Комплексный учёт схемно-структурных и режимно-атмосферных факторов при расчёте потерь электроэнергии в распределительных сетях энергосистем

На правах рукописи

ТИМОФЕЕВ Геннадий Сергеевич КОМПЛЕКСНЫЙ УЧЁТ СХЕМНО-СТРУКТУРНЫХ И РЕЖИМНО-АТМОСФЕРНЫХ ФАКТОРОВ ПРИ РАСЧЁТЕ ПОТЕРЬ ЭЛЕКТРОЭНЕРГИИ В РАСПРЕДЕЛИТЕЛЬНЫХ СЕТЯХ ЭНЕРГОСИСТЕМ 05.14.02 – Электрические станции и электроэнергетические системы

АВТОРЕФЕРАТ

диссертации на соискание учёной степени кандидата технических наук

Красноярск 2011

Работа выполнена в ФГАОУ ВПО «Сибирский федеральный университет»

Научный консультант: кандидат технических наук, доцент Герасименко Алексей Алексеевич

Официальные оппоненты: доктор технических наук, профессор Бульбик Янис Иванович кандидат технических наук, профессор Кунгс Ян Александрович

Ведущая организация: Институт систем энергетики им. Л.А. Мелентьева (ИСЭМ) СО РАН, г. Иркутск

Защита состоится «30» марта 2011 года в 14 часов на заседании диссертаци онного совета ДМ 212.099.07 при ФГАОУ ВПО «Сибирский федеральный универ ситет» по адресу: г. Красноярск, ул. Ленина, д. 70, ауд. 204.

С диссертацией можно ознакомиться в библиотеке Сибирского федерально го университета по адресу: г. Красноярск, пр. Свободный, 79/10.

Автореферат разослан «26» февраля 2011 г.

Учёный секретарь диссертационного совета канд. техн. наук, доцент Т. М. Чупак

ОБЩАЯ ХАРАКТЕРИСТИКА РАБОТЫ

Актуальность работы. Развитие методов расчёта, оценки и планирования потерь электрической энергии (ЭЭ) имеет достаточно продолжительную историю и не прекращается в настоящее время. Научный и практический интерес к работам в данном направлении связан, прежде всего с тем, что потери ЭЭ являются не только важным обобщающим (интегральным) показателем эффективности функциониро вании электрических сетей, но играют существенную роль в планировании балан сов ЭЭ, определении её нормативной величины, обосновании и установлении ре гиональных тарифов на ЭЭ и, соответственно, через тарифы – в формировании бюджетов различных уровней. Таким образом, необходимо знать ожидаемый уро вень потерь ЭЭ, решать задачу повышения точности их расчёта и планирования.

Проблема повышения точности и достоверности расчётов потерь электро энергии, доверия к результатам анализа режимов в распределительных сетях 6 35кВ весьма актуальна в настоящее время по нескольким причинам:

- распределительные сети, эксплуатируемые преимущественно по разомкнутым схемам – это самые массовые электрические сети и концентрируют в себе около 78% общей величины технических потерь ЭЭ, в том числе в сети 110–220кВ – 28%, сети 35кВ – 16%, и сети 0,38–10кВ – 34%;

- переход электроэнергетики страны к рыночным отношениям усилил заинтересо ванность сетевых компаний в объективном определении технических и коммер ческих потерь электроэнергии и их снижении;

- нормирование потерь электроэнергии, осуществляемое государственными орга нами, основано на расчётном способе определения технических потерь электро энергии;

эффективность нормирования зависит от точности расчёта технических потерь;

- развитие современных информационных технологий позволяет использовать для расчётов дополнительную информацию, которая ранее была недоступна.

Существенный вклад в исследования и разработку методов, алгоритмов расчё та, оценки потерь электроэнергии в системах её распределения внесли коллективы ВНИИЭ, ВГПИ и НИИ «Энергосетьпроект», ВПО «Союзтехэнерго», ИСЭМ СО РАН, МЭИ (ТУ), МГАУ (МИИСП), УрФУ-УПИ, БНТУ, НГТУ, СевКазГТУ, ЮРГТУ-НПИ и ряд других организаций, и известные учёные: Д.А. Арзамасцев, П.И. Бартоломей, А.С. Бердин, О.Н. Войтов, В.Э. Воротницкий, И.И. Голуб, Ю.С. Железко, В.И. Идель чик, В.Н. Казанцев, Ю.Г. Кононов, Е.А. Конюхова, В.Г. Курбацкий, М.С. Левин, Т.Б.

Лещинская, А.В. Липес, А.В. Паздерин, В.Г. Пекелис, Г.Е. Поспелов, А.А. Потребич, Савина Н.В., Содномдорж Д., Д.Л. Файбисович, Ю.А. Фокин, М.И. Фурсанов и мно гие их коллеги.

Несмотря на значительные достижения в развитии методов и алгоритмов оп ределения потерь электроэнергии, а также на растущее применение систем автома тизированного учёта ЭЭ (АСКУЭ), актуальной остаётся проблема дальнейшего со вершенствования разработанных методов и алгоритмов расчёта и анализа потерь электроэнергии в распределительных сетях на основе реально имеющейся на дан ный момент в распределительных сетевых компаниях (РСК) производственных от делениях филиала ОАО «МРСК»* информации (данные системы головного учёта ЭЭ, метеослужб, особенности структуры построения схем электроснабжения и д.р.) без значительного усложнения практического инструмента с позиции инженера расчётчика.

Дальнейшее совершенствование методов определения потерь ЭЭ, условно разделяемых на детерминированные и вероятностно-статистические, представля ется возможным при помощи комплексного учёта схемно-структурных и режимно атмосферных факторов.

Объект исследования – распределительная электрическая сеть (система распределения электроэнергии, система электроснабжения).

Предмет исследования – влияние схемно-структурных и режимно атмосферных факторов на величину технических потерь ЭЭ в распределительной сети.

Цель и задачи исследования – повышение точности и достоверности расчёта технической составляющей потерь ЭЭ в распределительных сетях на основе ком плексного учёта схемно-структурных и режимно-атмосферных факторов.

Достижение поставленной цели реализовано посредством решения следую щих задач:

1. С учётом информационной обеспеченности, характерной для распредели тельных электрических сетей (РЭС), проанализировать существующие детермини рованные методы расчёта технических потерь электроэнергии и выполнить выбор наиболее эффективного метода с целью его дальнейшего совершенствования.

2. Исследовать влияние атмосферных факторов на активное сопротивление про водов воздушных линий электропередачи (ВЛ) и на величину потерь электроэнергии.

3. Разработать и реализовать алгоритм учёта атмосферных факторов при расчёте потерь электроэнергии.

4. Выявить и учесть влияние внутримесячного хода температуры и электро потребления на потери электроэнергии в ВЛ распределительных сетей.

5. Выявить влияние коэффициента мощности, загрузки и структуры распре делительной сети на точность расчёта потерь электроэнергии.

Основная идея диссертации – комплексный учёт схемно-структурных и режимно-атмосферных факторов при расчётах технических потерь электроэнергии и установившихся (рабочих) режимов распределительных сетей.

Методы исследований. Для решения поставленных в работе задач исполь зовались численные методы решения систем линейных и нелинейных уравнений;

теория эксперимента, элементы теории вероятностей и математической статистики, метод статистических испытаний, программные и языковые средства современных информационных технологий.

Основные результаты, выносимые на защиту:

1. Методика и алгоритм учёта дополнительного нагревания провода за счёт влияния атмосферных факторов (температуры окружающего воздуха, скорости ветра, интенсивности солнечного излучения).

2. Обоснование необходимости учёта влияния внутримесячной неравномер ности электропотребления и температуры провода на погрешность расчёта потерь ЭЭ.

* Наименование предприятий, ранее именуемыми предприятиями электрических сетей (ПЭС) претерпевают изменения в ходе реформирования отрасли.

3. Методика и алгоритм учёта влияния схемно-режимных факторов (коэф фициента мощности, загрузки и структуры распределительной сети) на точность расчёта потерь ЭЭ.

4. Методика, алгоритм и программа расчёта технических потерь ЭЭ и рабо чих режимов с комплексным учётом схемно-структурных и режимно-атмосферных факторов.

5. Способ учёта специфики, особенностей распределительных электрических сетей на алгоритм расчёта установившихся режимов методом Ньютона.

