; , (2)
где - потери полной мощности в распределительной сети k; - потери полной мощности в распределительной сети без источника РГ.
Напряжения. Еще одной выгодой, которую можно извлечь при помощи внедрения устройств РГ в сеть, является улучшение параметров напряжений в сети. Сформулируем данный критерий с точки зрения максимального отклонения значения напряжения от номинального [13]. Данный показатель также будет использован для определения наиболее перспективного узла для установки РГ.
, (3)
где - комплексное напряжение головной подстанции; - комплексное напряжение узла i распределительной сети k; NN - число узлов.
Допустимые токи по линиям. Ввиду того, что РГ располагается вблизи нагрузки, в некоторых участках линий ток может снижаться, разгружая линию электропередачи и увеличивая запас по пропускной способности. Приведенный ниже коэффициент позволяет оценить токи по линиям с учетом максимально допустимых токов проводников.
, (4)
где - ток участка m распределительной сети k; - допустимый ток участка m; NL - число участков сети.
Многокритериальный показатель. Для оценки работы распределительной сети по вышеприведенным критериям вводится многокритериальный показатель. Данная величина является безразмерной и учитывает все вышеприведенные технические и экономические критерии [14].
(5)
где .
Весовые коэффициенты введены для того, чтобы задать соответствующую значимость каждому критерию. В табл. 1 приведены возможные значения весовых коэффициентов.
Таблица 1
Весовые коэффициенты
|
0,40 |
0,30 |
0,05 |
0,2 |
0,05 |
Таким образом, многокритериальный показатель численно описывает влияние источника РГ с заданной мощностью в заданной точке подключения к сети на технические эксплуатационные характеристики системы, включая экономический показатель, представляющий собой инвестиционный капитал. Чем ближе значение многокритериального показателя к единице, тем больший положительный эффект достигается от внедрения источника РГ.
Пример. Для иллюстрации рассмотрим простейшую схему радиальной распределительной сети (рис. 2).
Р и с. 2 Схема сети
Номера и нагрузки узлов указаны на схеме. Напряжение базисного узла равно кВ. Для простоты решения сопротивления участков фидера приняты одинаковыми Ом.
Коэффициенты, отражающие влияние РГ на сеть, совместно с инвестиционной составляющей рассчитываются путем последовательного размещения во всех возможных узлах данной сети генерирующих агрегатов мощностью 300, 600 и 1200 кВт (коэффициент мощности генерирующих установок равен 1), что представляет собой 11,5, 23 и 46 % нагрузки фидера соответственно.
Удельная стоимость одного киловатта установленной мощности принимается равной для всех агрегатов, следовательно, инвестиционная составляющая будет рассчитываться исходя из отношения установленных мощностей источников РГ. Максимальный инвестиционный капитал эквивалентен стоимости источника РГ мощностью 1200 кВт.
Расчет проводится простым перебором возможных вариантов размещения источника РГ. Для расчета потокораспределения, потерь мощности, токов участков и узловых напряжений использовался программный пакет RASTR.
Базовый режим (без источника РГ) дал следующие результаты:
, МВт, МВар, кВ, А.
В процессе выполнения расчетов было отмечено, что эксплуатационные характеристики описанной системы улучшаются по мере приближения устройств РГ к концу фидерного присоединения: улучшаются параметры напряжения, снижается максимальный ток по участкам линии, снижаются потери как активной, так и реактивной мощности. Наилучшие с точки зрения значений многокритериального показателя варианты с источником РГ мощностью 300, 600 и 1200 кВт соответственно сведены в табл. 2.
