Акулич И.Л. Математическое программирование в примерах и задачах. Учебное пособие. – М.: Высш. шк., 1986. – 318 с.
-
6. Мину М. Математическое программирование. Теория и алгоритмы/перевод с французского /. – М.: Наука, 1990. – 488 с.