Научная новизна диссертационной работы:

1. С учётом информационной обеспеченности РЭС для дальнейшей модер низации проанализированы существующие детерминированные методы расчёта технических потерь ЭЭ и выбран наиболее эффективный метод.

2. Исследовано влияние атмосферных факторов на активное сопротивление проводов ВЛ, на величину потерь ЭЭ, и разработан алгоритм их учёта при вычис лении потерь ЭЭ в распределительных сетях.

3. Оценено и учтено влияние внутримесячного хода электропотребления и температуры провода на погрешность расчёта потерь ЭЭ.

4. Исследовано влияние схемно-режимных факторов (коэффициента мощно сти, загрузки и структуры распределительной сети) на точность расчёта потерь ЭЭ, минимизирована ошибка расчёта нагрузочных потерь ЭЭ в элементах РЭС в зави симости от загрузки и структуры схемы.

5. Разработана методика и программа расчёта технических потерь ЭЭ на ос нове модернизированной автором программы расчёта установившихся режимов с учётом реально имеющейся информации о топологии и многорежимности РЭС.

Значение для теории. Создана теоретическая основа для развития методов расчёта технических потерь ЭЭ в распределительных сетях энергосистем с учётом влияния схемно-структурных и режимно-атмосферных факторов.

Значение для практики.

Разработанные методика и алгоритм расчёта установившихся режимов и по терь электроэнергии в системах распределения ЭЭ позволяют комплексно учиты вать влияние и схемно-структурных, и режимно-атмосферных факторов.

Практическая ценность.

Полученные алгоритмы реализованы в разработанном соискателем про граммно-вычислительном комплексе (ПВК) «REG10PVT» установившихся режи мов и технических потерь ЭЭ на основе реально имеющейся информации о топо логии и многорежимности РЭС;

ПВК принят в опытную эксплуатацию рядом сете вых предприятий.

Достоверность полученных результатов. Эффективность разработанных алгоритмов установлена при помощи сравнительного анализа полученных в диссер тационной работе результатов со значениями, рассчитанными методом статистиче ских испытаний, базирующихся на ряде тестовых и реально существующих схем РЭС.

Использование результатов диссертации. Разработанные алгоритмы учёта режимно-атмосферных и схемно-структурных факторов вошли в состав эксперимен тального программно-вычислительного комплекса «REG10PVT» расчёта устано вившихся режимов и потерь электроэнергии в распределительных сетях. Комплекс является законченным продуктом, внедрённым в опытно-промышленную эксплуа тацию в четырёх филиалах ОАО «Красноярскэнерго», в одном филиале ОАО «Ха касэнерго» и в учебно-исследовательский процесс кафедры «Электрические станции и электроэнергетические системы» Политехнического института Сибирского феде рального университета, что подтверждено шестью актами внедрения. Комплекс раз работан при выполнении хозяйственных договоров с ОАО «Красноярскэнерго» № 100/153 «Программно-вычислительный комплекс расчёта установившихся режимов и потерь электроэнергии в распределительных сетях ПЭС» в 1999 – 2000 годах (отв.

исп. темы – Г.С. Тимофеев). В 2000 году разработанная «Методика расчёта потерь электроэнергии в распределительных сетях энергосистем» (соавтор – Г.С. Тимофеев) была согласована и утверждена ОАО «Красноярскэнерго» и Красноярскэнергонадзо ром. ПВК доработан и использовался при выполнении договора «Оптимизация режи мов работы ВЭС по напряжению, коэффициентам трансформации с минимизацией потерь мощности и электроэнергии» с филиалом «Восточные электрические сети» ОАО «Красноярскэнерго» № 119/04-9, регистрационный номер 01.2.006 09043 в году (отв. исп. темы – Г.С. Тимофеев).

Личный вклад соискателя. Соискателю принадлежит формализация постав ленных задач, разработка математических моделей и методов, обобщение, анализ ре зультатов, программная реализация алгоритмов и в целом создание программно вычислительного комплекса. Научные и практические результаты, выносимые на за щиту, разработаны и получены автором. Разработка, реализация основных положений и общей научной идеи диссертации выполнены при участии научного руководителя.

Апробация результатов работы. Отдельные результаты исследований до ложены и обсуждены на Международной научно-технической конференции сту дентов, магистрантов, аспирантов «Энергоэффективность и энергобезопасность производственных процессов» (г. Тольятти, 2009г.);

Всероссийской научно практической конференции с международным участием «Достижения науки и тех ники – развитию сибирских регионов» (г. Красноярск, 1999 г.);

второй Всероссий ской научно-практической конференции с международным участием «Достижения науки и техники – развитию сибирских регионов» (г. Красноярск, 2000 г.);

третьей Всероссийской научно-практической конференции с международным участием «Достижения науки и техники – развитию сибирских регионов» (г. Красноярск, 2001 г.);

второй Всероссийской научно-практической конференции и выставке по проблемам энергоэффективности «Развитие теплоэнергетического комплекса горо да» г. Красноярск 2001 г.);

Всероссийской научно-практической конференции «Энергосистема: управление, качество, безопасность» г. Екатеринбург 2001 г.);

Всероссийской научно-методической конференции «Достижения науки и техники – развитию сибирских регионов» (г. Красноярск, 2003 г.).

Публикации. По диссертации опубликовано 19 печатных работ, из которых 3 статьи по списку ВАК, 8 статей в сборниках научных трудов, 6 статей по мате риалам конференций, 2 депонированные рукописи.

Общая характеристика диссертации. Диссертационная работа состоит из введения, четырёх глав, заключения, списка литературы, содержащего 122 наиме нования и 6 приложений. Материал изложен на 138 страницах основного текста и на 65 страницах приложения. В работе приведены 14 иллюстраций и 15 таблиц.

ОСНОВНОЕ СОДЕРЖАНИЕ РАБОТЫ

Во введении выполнен обзор исследуемой темы, обоснованы цель и задачи исследования расчёта потерь ЭЭ и рабочих режимов в распределительных элек трических сетях. Выполнен качественный анализ информационного обеспечения данной задачи. Сформулированы научная новизна и основные результаты, выно симые на защиту. Приведены сведения о внедрении и практической ценности вы полненной работы.

В первой главе проанализированы детерминированные методы решения за дачи расчёта и оценки потерь электроэнергии в распределительных сетях, рассмот рена структура потерь электроэнергии.

Разработка приемлемых методов оценки потерь ЭЭ в электрических сетях энергосистем с учётом ряда режимно-атмосферных и схемно-структурных факто ров представляет собой сложную и в этой части пока нерешенную проблему. Этим и объясняется большое число методов, разработанных в настоящее время для рас чёта потерь. Они различаются содержанием используемой режимной информации и соответственно погрешностями расчёта и сферой использования.

Целесообразность использования определенного метода расчёта потерь опре деляется прежде всего возможностью получения достоверной информации для его реализации и погрешностью метода. В настоящее время в распределительных сетях ПЭС наиболее достоверна и доступна для практического использования лишь ин формация о топологии схемы и параметрах элементов сети, а также об изменениях параметров режима (многорежимности) головных участков (ГУ) распределительных линий-фидеров (месячный пропуск ЭЭ, замеры токов и напряжений центров пита ния в контрольные дни). Для отдельных трансформаторных подстанций (ТП) рас пределенной сети может быть известна потребленная ЭЭ. Однако данными о ежеме сячном электропотреблении и средних нагрузках большинства ТП, часть которых могут быть ведомственными, персонал ПЭС, как правило, не обладает, или они из вестны с малой точностью. Поэтому, исходя из имеющийся режимной информации и анализа известных методов для РЭС напряжением 6–35 кВ, наиболее приемлем метод расчёта потерь ЭЭ, базирующийся на данных о потоках ЭЭ в ГУ сети и оценке величины среднеквадратичного тока участков сети с использованием допущения о распределении суммарной нагрузки РЭС пропорционально установленной мощно сти ТП и об однородности нагрузок ТП нагрузке головного участка фидера (метод средних нагрузок). Указанное допущение позволяет реально преодолеть неполноту режимной информации без трудоемких предварительных измерений и их тщатель ной обработки с использованием высокой точности расчёта потерь ЭЭ, присущей данному методу.