Таблица 2
Результаты расчетов
|
, МВт |
Номер узла |
, МВт |
, МВАр |
, А |
, кВ |
||
|
300 |
4 |
0,077 |
0,025 |
141 |
9,6 |
0,5987 |
|
|
600 |
4 |
0,054 |
0,02 |
123 |
9,7 |
0,5708 |
|
|
1200 |
4 |
0,028 |
0,01 |
88 |
9,8 |
0,4733 |
Из таблицы видно, что наибольшее значение многокритериального показателя имеет вариант установки источника РГ мощностью 300 кВт. В первую очередь это объясняется тем, что инвестиционный критерий в общей сумме имеет самый значимый весовой коэффициент. Как уже упоминалось ранее, на практике весовые коэффициенты могут быть распределены иначе, а также могут быть введены другие критерии, что, вероятно, приведет к выбору другой альтернативы.
Выводы
1. Задача оптимизации выбора местоположения в СЭС и мощности устройств РГ очень важна, поскольку на стадии планирования и проектирования позволяет учесть многие технические и экономические параметры генерирующих агрегатов.
2. Данная задача имеет много общего с ее классической постановкой, касающейся оптимизации развития крупных электрических станций. Однако рыночная специфика отрасли, технические параметры новых устройств, а также социальные и географические факторы требуют учета новых оптимизационных критериев.
3. Задача оптимизации является многокритериальной и имеет большую размерность, что, прежде всего, обусловлено сложностью топологии существующих распределительных сетей. Очень важна как постановка оптимизационной задачи, так и алгоритм ее решения, который представляет собой смешанную задачу целочисленного программирования, где присутствуют как бинарные, так и непрерывные переменные. Таким образом, требуется усовершенствование существующих или разработка новых математических методов решения подобных задач.
Библиографический список
1. Аюев Б.И. Рынки электроэнергии и их реализация в ЕЭС России. Екатеринбург: УрО РАН, 2007. 107 с.
2. Moskovitz D. Profits and progress through distributed resources, The Regulatory Assistance Project, Tech. Rep., 2000.
3. Borbely A.M., Kreider J.F. Distributed Generation. New York: CRC Press, 2003.
4. Dondi P., Bayoumi D., Haederli C., Julian D., and Suter M. Network integration of distributed power generation, London, United kingdom, 2002, pp. 1-9.
5. Ackermann T., Andersson G., and Sder L. Distributed generation: a definition, Electric Power Systems Research, vol. 57, pp. 195-204, 2001.
6. Gellings C.W. The concept of demand-side management for electric utilities, Proc. IEEE, vol. 73, no. 10, pp. 146-1470, Oct. 1985.
7. Flynn B. What is the real potential of the Smart Grid? Automation 2007, The AMRA International Symposium, Reno, Nevada, September 30 - October 3, 2007.
8. Saifur R. Smart Grid Expectations, IEEE energy magazine, pp 34-79, September/October, 2009.
9. Lopes J.A.P., Hatziargyriou N., Mutale J., Djapic P., Jenkins N. Integrating distributed generation into electric power systems, a review of drivers, challenges and opportunities, Electric Power systems Research, vol. 77, issue 9, pp. 1189-1203, July 2007.
10. Арзамасцев Д.А., Липес А.В., Мызин А.Л. Модели оптимизации развития энергосистем: учеб. для энергетич. спец. вузов / Под ред. Д.А. Арзамасцева. М.: Высшая школа, 1987. 272 с.
11. Hoff T.E., Wenger H.J., and Farmer B.K. Distributed generation. An alternative to electric utility investments in system capacity, Energy Policy, 24, 2 (1996), 137-147.
12. Frase P. and Morita S. Distributed generation in liberalised electricity markets, International Energy Agency, 9, rue de la F.ed.eration. 75739 Paris, cedex 15, France, Tech. Rep., 2002.
13. Blazewicz. Reliability and distributed generation, Arthur D. Little, Inc., Tech. Rep., 2000.
14. Barker P. and R.W. de Mello. Determining the impact of distributed generation on power systems, in Proc. IEEE Power Eng.Soc.Summer Meeting, vol.3 Seattle, WA, Jul 16-20, 2000, pp. 1645-1656.