Ведение режимов сети может осуществляться диспетчером в соответствии с графиком регулирования устройств, составленным на основании предварительно проведенных прогнозных расчетов (управление в режиме «офф-лайн»), либо в темпе процесса («он-лайн») на основе данных, поступающих от системы ТИ. Управление в темпе 204 процесса намного эффективнее, так как используются фактические, а не прогнозные данные о режиме. Для реализации такого управления необходимо:
- периодически проводить оценку наблюдаемости сети (выявление зон, управление которыми возможно с помощью уже установленных средств ТИ) и определять оптимальные места установки дополнительных средств ТИ. Такая оценка осуществляется по специальным программам и представляет собой одноразовую операцию, на основании которой разрабатывается план оснащения сети средствами ТИ;
- рассчитывать режимы сети на основе данных ТИ с частотой поступления информации с помощью программы оценивания режима (в практике известны как программы оценивания состояния);
- использовать программу оперативного формирования наблюдаемой схемы сети, соответствующей функционирующим в данный момент средствам ТИ и находящимся в работе участкам сети (при выходе из строя датчика ТИ или выводе в ремонт оборудования программа должна формировать новую расчетную схему в соответствии с изменившейся зоной наблюдаемости);
- проводить на основе данных о фактическом режиме, полученном по программе оценивания состояния, расчеты оптимальных текущих режимов сети по коэффициентам трансформации и реактивной мощности источников и реализовывать такие режимы.
Для выявления целесообразных воздействий на режим необходимо провести исследование степени влияния на потери устройств регулирования и осуществлять оперативное управление устройствами, наиболее эффективно влияющими на потери.
Определение параметров оптимальных режимов и оценку эффективности (влияния на потери) перехода от существующих к оптимальным режимам осуществляют на основе расчета режимов по специальным оптимизационным программам. Оценку снижения потерь электроэнергии наиболее правильно проводить, рассчитывая оптимальные режимы на всех ступенях графика нагрузки. В оценочных расчетах часто используют снижение потерь мощности при оптимизации двух характерных режимов: максимальной δPмакс и минимальной δPмин нагрузок. Снижение потерь электроэнергии за расчетный период продолжительностью Т, ч, определяют по формуле
При наличии в сети трансформаторов без РПН (с ПБВ) необходимо определить их оптимальные коэффициенты трансформации. Для этого выполняют расчеты оптимальных режимов сети для часов максимальной и минимальной суточных нагрузок в предположении, что все трансформаторы имеют РПН. В период работы трансформатора с постоянным ответвлением входят различные характерные сутки, например, соответствующие рабочим и нерабочим дням.
Необходимо провести оптимизационные расчеты для часов максимальной и минимальной нагрузки каждых суток. Ответвление трансформатора без РПН, обеспечивающее минимальные потери электроэнергии за расчетный период, определяют по формуле
Для иллюстрации метода определим коэффициент трансформации трансформатора без РПН для зимнего периода работы энергосистемы продолжительностью 140 суток, в том числе 100 рабочих суток и 40 нерабочих суток. Результаты расчета оптимальных режимов максимальной и минимальной нагрузки каждых суток, проведенные в предположении, что данный трансформатор имеет РПН, и характеристики суточных графиков, приведены ниже:
Соотношение полученного значения коэффициента трансформации трансформатора без РПН с аналогичными значениями в четырех рассчитанных режимах, которые целесообразно было бы поддерживать, если бы трансформатор имел РПН, объяснимо.
Оно получилось наиболее близким к значению оптимального коэффициента трансформации для максимальной нагрузки рабочих суток, так как этот режим характеризуется наибольшими потерями и наибольшей продолжительностью, и несколько сдвинуто в большую 206 сторону в связи с учетом более высоких значений, оптимальных для других режимов (с меньшим весом потерь электроэнергии в них).