Поэтому в работе отдано предпочтение методу расчёта потерь ЭЭ по ожи даемому составу, конфигурации и интегральным характеристикам электрических нагрузок (ЭН), рассчитанным по потокам ЭЭ. В этом случае наиболее полно учи тываются многорежимность РЭС. Такой учёт необходим для определения потерь ЭЭ с требуемой точностью и заданной достоверностью.

В общем виде потери ЭЭ в сети с m-ветвями при неизменных в период Т со ставе и топологии схемы РЭС, теоретически определяются выражением mT W = 3 I 2 (t ) R j dt, (1) j j =1 практически реализуемом в виде m W = 3k T I 2 R j, (2) ф срj J = с учётом активных и реактивных составляющих тока и коэффициента формы.

В выражении (2) многорежимность, отображенная в (1) изменяющейся во времени током I(t), моделируется средним током T Iср = I(t)dt, (3) T и коэффициентом формы, используя показания счётчиков, в виде d Wi k ф = d i =1 (4).

Wp где Wp - отпущенная в сеть ЭЭ, ежемесячно фиксируемая в центре питания РЭС;

Wi потребление ЭЭ в сети за i-ые сутки, значение которых могут измеряться на питающей подстанции с дежурным персоналом;

d – количество суток анализируемого месяца.

Значение коэффициента формы необходимо уточнять для каждой распреде лительной линии по мере накопления данных посуточного электропотребления.

В данной реализации метода наиболее полно используется регулярная и дос товерная информация о многорежимности головных участков.

Вместе с тем сглаженность (выравнивание) конфигурации ЭН головного участка распространяется посредством единого kф на учёт многорежимности во всех других участках сети. Наряду с отмеченным, в принципиальном выражении (2) не находят отражения внутриинтервальные (суточные, месячные) изменения электропотребления и ряд схемно-структурных и режимно-атмосферных факторов за отчётных период.

Устранить указанные недостатки можно двумя путями: на основе статисти ческого моделирования ЭН и статистического учёта (обобщения) результатов реа лизации используемого классического метода, базирующегося на данных системы головного учёта.

В рамках детерминированного подхода в работе реализован второй путь на основе метода статистических испытаний. Результаты таких статистических обоб щений рассматриваются в третьей главе.

Во второй главе подробно рассматривается методика и ряд алгоритмов, по ложенных в основу экспериментальной программы REG10PVT расчёта рабочих режимов и потерь ЭЭ на основе данных головного учёта ЭЭ с применением метода средних нагрузок с оценкой среднеквадратичного тока.

Потери ЭЭ в i – ом месяце вычисляются путем поэлементного расчёта и суммирования потерь мощности Рср в m элементах исходной (неэквивалентной) схемы замещения распределительной сети m PсрjT, Wi = k фi (5) j= определяемых из расчёта установившегося режима РЭС для средних электрических нагрузок 2 WPi + WQi Iсрi =, i=1, N, (6) 3Ui T по программе REG10PVT, базирующейся на алгоритмах расчёта установившихся режимов электрических систем. В выражениях (6) потребленная за интервал вре мени T электроэнергия WPi, WQi, известная из месячных замеров на некоторых N подстанциях РЭС, или вычисляемая через поток ЭЭ головного участка WГУ сети с n подстанциями суммарной номинальной мощности ST НОМ ST N Wi = (WГУ Wj ) НОМi, i=1, n N (7) T SНОМ j= с учётом допущения для РЭС о пропорциональности электропотребления в узлах номинальной мощности трансформаторов ST соответствующих подстанций;

Ui номi напряжение в узлах электропотребления, уточняемое итерационно через эквива лентное напряжение центра питания (ЦП) сети 6, 10 кВ U Э = 0,9U нб + 0,1U нм, 2 (8) с учётом напряжений на шинах ЦП в режиме наибольших и наименьших нагрузок.

Найденные по (7) нагрузки ТП (кроме ТП с заданным электропотреблением) являются завышенными, поскольку вычисляются через отпущенную ЭЭ, содержа щую суммарные потери W. Для уточнения нагрузок ТП достаточно 2-3-х при ближений балансирующего расчёта потерь через скорректированный поток голов ного участка W ГУ = WГУ + jWГУ = W ГУ W.

(2) (1) (1) (2)P (2)Q (9) Формирование и контроль составляющих и величины поправок W(1) вы полнены посредством статистически представительных расчётов на различных ре альных схемах электроснабжения и систем распределения ЭЭ 10–35 кВ. В резуль тате активная и реактивная составляющие скорректированного потока ЭЭ головно го участка уточняются в виде WГУ = WГУ W, (2)Р (1)Р (1)P QТ.нагр.

Q Л (1)P QТ.хх. (10) WГУ = WГУ WЛ WТ.нагр. WТ.хх.

(2)Q (1)Q (1)P (1)P, PЛ PТ.нагр. PТ.хх.

(1)P (1)Q где WГУ и WГУ - активная и реактивная составляющие первоначального потока ЭЭ головного участка, кВт, кВАр;

W, WЛ, WТ.нагр., WТ.хх. - активные суммар (1)P (1)P (1)P (1)P ные потери ЭЭ и ее составляющие, кВт;

PЛ, Q Л, PТ.нагр., Q Т.нагр., PТ.хх., Q Т.хх. составляющие суммарных потерь мощности при расчёте установившегося режима с токовыми нагрузками, вычисляемыми по (6).

Задача расчёта и анализа потерь ЭЭ базируется на расчёте установившихся режимов. Основу соответствующего алгоритма составляет решение систем нели нейных уравнений узловых напряжений (УУН) в форме баланса токов для псевдо математических ожиданий электрических нагрузок (ЭН), полученных с помощью приведённого допущения. Решение УУН выполнялось упрощённым методом Нью тона, обеспечивающим высокую скорость и большую надёжность получения ре шения с применением на внутриитерационном процессе точного решения системы линейных уравнений (СЛУ) W U = W (U ), (11) U что очень важно при многократном обращении к алгоритму решения системы нели нейных уравнений (СНУ) в процессе расчёта потерь ЭЭ по фидерам РЭС.

Блочная матрица Якоби представляется в виде суммы матриц проводимо стей Y и поправочной матрицы, состоящей из добавок к собственным проводимо стям узлов Yдоб, значения которых существенно меньше, чем соответствующие собственные проводимости * W S = Y + Yдоб = Y + diag 2. (12) U U Точное решение системы уравнений (11) заменяется приближённым с использова нием разложения матрицы Якоби в степенной ряд [ ] U = [Y + Yдоб ] W Y 1 E Yдоб Y 1 W, (13) E - единичная матрица.

где Записанное приближённое соотношение позволяет свести каждое решение СЛУ вида (13) к двум решениям линейных систем с постоянной матрицей Y, вы полняя её однократную триангуляцию методом оптимального исключения Гаусса с учётом слабой заполненности матрицы Y и записью последней в виде связных списков. По трудоёмкости вычислений, времени, затраченному на решение, и рас ходу оперативной памяти ЭВМ на одном итерационном шаге метода Ньютона при ведённый алгоритм имеет явные преимущества перед непосредственным решением системы (11) с достаточно хорошим приближением к её точному решению, что по воляет увеличить эффективность алгоритма как в части повышения быстродейст вия, так и обеспечения надёжной сходимости к физически реализуемому решению.

В работе рассматриваются пути увеличения эффективности алгоритма рас чёта рабочих режимов и соответственно потерь ЭЭ в них, адаптации к условиям задачи с учётом схемно-топологических особенностей РЭС систем распределения ЭЭ, а именно соотношение между активным и индуктивным сопротивлениями воз душных линий характеризуется неравенством R X ;

опорных узлов P, U мало или они отсутствуют, разомкнутость схем;

структура которых постоянна и мало меня ется в ходе расчёта на анализируемом (месячном) интервале времени.

В третьей главе рассмотрены: 1) результаты анализа перегрева (дополни тельного нагревания) проводов, применяемых в распределительных сетях 6, 10 кВ, для наиболее вероятного интервала изменения среднемесячных температур от – до +200С с загрузкой от 0,5 до 4,0 А/мм2 (с наибольшей нагрузкой, близкой к до пустимой Iдоп по нагреванию) и скоростью ветра V=1,0;

2,0;

3,0;

5,0 и 10 м/с, что охватывает большинство возможных состояний проводов ВЛ распределительных сетей, объединенных в семействе кривых (рис. 1 и 2);

2) влияние внутримесячного изменения температуры проводов и электропотребления на погрешность расчёта потерь ЭЭ в ВЛ;

3) влияние загрузки и структуры распределительных сетей на по грешность расчёта нагрузочных потерь ЭЭ, 4) способы уточнения погонного ак тивного сопротивления провода ВЛ с учётом влияния солнечной радиации и, соот ветственно, нагрузочных потерь электроэнергии в ЛЭП.

Одним из способов увеличения точности расчёта потерь в значительной мере определяется также правильностью учёта изменения активного сопротивления проводов воздушных линий (ВЛ) от его температуры в виде Rп = R20 [1 + (tп 20)], (14) где tп – температура провода, °С;

R20 – сопротивление провода при tп=20°С;

– тем пературный коэффициент сопротивления, для алюминия равный 0,00403Ом/ОС.

Температура провода зависит от протекающего тока и действующих факто ров метеоусловий: температуры воздуха, скорости и направления ветра, атмосфер ного давления, количества осадков, а также от интенсивности солнечной радиации (излучения). Учёт действительных значений солнечной радиации, силы и направ ления ветра в настоящее время в практических расчётах затруднен в силу инфор мационной необеспеченности. В данной работе рассматриваются алгоритмы более полного учёта указанных режимно-атмосферных факторов на величину активного сопротивления ВЛ и потерь ЭЭ, в том числе учёт солнечного излучения.

Нагревание проводов до 50 °С и несколько выше возможен лишь в редких случаях летом при сочетании высокой температуры воздуха с малыми скоростями ветра. На практике, однако, нередко требуется значительное увеличение плотности тока сверх экономической в силу неизбежного перераспределения нагрузок в сети в процессе эксплуатации, при отставании сетевого строительства, в случае плано вых и аварийных отключений линий. Если такие режимы совпадают с неблагопри ятными условиями охлаждения проводов (высокая температура воздуха, безвет рие), провода могут сильно нагреваться до 60–70 °С и более. Поэтому правильная оценка температуры проводов и токовых нагрузок линий при различных условиях их работы имеет важное практическое значение.

В основе этой оценки лежит учёт теплового баланса. Поглощаемое проводом тепло от солнечной излучения на единицу длины и в единицу времени равно Wр = 100 Qp d, (15) где – коэффициент поглощения;

Qр – количество тепла, обусловленное радиа цией;

d – диаметр провода.

Установившаяся температура провода определятся из условий теплового ба ланса (равновесия), при котором количество тепла Q1, получаемого проводом от протекающего тока и нагревания солнцем Wр, на единицу длины и в единицу вре мени Q1 = I 2 R20 [1 + (tп 20)] + Wр (16) равно количеству тепла, отведенного от провода с его поверхности в окружающую среду за это же время Q2 = w F (tп tв ), (17) где w – коэффициент теплоотдачи;

F – поверхность охлаждения провода.

Температура нагревания провода ВЛ в нормальном режиме работы опреде ляется как сумма температуры воздуха и по отношению к ней температуры допол нительного нагревания провода t tпk +1) = tв + t ( k ) ( (18) Дополнительное нагревание (перегрев) провода по отношению к температу ре окружающего воздуха t=tп-tв определяется методом последовательных при (0) ближений с учётом начального (текущего) значения температуры провода tп и соответственно сопротивление провода (14).

В другом алгоритме температура провода определяется в виде суммы темпе ратуры окружающей среды (воздуха), составляющей температуры от нагревания провода ВЛ солнечной излучением и дополнительного нагревания t, за счёт про текающего тока нагрузки и нагревания провода по отношению к температуре ок ружающей среды tпk +1) = tв + tрад + t ( k ), ( (19) где tрад – температура, определяемая по таблице 1, значения в которой получены экспериментальным путём.

Тепловой баланс провода в этом случае записывается в виде Q = Q1 Q2 = I 2 R20 [1 + (tп 20)] w F (tп tв ). (20) Дополнительное нагревание провода t = tп tв tрад определяется также итерационным методом, схожим с алгоритмом I, принимая в качестве начального – (0) значение температуры провода tп, с учётом которой сопротивление провода оп ределяется по формуле (14).

Таблица 1 – Температура tрад для различных марок проводов tрад, °С Сечение проводов апрель–август март, сентябрь, октябрь марки АС, мм2 при синем при сером небе и при синем не- при сером небе небе видимом солнце бе и видимом солнце 50/8 13,6 6,8 11,8 5, 70/11 14,7 7,3 12,8 6, 95/16 15,8 7,9 13,8 6, 120/19 16,7 8,3 14,5 7, 150/24 17,6 8,8 15,3 7, 180/29 18,3 9,2 15,9 8, 240/32 19,5 9,7 16,9 8, 300/39 20,4 10,2 17,7 8, 500/26 22,5 11,2 19,6 9, В качестве примера приведём результаты расчёта активного сопротивления ЛЭП на каждом шаге итерационного процесса, которые представлены в табл. 2.

Таблица 2 – Результаты расчёта активного сопротивления ЛЭП Rп · 10-3, Ом/м tп, °C Номер приближения t, °C Q, % 1 1,4 35 0,679 177, 2 12,6 46,2 0,708 21, 3 14,1 47,7 0,712 8, 4 14,7 48,3 0,713 3, 5 15,0 48,6 0,714 1, Аналогичным образом выполняется расчёт для случая б и в (табл. 3).

Из табл. 3 видно, что учёт солнечного излучения приводит к увеличению ак тивного сопротивления ВЛ до 5,3%, а относительно нормативного до 20%.

Потери ЭЭ в ЛЭП при ясной летней погоде в течение 23 дней при продолжи тельности 13 ч в день (расчётное время солнечного воздействия составляет 299 ч) потери электроэнергии за месяц (744 ч) составляют W = 3I 2 l (Rп1 t1 + Rп2 t2 ) 103 = 31002 5,0 (0,714 299 + 0,678 445) 103 = 77,3 кВт·ч Таблица 3 – Результаты расчёта активного сопротивления Rп · 10-3, Q, R, R, tп, Случай t, tрад °C °C Ом/м % % % а) при синем небе в яркий летний день, в соответ- 13,6 15,0 48,6 0,714 1,28 5,3 ствии с табл. 2, tрад =13,6°С, в осенне-весенний 11,8 14,9 46,7 0,709 1,65 4,6 19, день при tрад =11,8°С б) при сером небе и видимом солнце в летний день 6,8 14,8 41,6 0,696 1,26 2,7 17, tрад =6,8°С и в весенне-осенний день tрад =5,9°С 5,9 14,8 40,7 0,693 1,11 2,2 16, в) в зимний день tрад =0,0°С 0,0 14,7 34,7 0,678 0,1 0 14, В виду незначительной погрешности в расчётах по сравнению с другими ва риантами (табл. 4), а также из-за сложности получения исходных данных о про должительности погодных условий, более детально учитывать влияние солнечной радиации нет необходимости. В этой связи отметим, что для практических расчё тов менее трудоёмок первый алгоритм.

Таблица 4 – Сравнение результатов расчёта потерь ЭЭ Rп · 10-3,Ом/м R, % R, % Влияние солнечной радиации W, кВт·ч 0,678 0 14,0 75, без учёта (tрад =0,0°С) учёт (при синем небе в яркий летний день, в соот ветствии с табл. 2, tрад =13,6°С, в осенне-весенний 0,714 5,3 20 77, день при tрад =11,8°С) учёт на основе актинометрических данных 0,693 2,21 16,5 77, по алгоритму 1. учёт на основе актинометрических данных 0,685 1,03 15,1 76, по алгоритму 1. На рис.1 выполнено сопоставление перегрева проводов различных сечений РЭС для крайних значений атмосферных условий: при наименьшем охлаждении (tв= +200С и V = 1,0 м/с) и наибольшем охлаждении провода (tв= –20 0С и V = 10 м/с).

Естественно, что приведенный выше алгоритм определения фактической температуры провода может учесть любые другие тепловые режимы проводов, не отраженные в данных кривых.

При одинаковой плотности тока и атмосферных условиях отмечается увеличе ние дополнительного нагревания проводов больших сечений, так как площадь сече ния увеличивается на единицу длины в d/4 раза быстрее роста поверхности провода, определяющей условия отвода тепла, выделяемого в проводе от протекающего тока.

Перегрев проводов практически не зависит от температуры воздуха (отличие не более 2 – 3 0С), а определяется для каждого провода только токовой нагрузкой и скоростью ветра. Пример расчёта перегрева провода АС 50/8 при скоростях ветра (V=1, 2, 3, 5, м/с при tв= +200С) приведен соответственно на рис. 2.

Анализ результатов расчёта теплового состояния проводов показывает, что при малых нагрузках ВЛ (плотность тока до 1,0 А/мм2 I=0,25Iдоп) и наиболее небла гоприятных условиях охлаждения (штиль, слабый ветер V=1,0 м/с и tср.м.=200С) температура проводов незначительно отличается от температуры воздуха (перегрев проводов не превышает 3-60С), а расчёт потерь ЭЭ с учётом фактической темпера туры и соответствующих сопротивлений проводов не вносит ощутимых уточнений, и соответствует результатам, учитывающим среднемесячные температуры воздуха (изменения сопротивления и соответственно потерь ЭЭ в пределах 1,0–2,5%).

При более высоких загрузках распределительных сетей ( j-плотность тока около 2,0 А/мм2 и I=0,5Iдоп) наибольшее дополнительное нагревание проводов (при слабом ветре V=1,0м/с и tср.м.=+200С) составляет от 10 до 200С, а фактические тем пературы провода изменяются от 300С (для АС 25) до 400С (АС 95), что увеличива ет сопротивление проводов и соответственно потери ЭЭ в пределах от 4 до 8%. В зимних условиях (tср.м.= 200С) дополнительное нагревание проводов составляет от 6,50С для АС 25 до 17,50С для АС 95 и увеличение температуры проводов от –13,50С (АС 25) до –2,50С (АС 95). Расчёт потерь ЭЭ с учётом только темпера туры воздуха (-20 0С) без указанного перегрева проводов дает заниженное значение потерь ЭЭ от 3,0 % (АС 25) до 7,0 % (АС 95).

Рисунок 1 - Зависимость температуры перегрева (дополнительного нагревания) проводов различных сечений от токовой нагрузки при температуре воздуха -20, 20 °С и скорости ветра 1,0 и 10м/с t, 0 C Рисунок 2 - Зависимость температуры перегрева (дополнительного нагревания) провода АС-50/8 от токовой нагрузки при температуре воздуха 20 °С и различных скоростях ветра Улучшение теплоотдачи проводов при более высокой скорости ветра, на пример равной 10,0 м/с, снижает прирост температуры до 10С для проводов АС и 30С - для АС 95. В этом случае учёт фактической температуры проводов вносит в расчёт потерь ЭЭ уточнение до 1 %.

При высокой загрузке ВЛ (плотность тока до 3,0 А/мм2, Iраб=0,75 Iдоп) и сла бом ветре (V=1,0 м/с) ожидается перегрев проводов от 18,5 до 360С. Тогда факти ческие температуры проводов в летнее время (tср.м.=+200С) увеличиваются до 560С, что обуславливает рост потерь ЭЭ в линиях до 14,4%.

Анализ электрических режимов распределительных сетей показывает, что то ковые нагрузки проводов ВЛ, как правило, не превышают 0,5 Iдоп (с учётом фактиче ской загрузки головных участков фидеров до 1,5–2,0 МВА, Iраб= 80–120 А), т.е. с плотностями тока до 1–2 А/мм2. Это объясняется тем, что предельные режимы в рас пределительных сетях ограничиваются не допустимым по нагреванию током Iдоп, а суммарной потерей напряжения U от центра питания до самой удаленной подстан ции, т.е. возможностью обеспечения нормативных показателей качества напряжения на зажимах электропотребителей. Тогда наибольшее дополнительное нагревание, как правило, лежит в пределах от 100С (провод АС 25) до 200С (провод АС 95), что обу славливает увеличение сопротивления и потерь ЭЭ от 4 до 8% (относительно величин, соответствующих температуре воздуха). Для сравнения отметим, что анализ потерь ЭЭ при нормативной температуре проводов (tпр=+200С) и ожидаемых фактических за грузках (плотность тока до 2,0 А/мм2) завышает расчётные значения потерь ЭЭ в ВЛ в зимних условиях (tср.м.=-200С) до 13–15%, а в летнем сезоне (tср.м.=+200С) неучёт отме ченного перегрева от 10 до 200С занижает потери в ВЛ до 4–8%.

Во второй части главы выполнена оценка влияния ряда схемно-структурных и режимно-атмосферных факторов.

Оценка влияния внутримесячного изменения температуры проводов ВЛ и электропотребления на погрешность расчёта потерь ЭЭ в РЭС выполнена методом статистических испытаний (метод Монте-Карло) на 13 схемах РЭС 10 кВ различной сложности и размерности (количество ТП от 3 до 22) с диапазоном их средней загрузки WP + WQ 2 = 100 % (21) T Sном T от 30 до 90%, отражающих через отпуск ЭЭ Wp, Wq в сеть внутримесячные (посу точные) и сезонные изменения средней загрузки распределенных сетей.

Посуточные изменения электропотребления (отпуска ЭЭ) в РЭС приняты по данным ряда предприятий электрических сетей ОАО «Красноярскэнерго» и «Ха касэнерго», для некоторых РЭС учитывались типовыми графиками нагрузки рабо чих Wmax ( Pmax ) и выходных Wmin ( Pmin ) суток с неравномерностью внутримесячно го (внутрисуточного) электропотребления Wmin kнр = W 100 % Wmax от 20 до 70%. Графики внутрисуточного и внутримесячного изменения электропо требления дополнялись соответственно графиками суточного изменения темпера туры характерных суток и среднесуточной температуры воздуха шести месяцев, представляющих все сезоны года.

Отмечено снижение значения kф.ср. головных участков по сравнению с kф графиков нагрузок ТП, что характеризует сглаживающее влияние сети на измене ние нагрузки головного участка фидеров. В этих условиях распространение едино го коэффициента kф.ср. на расчёт потерь ЭЭ во всех участках сети также вносит ошибку. Оценка общей погрешности расчёта (разницы) потерь ЭЭ Wi P Wi Э W = 100 % (22) Wi Э выполнена путем сопоставления расчётных потерь Wt P по указанному алгорит му, соответствующих отпущенной в распределительную сеть ЭЭ за месяц ( ) WP,WQ WP,cos ср сети отп сети и среднемесячной температуре tср.мес. с эталонными потерями d W Э = Wi ср.сут., t (23) i = t вычисляемыми суммированием d суточных потерь Wi ср.сут. соответствующего ме t сяца. Потери Wi ср.сут. определяются через ЭЭ W pi,Wqi, отпущенную в РЭС за су тки, с учётом среднесуточных значений температур tср.сут. и коэффициента формы kф, определяемого для суточного интервала.

Каждое испытание, образующее выборку, базируется на d=30, 31 расчётах суточных потерь ЭЭ, формирующих эталонное значение месячных потерь Wt Э, при известных среднесуточных температурах и одном моделирующем расчёте по терь Wt P с учётом среднемесячной температуры tср.мес.. Общий объем вычисле ний расчётных и эталонных потерь для 13 схем РЭС и 6 месячных графиков сред несуточных температур составил 13 ( di + 1) = j = расчётов потерь ЭЭ по данному алгоритму. Объем статистической выборки равен 78. Анализ результатов сопоставительных расчётов показал, что при расчёте ме сячных потерь по среднемесячной температуре tср.мес. и месячному пропуску ЭЭ необходима во всех случаях корректировка расчётных потерь ЭЭ в сторону увели чения от 1,9 до 15,4%.

В итоге установлено влияние внутримесячных (среднесуточных) изменений температуры проводов ВЛ и посуточного электропотребления, учёт которых по данному алгоритму даёт значение потерь ЭЭ в ВЛ РЭС 6, 10 кВ примерно на 7,0– 8,0 % больше, чем из расчётов по среднемесячной температуре и месячному элек тропотреблению. Обосновано введение соответствующего среднемесячного коэф фициента для уточнения нагрузочных потерь ЭЭ в воздушных линиях.

Оценка влияния загрузки и структуры распределительных сетей на по грешность расчёта нагрузочных потерь ЭЭ производилась методом статистиче ских испытаний. С помощью данного метода выполнен анализ влияния на точность расчётов неоднородности ЭН ( cos i idem, i ТП ) и загрузки сети для указанной выборки 13 схем РЭС 10 кВ с учётом внутрисуточного хода электропотребления и температуры проводов ВЛ. Анализ выполнен для различных, наиболее возможных в условиях эксплуатации РЭС случаев: 1) ЭН всех ТП однородные (cos=0,85);

2) ЭН однородные для каждой ТП и неоднородные по сети;

3) ЭН неоднородные для каждой ТП и по сети в целом (изменение cos от 0,80–0,90). Изменение темпера туры проводов определено на основе графиков внутрисуточного хода температуры воздуха. При нагрузке трансформаторов от 30% до 120% загрузка головных участ ков (21) от 20% до 115% отражает внутрисуточное и сезонное изменение нагруз т ки РЭС с суммарной мощностью трансформаторов Sном. Оценка погрешности рас чёта (разницы) потерь ЭЭ (22) выполнена путем сопоставления расчётных потерь Wi Р (2) (полученных по ПВК REG10PVT), соответствующих отпущенной в РЭС ЭЭ за сутки WP, WQ и среднесуточной температуре, с эталонными потерями W Э = W j = Pj t j (24) j j вычисленными суммированием d=24(12) внутрисуточных почасовых (поинтерваль ных) потерь Wi характерных суток в сети с нагрузками в узлах, представленными типовыми суточными графиками, с учётом суточного хода температуры. Расчёт ные статистические эксперименты для 13 схем и 6 суточных (по сезонам) графиков температур при анализе влияния неоднородности ЭН (3 случая), загрузки ТП и се ти (от 30% до 120% с шагом 10%) образуют статистически представительную вы борку объёмом 3 13 10 = 390 испытаний. Каждое испытание (эксперимент), включающее определение эталонных потерь по графикам ЭН с d=12 интервалами усреднения и двух приближений расчётных потерь ЭЭ, базируется, соответственно, на 12+2=14 расчётах установившихся режимов и потерь ЭЭ.

По результатам эксперимента, на основе составляющих погрешностей с резуль тирующей ошибкой до 0,441 дана оценка общей погрешности расчёта потерь ЭЭ по сетям с достоверностью =0,95: интервал ошибки 4, 25% 3,37% (с выборочной средней ср=–3,81%) и дисперсией 2=13,6. Установлено, что влияние неоднородности ЭН на погрешность примерно на порядок меньше, чем загрузки сети, с увеличением которой во всех случаях возрастают погрешности расчёта составляющих л и н.

т Учёт влияния только загрузки сети на точность расчёта технических потерь ЭЭ сопровождается значительным разбросом (рассеянием) ошибки относительно центра, и соответственно оценивается малым значением коэффициента корреляции (тесноты связи), который составил 0,250,30.

Установлено, что увеличение ошибки расчёта потерь ЭЭ с ростом загрузки сети происходит во всех случаях, но с разной интенсивностью для схем различной конфигурации (число и мощность ТП, количество и протяженность ВЛ). При этом для схем РЭС, содержащих большое количество протяженных ВЛ (значение сум марного сопротивления линий Z j велико) и малое число ТП (значение сум W марного сопротивления трансформаторов Z i мало), при одинаковых загрузках T сети наблюдается большая погрешность, чем для схем с короткими ВЛ и боль шим числом маломощных ТП. Введение коэффициента полного сопротивления – структуры схемы k Z, представляющего отношение суммарного полного сопротив ления ВЛ к суммарному полному сопротивлению ТП, позволяет разделить сово купность схем РЭС 6, 10 кВ на две группы:

kZ = Z j Z i 0,05, Z j Z i 0,05.

W T W T (25) В результате обобщения методом наименьших квадратов 313 зависимостей л = ( ) и н = ( ) получены аппроксимирующие функции погрешностей (ди т намические поправки) расчёта потерь ЭЭ в линиях и трансформаторах (нагрузоч ных) в виде полиномов второй степени.

Для схем РЭС с k Z 0,05 имеем:

л = 1,15 + 1,38 11,00 2 ;

н = 5,79 + 9,99 10,97 2. (26) т Для схем с k Z 0,05 :

л = 0, 97 2, 91 0, 05 2 ;

тн = 1, 9 1 0, 0 5 2, 2 0 2. (27) где (21) в относительных единицах.

Применение в процессе расчёта динамических поправок по аппроксими рующим полиномам (26), (27), в зависимости от загрузки сети, характеризуется снижением средней ошибки расчёта потерь ЭЭ до значения, близкого к нулевому с достоверностью 0,95, ошибкой 0,35, в интервале (–0,49 –0,21)% и наибольшим её размахом от –4,0% до 4,5% Функции (26), (27) позволяют в процессе расчёта, в зависимости от загрузки сети и структуры схемы k Z (25), вводить в расчётные значения потерь ЭЭ по правки в виде Wi P (1 + 100 ). Интервалы погрешности по модифицированной таким образом методике расчёта потерь ЭЭ с достоверностью =0,95 составили: в линиях от –0,28% до 0,22% (с выборочной средней ср = –0,25 % и дисперсией л 2=0,060), в трансформаторах нагрузочная составляющая от –0,23% до 0,25% ( ср = 0,01%, 2 = 3,97 ), в трансформаторах холостого хода 0,18% до 0,30 % т ( ср = 0,24 %, 2 = 0,24 ). В итоге, с надёжностью 95% с результирующей ошибкой т хх до 0,210 суммарная погрешность расчёта технических потерь ЭЭ в РЭС находится в интервале –0,51% до –0,09% со средним значением близким к нулю (2=3,16) и наибольшим рассеянием от –2,5% до 1,5%, с теснотой связи от 0,71 до 0,87. Таким образом, учёт влияния структуры схемы наряду с загрузкой сети дает более узкий интервал погрешности расчёта нагрузочных составляющих потерь ЭЭ в линиях Wл и трансформаторах Wтн (технической составляющей), при высоких значе ниях коэффициентов корреляции и, следовательно, позволяет уточнить и коммер ческую составляющую потерь ЭЭ.

Увеличение точности и достоверности расчёта технической составляющей потерь ЭЭ позволяет более качественно определить значения норматива потерь и допустимого значения коммерческой составляющей. При решении задачи норми рования пользуются укрупнённой структурой потерь ЭЭ, рассчитываемой в усло виях эксплуатации обычно помесячно. Фактические потери в сети за учётный пе риод (например, месяц) Wотч определяются как разность поступившей в сеть W и отпущенной Wэп (оплаченной потребителями) ЭЭ, а также как сумма технических потерь Wтехн и небаланса ЭЭ в сети Wнб.

Wотч = W Wэп, Wотч = Wтехн ± Wнб, (28) Wнб = W Wэп Wтехн = Wотч Wтехн.

откуда величина (29) Небаланс ЭЭ справедливо представить в виде суммы двух составляющих. Первая из них обусловлена погрешностью измерений Wнб.метр (метрологический неба ланс), вторая собственно коммерческими потерями Wкомм, то есть Wнб = Wнб.метр + Wкомм. (30) Метрологические (инструментальные) потери определяют расчётным путём на основе данных о метрологических характеристиках и режимах работы исполь зуемых приборов, что представляет для РЭС–6, 10 кВ, насчитывающих сотни фи деров, трудоёмкую задачу.

С учётом абсолютных значений ошибок границы диапазона достоверности суммарных технических потерь определятся Wтехн = (1 + техн ) Wтехн ;

Wтехн = (1 техн ) Wтехн нб расч нм расч (31) В то же время расчёты допустимых значений погрешностей учёта (метроло гическая погрешность) потерь ЭЭ показали, что они составляют от 0,3 до 0,5% от пуска ЭЭ в сеть W (обосновано Ю.С. Железко). Это позволяет практически оце нить значение норматива отчётных потерь Wнорм = Wтехн + 0,004W нб (32) и существенно упростить задачу нормирования потерь ЭЭ в распределительных сетях, не внося какой-либо ощутимой погрешности.

С учётом границ возможного значения суммарных технических потерь (32) и доли потерь ЭЭ от отпущенной = W W коммерческие потери в (30) составляют не более Wкомм.доп. = Wотч Wтехн.наим. = [ 2 техн + 0,004] W, (33) при превышении которых необходимо проводить мероприятия по их снижению.

Оценка точности и достоверности расчёта потерь ЭЭ. По результатам статистических испытаний дана оценка ошибки расчёта потерь ЭЭ, возможная при неучёте внутримесячного хода температуры и электропотребления. Имеем выборку из k = 78 независимых опытов над случайной величиной, для которых выбороч ная средняя ср = 6,55 %, а «исправленная» (эмпирическая) дисперсия 2 = 14, 23.

Найдем доверительный интервал для параметра ср с надежностью (уровнем достоверности) =0, L = ср t ;

ср + t.

k k Учитывая относительно небольшой объем выборки, воспользуемся таблица ми распределения Стьюдента. Для =0,95 и k–1=77 степеней свободы находим зна чение коэффициента t=1,99. Тогда с точностью 3, = t = 1,99 = 0, k доверительный интервал будет L = ср ;

ср + = (7, 40;

5,70), а математическое ожидание ошибки покрывается доверительным интервалом (–7,40;

–5,70) с надежностью 0,95, т.е. расчёт по среднемесячной температуре даёт за ниженное значение ЭЭ на величину примерно равную –6,55% с точностью до 0,849 и надежностью 0,95. Таким образом, для получения потерь ЭЭ, близких к эталонным, необходимо расчётные значения потерь ЭЭ в ВЛ (определяемые по среднемесячной температуре и месячному пропуску ЭЭ) по данному алгоритму увеличить в kср.мес.=1/(1–0,0655)1,07 раз, тогда выражение потерь ЭЭ (2) для отдельной ветви бу дет иметь вид Wвл = 3kср.мес. RI ср.мес.kфT 2 (34) Отметим, что эта поправка является минимальной, так как получена на основе за ниженных до 1% суточных потерь ЭЭ при расчёте последних по среднесуточной температуре.

В четвёртой главе в первой части сначала приведена программная реали зация алгоритмов учёта схемно-структурных и режимно-атмосферных факторов разработанная автором, дано описание программного комплекса REG10PVT, пред назначенного для расчёта технических потерь ЭЭ в РЭС напряжением 6,10 кВ.

Представлены детальные блок-схемы программных составляющих и общая струк тура ПВК в целом. Рассматривается возможность анализа установившихся элек трических режимов сетей 6 110кВ в диалоговом режиме и предусмотрен вывод результатов расчёта в табличной и графической формах на различные виды носи телей. Программа позволяет рассчитывать потери ЭЭ и их структуру на различных уровнях обобщения РЭС: отдельно распределительная линия (фидер), подстанция РЭС, район электрической сети и предприятия в целом. Результаты обобщаются в виде отпущенной в сеть ЭЭ, степени загрузки (использование) РЭС, параметров базового электрического режима. В структуре потерь ЭЭ выделены составляющие:

потери в линиях, трансформаторов, в том числе нагрузочные, и потери холостого режима. При анализе потерь наряду с детерминированной величиной потерь ЭЭ определяется интервал, в котором они находятся с определенной достоверностью.

Программный комплекс реализован на алгоритмических языках Фортран, Паскаль и состоит из следующих четырех основных частей:

• программа расчёта установившихся режимов и потерь ЭЭ в отдельном фидере;

• программа (утилита) обновления информации по всем фидерам предприятия (пропуск ЭЭ, количество часов работы, температура воздуха и др.);

• программа расчёта потерь ЭЭ по всей базе данных фидеров РЭС и формирова ние результата расчёта в отчетной форме;

• блок программ подготовки, обработки и вывода результатов в графическом виде.

Подготовка базы данных и обработка, представление результатов расчётов.

Каждая единичная составляющая исходных данных в виде текстового файла с пол ной схемой замещения и её параметрами по отдельным фидерам подстанции соби раются в папки соответствующих подстанций, объединяемых в папки соответст вующих РЭС, что в итоге образуют базу (каталог) данных предприятия в целом.

База данных ПЭС помещается в каталог, в котором хранятся программы обновле ния информации и расчёта потерь ЭЭ по всему сетевому предприятию с указанием пути хранения программ и базы данных.

Для ежемесячного обновления текущей информации по всей базе данных ис пользуется текстовый файл с таблицей, где перечисляются и обновляются: количе ство часов месяца, среднемесячная температура, скорость ветра, имена файлов, про пуск активной и реактивной ЭЭ (средневзвешенный cos ), коэффициент формы (или I max,I min ), данные о режиме напряжения ЦП. Данный файл обновления создает ся на основе списка файлов, имеющихся в базе исходных данных и актов балансов ЭЭ по подстанциям (при их наличии) в редакторе MS EXCEL.

На основании исходной информации и результатов расчётов формируется файлы отчета требуемой структуры в текстовом формате, содержащие таблицы, совместимые с форматом EXCEL. Таблицы компактны и удобны для восприятия, предусмотрена возможность их просмотра на экране, записи на магнитные носите ли и вывода на печатающее устройство.

Во второй части главы рассматриваются результаты внедрения программ ного комплекса на примере расчёта потерь ЭЭ в распределительных сетях филиала Восточные электрические сети (ВЭС) ОАО «Красноярскэнерго» по состоянию на 2004 год. Приведена географическая и экономическая характеристика объекта.

Систематизированы данные о природно-климатических условиях работы распре делительных сетей.

Филиал ВЭС насчитывал 169 фидеров 6–10кВ c общей протяжённостью ВЛ 6–10кВ по трассе 4802,4км (99,6% от ЛЭП 6–10кВ), КЛ 6–10кВ – 18,4км, с количе ством комплектных трансформаторных подстанций (КТП) 6–10/0,4кВ 1120шт.

В диссертационной работе анализируется влияние внутримесячного хода электропотребления, температуры и учёт влияния ветра.

Расчёты проводились для характерных месяцев летнего и зимнего. Сопос тавлялись данные результаты с программными результатами обычно получаемыми без учёта этих факторов. Так в зимний период учёт указанных режимно атмосферных факторов определяет расчётное уменьшение потерь в воздушных ли ниях ЭЭ до 15%. В летний период учёт влияния внутримесячного хода электропо требления, температуры и ветрового охлаждения дают снижение потерь в ВЛ на 2% по сравнению со стандартным расчётом при температуре 20°С, а при неучёте влияния ветра потери ВЛ увеличиваются на 4,2% по сравнению со стандартным расчётом при температуре 20°С.

Аналогичные результаты получены и для других сезонов. Анализ этих по правок показал, что они значительны и несомненно должны учитываться при ана литической оценке потерь ЭЭ.

Основные результаты и выводы по диссертации На основе расчётного и статистического обобщения реальной информации о многорежимности, схемно-структурных и режимно-атмосферных факторов экспе риментально и теоретически обоснован и практически реализован уточнённый де терминированный подход в задаче расчёта и анализа потерь электрической энергии в распределительных электрических сетях энергосистем. Основные результаты та кого обобщения следующие.

1. Разработана уточнённая методика детерминированного расчёта технических потерь ЭЭ, базирующаяся на реально имеющейся информации о схемах и многоре жимности РЭС на основе потоков ЭЭ с уточнением влияния на потери ЭЭ ряда схем но-структурных и режимно-атмосферных факторов распределительных сетей. Реали зация методики позволяет повысить эффективность (малые трудозатраты, требуемая точность, заданная достоверность) расчёта потерь ЭЭ в условиях эксплуатации ПЭС.

2. Разработаны и реализованы два алгоритма определения (уточнения) рас чётной температуры и погонного активного сопротивления провода ВЛ с учётом влияния солнечного излучения и, соответственно, нагрузочных потерь электро энергии в ЛЭП. Отличие результатов по каждому алгоритму находится в пределах точности исходных данных.

3. Определена предельная граница влияния солнечного излучения на актив ное сопротивление проводов РЭС (АС-35 – АС-95);

сопротивление увеличивается до 5%, потери электроэнергии – до 2%. Результаты расчёта зависят от исходных актинометрических данных.

4. Установлено, что расчёт потерь ЭЭ методом средних нагрузок с оценкой величины среднеквадратичного тока по месячному пропуску ЭЭ и среднемесячной температуре даёт заниженное значение потерь ЭЭ с математическим ожиданием ошибки, равной -6,55%. Для внутримесячных (среднесуточных) изменений темпе ратуры проводов ВЛ и посуточного электропотребления с уровнем достоверности 0,95 и с точностью до 0,849 в расчётное выражение по данному алгоритму необхо димо ввести поправочный (среднемесячный) коэффициент, равный 1,07.

5. Выполнен анализ перегрева (дополнительного нагревания) проводов РЭС на потери ЭЭ ВЛ в зависимости от плотности токовой нагрузки и атмосферных факторов. Учёт перегрева проводов вносит уточнение в расчёт нагрузочных потерь ЭЭ до 12-22% при допустимых нагрузках ВЛ.

6. Предложен способ минимизации ошибки (динамические поправки) со средним значением близким к нулевому расчёта нагрузочных потерь ЭЭ в элемен тах РЭС в зависимости от загрузки и структуры схемы;

интервал оценки потерь в пределах от –0,51% до –0,09% с достоверностью 0,95 с наибольшим рассеянием от –2,5% до 1,5% ( 2 = 3,16).

7. На основе результатов исследований создан программно-вычислительный комплекс расчёта рабочих режимов и потерь ЭЭ в РЭС, прошедший многолетнюю апробацию на ряде ПЭС и используемый для решения ряда задач эксплуатации и развития распределительных сетей.

Публикации по диссертации I. Статьи, опубликованные в рецензируемых научных изданиях списка ВАК:

1. Герасименко А.А. Определение температуры проводов воздушных линий распределительных сетей с учётом токовой нагрузки и атмосферных условий / А.А.

Герасименко, Г. С. Тимофеев // Вестник КрасГАУ, научно-техн. журнал: – Крас ноярск, 2001. № 7. С. 47-54.

2. Герасименко А.А. Уточнение технической и коммерческой составляющих потерь электроэнергии в распределительных электрических сетях / А. А. Гераси менко, Д. А. Куценов, Г. С. Тимофеев // Известия высших учебных заведений.

Электромеханика. 2005. № 5. С. 38-43.

3. Герасименко А. А. Учёт схемно-структурных и режимно-атмосферных факто ров при расчёте потерь электроэнергии по данным головного учёта / А.А. Герасимен ко, Г.С. Тимофеев, И.В. Шульгин // Вестник КрасГАУ. - 2008, - № 3 (24), С. 287-293.

II. Научные работы, опубликованные в других изданиях:

4. Программно – математическое обеспечение задач анализа электрических режи мов энергопредприятий / А.А. Герасименко, А.Э. Бобров, В.Н. Гиренков, Г.С. Тимофе ев // Достижения науки и техники – развитию сибирских регионов. Всероссийская науч.

- практ. конф. с междунар. участием. КГТУ. Красноярск, 1999, С. 281.

5. Развитие программного обеспечения по расчёту и анализу технических по терь электроэнергии / А.Э. Бобров, А.А. Герасименко, В.Н. Гиренков, Г. С. Тимо феев // Достижения науки и техники – развитию сибирских регионов. Тез. докл.

Второй Всероссийской науч. практ. конф. с междунар. участием. КГТУ. Красно ярск, 2000, С. 196-198.

6. Анализ влияния внутримесячного хода температуры на потери электроэнер гии в воздушных линиях / А.А. Герасименко, А.Э. Бобров, В.Н. Гиренков, Г.С.

Тимофеев // Электрификация металлургических предприятий Сибири. Вып. 9. – Изд-во томск. ун-та, Томск, 2000. С. 265-266.

7. Влияние внутримесячного изменения электропотребления и температуры про водов на потери электроэнергии в воздушных линиях распределительных сетей / А.А.

Герасименко, А.Э. Бобров, В.Н. Гиренков, Г.С. Тимофеев // Оптимизация режимов работы систем электроприводов. Межвуз. сб-к: КГТУ. – Красноярск, 2000. С. 262-273.

8. Герасименко А.А. Учёт внутримесячного изменения режимных и атмосфер ных факторов на потери электроэнергии в воздушных линиях распределительных сетей / А.А. Герасименко, Г.С. Тимофеев // Достижения науки и техники – разви тию сибирских регионов. Материалы Третьей Всероссийской науч. - практ. конф. с междунар. участием. КГТУ. Красноярск, 2001, С. 118-119.

9. Герасименко А.А. Учёт внутримесячного хода температуры проводов воз душных линий и электропотребления при расчёте потерь электроэнергии в распре делительных сетях / А.А. Герасименко, Г.С. Тимофеев // Энергосистема: управле ние, качество, безопасность. Сб-к докл. Всероссийской научн.-практ. конф.: – Ека теринбург, 2001. С. 435-440.

10. Герасименко А.А. Расчёт оценка технической и коммерческой составляющих потерь электроэнергии в распределительных электрических сетях / А.А. Герасименко, Г.С. Тимофеев // Развитие теплоэнергетического комплекса города. Материалы II Всероссийской научно-практ. конф. и выставки по проблемам энергоэффективности.

Ч. 1. Красноярск, 2001, С. 93-96.

11. Герасименко А.А. Методика, алгоритм и программа расчёта технических по терь электроэнергии в распределительных сетях энергосистем / А.А. Герасименко, Г.С. Тимофеев;

М.: ИНФОРМЭНЕРГО. № 3469 - ЭН 2001. 74 с. Вестник электро энергетики. 2001. №4.

12. Герасименко А. А. Расчёт потерь электроэнергии и рабочих режимов в рас пределительных сетях энергосистем / А.А. Герасименко, Г.С. Тимофеев // Опти мизация режимов работы систем электроприводов. Межвуз. сб. науч. тр. Красно ярск, 2002. С. 75-95.

13. Герасименко А.А. Влияние загрузки распределительных сетей на погрешность расчёта технических потерь электроэнергии / А. А. Герасименко, Г. С. Тимофеев, Д.

А. Куценов // Достижения науки и техники – развитию сибирских регионов. Всерос сийская научн.-методич. конф. и выставка: – Красноярск, 2003. С. 120-122.

14. Герасименко А.А. Определение технических и коммерческих составляющих потерь электроэнергии с учётом схемно – режимных факторов / А. А. Герасименко, Г. С. Тимофеев, Д. А. Куценов // М.: ВИНИТИ, деп. работа № 1495 в 2004 г.

КГТУ, Красноярск, 2004, 30 с. Деп. ВИНИТИ 22.09.04.

15. Герасименко А.А. Повышение эффективности алгоритма расчёта потерь электроэнергии и рабочих режимов в распределительных сетях энергосистем / А.А.

Герасименко, Г.С. Тимофеев // Оптимизация электротехнических систем. Межвуз.

сб-к науч. тр.: ИПЦ КГТУ. – Красноярск, 2004. С. 261-271.

16. Герасименко А.А. Решение уравнений узловых напряжений в задачах расчё та, анализа и оптимизации режимов электроэнергетических систем / А.А. Гераси менко, В.Б. Нешатаев, Г.С. Тимофеев // Оптимизация электротехнических систем.

Межвуз. сб-к науч. тр.: ПИ СФУ. – Красноярск, 2008. С. 32-47.

17. Герасименко А.А. Комплексный учёт режимно – атмосферных факторов в расчёте активного сопротивления и потерь электроэнергии в ЛЭП / А.А. Гераси менко, И.В. Шульгин, Г.С. Тимофеев // Оптимизация электротехнических систем.

Межвуз. сб-к науч. тр.: ПИ СФУ. – Красноярск, 2008. С. 232-245.

18. Герасименко А.А. Учёт схемно – режимных и атмосферных факторов при расчёте технических потерь электроэнергии в распределительных сетях / А.А. Ге расименко, Г.С. Тимофеев, А.В. Тихонович // Журнал Сибирского федерального университета. Техника и технологии. 2008. № 1 (2). С. 188-206.

19. Тимофеев Г.С. Программно-алгоритмическая реализация уточнённой мето дики детерминированного расчёта потерь электроэнергии в распределительных се тях энергосистем // Энергоэффективность и энергобезопасность производственных процессов: сб-к трудов международной научно-технической конф. студентов, ма гистрантов, аспирантов 10-12 ноября 2009 г. – Тольятти: ТГУ, 2009. С. 185-187.

Подписано в печать 22.02. Формат 6084/16. Уч-изд. л. 1, Тираж 100 экз. Заказ № Отпечатано: