Программные продукты и системы

Достоверное определение нормативов потерь электроэнергии (ЭЭ) в сетях и разделение их на нормативную и сверхнормативную части позволяют снизить финансовые убытки.

Экономию от снижения потерь можно направить на техническое перевооружение сетей, увеличение зарплаты персонала, совершенствование организации производства и распределения ЭЭ, повышение надежности и качества электроснабжения потребителей, уменьшение тарифов на ЭЭ.

Снижение потерь ЭЭ в электрических сетях – сложная комплексная проблема, требующая значительных капитальных вложений как для оптимизации развития электрических сетей, так и для совершенствования системы учета ЭЭ. Кроме того, необходимы внедрение новых информационных технологий при сбыте ЭЭ и управлении режимами сетей, обучение персонала и его оснащение приборами поверки средств измерений ЭЭ.

На величину нормы технологического расхода ЭЭ в той или иной степени воздействует множество факторов, а именно: конфигурация схемы распределительных сетей в расчетный период и параметры ее элементов, схема линий электропередачи и характер подключения нагрузки, параметры режима сети в расчетный период; взаимодействие различных потоков ЭЭ, неполнота, неточность, неопределенность значительной части исходной информации, степень компенсации реактивной мощности, качество ЭЭ, а также фактическое состояние электрических систем. Задача нормирования – максимально возможный учет всех факторов, существенно влияющих на величину нормы технологического расхода ЭЭ при соблюдении условий эксплуатации.

Одним из мероприятий, направленных на снижение потерь ЭЭ, является совершенствование организации работ по расчетам технических потерь ЭЭ [1–4]. Налаживание ежемесячных расчетов балансов ЭЭ, расчеты технических потерь, допустимых и фактических небалансов ЭЭ в сетях, передача программного обеспечения, БД по расчетам в сетях позволяют облегчить работу персонала электрических сетей.

В Азербайджанском научно-исследователь­ском и проектно-изыскательском институте энергетики разрабатываются программы, позволяющие производить мониторинг и выявлять очаги сверхнормативных потерь ЭЭ [3]. Так, програм- мно-вычислительный комплекс, созданный в системе программирования DELPHI, предназначен для расчета составляющих структуры технических потерь мощности и энергии в электросетях, фактического и допустимого небаланса ЭЭ, а также для получения нормативных характеристик потерь мощности и ЭЭ, оценки коммерческих потерь.

Комплекс состоит из программ расчета технических потерь ЭЭ

–      в замкнутых электрических сетях энергосистем с напряжением 110 кВ и выше;

–      в радиальных электрических сетях 35–110 кВ;

–      в радиальных электрических сетях 6–10 кВ;

–      в распределительных сетях 0,4 кВ;

–      в отдельных элементах сети.

Кроме того, в комплекс входят программы расчета потерь мощности и энергии на корону в воздушных линиях (ВЛ) сверхвысокого напряжения переменного тока КОРОНА, программа расчета метрологических потерь, вызванных погрешностями измерительных комплексов учета ЭЭ, а также фактических и допустимых небалансов ЭЭ.

Программный комплекс используется для планирования и нормирования потерь ЭЭ для распределительных электрических сетей (РЭС) компании «Азерэнержи» (г. Баку, Азербайджан).

При отклонении режима энергосистемы от оптимального появляются дополнительные технические потери, недоучет ЭЭ и частично коммерческие потери, уменьшение которых является экономически целесообразным.

Для расчета нагрузочных потерь в РЭС используется метод средних нагрузок:

              (1)

где DPcp – потери мощности в сети при средних нагрузках узлов (или сети в целом) за время T; kf – коэффициент формы графика мощности или тока. Этот метод не требует знания характера графика нагрузки во времени.

Распределительные сети 6–10 кВ обычно являются разомкнутыми и характеризуются большим числом узлов, меньшей полнотой и достоверностью информации. Методики расчета потерь ЭЭ в распределительных сетях 6–10 кВ ввиду отсутствия информации о нагрузках узлов за расчетный период основаны на задании схемы и режимных параметров головного участка за расчетный период. В распределительных сетях 6–20 кВ из-за отсутствия полной информации о нагрузках узлов распределительные трансформаторы (РТ) принимаются однородно загруженными в соответствии с номинальными мощностями, а нагрузки узлов вычисляются на основе коэффициентов участия нагрузки узлов Кгу в нагрузке головного участка, определяемых по формуле

                                                        (2)

где Sномi – номинальная мощность трансформатора в узле.

Неполнота информации по нагрузкам РТ не позволяет учесть реальные графики нагрузки РТ. В связи с этим был разработан алгоритм расчета потерь ЭЭ с учетом неопределенности в исходной информации.

Для учета неопределенности задания нагрузок узлов разработаны методика и алгоритм моделирования предельных по потерям мощности режимов радиальной ЭС. Для учета неопределенности задания нагрузок узлов организуется проведение расчетов потерь ЭЭ в распределительных сетях для двух граничных режимов нагрузок узлов. При этом коэффициенты участия нагрузки узлов в нагрузке головного участка принимаются как случайные величины, нормально распределенные и заданные числовыми характеристиками.

Для формирования граничных режимов определяются наиболее удаленные узлы распределительных сетей по возрастанию, величины суммарных потерь мощности и близлежащие узлы в порядке убывания этой величины. Выбор удаленных (У) и близлежащих (Б) узлов можно производить по суммарному сопротивлению от головного участка до РТ или по уровням напряжения узлов.

По результатам расчета режима напряжений узлов по средним значениям нагрузок РТ удаленные узлы строятся последовательно в соответствии с алгоритмом

maxUi®minUi, iÎУ.                                             (3)

При формировании совокупности узлов примерно половина нагрузочных узлов из списка, полученных по схеме (3), принимаются удаленными, а остальная совокупность узлов – близлежащими.

Определяются приведенные коэффициенты участия нагрузки узлов путем перерасчета коэффициентов участия, полученные для исходной схемы с учетом неопределенности в нагрузках узлов по формуле

                                            (4)

При этом должны соблюдаться следующие условия:

                  (5)

где dи – относительное значение, характеризующее непропорциональное распределение нагрузки головного участка между РТ; Simin и Simax – соответственно минимальные и максимальные нагрузки узлов.

Минимальные Simin и максимальные Simax нагрузки РТ для близлежащей совокупности узлов определяются по формуле

Simini=kiгу(1–dи)Sгу,                                                   (6)

а для удаленной совокупности узлов – по формуле

Simax=kiгу(1+dи)Sгу.                                                   (7)

При формировании минимального по потерям энергии режима примерно для половины нагрузочных узлов схемы коэффициенты участия берутся больше номинальных, чему соответствует знак плюс в выражении для kпргуi, а для остальной части узлов коэффициенты участия берутся меньше номинальных.

Учитываются следующие виды погрешностей в расчетах потерь от неопределенности параметров головного участка, связанные с измерениями погрешностей:

–      измерения активного и реактивного отпуска ЭЭ, определяемые погрешностями электросчетчиков и измерительных трансформаторов;

–      напряжения головного участка;

–      коэффициента графика нагрузки головного участка;

–      задания активных сопротивлений в зависимости от температуры окружающей среды.

Для оценки влияния каждой из приведенных погрешностей на потери проводятся многовариантные расчеты режима РС, определяются потери энергии и отклонение потерь от среднего значения.

Предусмотрено задание численных значений методических и информационных погрешностей. Принимая методические и информационные погрешности в виде независимых случайных ве- личин с нормальным законом распределения, вычисляют значение среднеквадратичной погрешности и границы интервала неопределенности потерь энергии DWmin, DWmax.

Разработаны методика и алгоритм оценки погрешности квадрата коэффициента имитационным моделированием графиков электрических нагрузок по продолжительности в виде непрерывной функции, позволяющей повысить точность расчета потерь ЭЭ в распределительных сетях.

Предложено получение эмпирических зависимостей для k2f аппроксимацией графиков нагрузки экспоненциальными зависимостями [4] вида

                             (8)

Здесь α и ρ – параметры масштаба, определяемые в результате аппроксимации.

Подбор коэффициентов αi и ρi, обеспечивающий множество решений, производится решением задачи минимизации функции

          (9)

с учетом ограничений на kmin и ktmin в виде

                                     (10)

Повышение точности моделирования потерь энергии и снижение систематических погрешностей можно обеспечить путем подбора вида аппроксимирующей зависимости (ρ и α) графика нагрузки. Моделирование графиков нагрузки экспонентой путем подбора ρ и α позволяет получить семейство графиков и kf, близких к реальным (рис. 1).

Программа расчета технических потерь ЭЭ в радиальных электрических сетях 6–10 кВ по полным схемам ЭС

Для расчета потерь ЭЭ в радиальных РЭС разработана программа, структура которой приведена на рисунках 2 и 3. Программа разработана в среде DELPHI, позволяет быстро формировать расчетные схемы электрической сети в удобном виде, сократить затраты труда на подготовку и расчет потерь ЭЭ.

В разработанной программе в отличие от известных развиты специальные алгоритмы учета неопределенности в исходной информации и получения интервалов неопределенности потерь ЭЭ, в частности, неопределенности задания нагрузок в трансформаторных пунктах 6–10 кВ; возможен учет влияния исходных погрешностей в напряжении, отпуске ЭЭ головного участка, температуре провода, коэффициенте формы графика нагрузки и точности в значении реактивной энергии (мощности), определяемых путем серии расчетов установившихся режимов; возможно получение нормативных характеристик потерь ЭЭ непосредственно в результате работы программы.

Исходная информация может задаваться в виде конструктивных параметров элементов схемы сети с возможностью выбора их из справочной информации и преобразования к виду, удобному для моделирования режимов ЭС. При этом значительно экономится рабочее время инженера-расчетчи­ка и снижаются возможные ошибки на стадии подготовки и ввода информации.

Расчет потерь ЭЭ производится по участкам (фидерам) каждой подстанции и сетевого района (рис. 2). Расчеты можно производить по всей электрической сети, состоящей из нескольких районов. В этом случае структура потерь ЭЭ выдается по фидерам, районам и в целом по сети.

Выдаются нормативная характеристика потерь энергии в зависимости от отпуска ЭЭ для всех классов напряжения и суммарная нормативная характеристика потерь энергии по всей сети в целом. Программа расчета технических потерь ЭЭ в РЭС ЭЭС учитывает реальные условия эксплуатации ЭЭС и соответствует требованиям действующих инструкций.

Оценка интервалов неопределенности потерь ЭЭ от непропорционального распределения нагрузки головного участка между РТ электрической сети производится по следующему алгоритму.

1.     Ввод исходной информации (интервалы погрешностей в исходной информации).

2.     Формирование номинальных коэффициентов участия нагрузки РТ в нагрузке головного участка.

3.     Формирование расчетов режимов для граничных значений неточно заданных переменных.

4.     Формирование граничных значений неточно заданных переменных. Итерационный расчет режима сети методом расчета в два этапа. Расчет фактических коэффициентов участия нагрузки РТ в нагрузке головного участка с учетом непропорционального распределения нагрузки головного участка между РТ.

5.     Расчет потерь ЭЭ по участку.

6.     Последовательный расчет интервалов неопределенности потерь ЭЭ по заданным переменным.

7.     Вывод результатов расчета по оценке интервалов неопределенности потерь ЭЭ.

8.     Повторение расчетов по всем неточно заданным переменным.

9.     Расчет интервалов неопределенности потерь ЭЭ по участку схемы сети.

В программе реализованы предлагаемые формулы для определения коэффициента формы графика нагрузки и алгоритмы моделирования предельных нагрузок узлов и расчета интервалов неопределенности потерь ЭЭ.

На основании изложенного можно сделать некоторые выводы.

Расчет и нормирование потерь ЭЭ в электрических сетях энергосистемы на современном этапе должны осуществляться с максимальным использованием имеющейся в энергосистеме информации и базироваться на основе детальных расчетов технических потерь с разбивкой по оборудованию, ступеням напряжения и предприятиям электросетей.

Основным направлением развития ПО по расчетам технических потерь ЭЭ является создание на его основе автоматизированной системы расчета и анализа потерь и балансов ЭЭ по электрическим сетям. Эта система позволит получить достоверную информацию о технических и коммерческих потерях ЭЭ.

Разработанное авторами ПО для расчета технических потерь ЭЭ в РЭС позволяет быстро формировать расчетные схемы электрической сети в удобном виде, сократить затраты труда на подготовку и расчет потерь ЭЭ.

Литература

1.     Железко Ю.С. Потери ЭЭ. Реактивная мощность. Качество ЭЭ: Руководство для практических расчетов. М.: ЭНАС, 2009. 456 с.

2.     Воротницкий В.Э., Макоклюев Б.И., Калинкина М.А., Заслонов С.В., Набиев Р.Ф., Кузьмин В.В., Чугунов А.А. Многоуровневый интегрированный комплекс программ РТП для расчетов и нормирования потерь электроэнергии в электрических сетях МОСЭНЕРГО // Электрические станции. 2004. № 6. С. 35–45.

3.     Баламетов А.Б. Методы расчета потерь мощности и энергии в электрических сетях энергосистем. Баку: ЕЛМ, 2006. 337 с.

4.     Баламетов А.Б., Мамедов С.Г., Алиев Х.Т., Халилов Э.Д. Методика расчета потерь ЭЭ в распределительных сетях имитационным моделированием графиков нагрузки // Электричество. 2011. № 8. С. 15–22.

References

1.  Zhelezko Yu.S.,  Poteri EE. Reaktivnaya moshhnost. Kachestvo EE: Rukovodstvo dlya prakticheskikh raschetov [Electric losses. Reactive power. Electric power quality: manual for practical calculations], Moscow, ENAS, 2009, 456 p.

2.  Vorotnitsky V.E., Makoklyuev B.I., Kalinkina M.A., Zas-lonov S.V., Nabiev R.F., Kuzmin V.V., Chugunov A.A.,  Elektri-cheskie stantsii [Power Plants], 2004, no. 6, pp. 35–45.

3.  Balametov A.B.,  Metody rascheta poter moshchnosti i energii v elektricheskikh setyakh energosistem  [Methods of power losses calculating in electric mains of electric systems], Baku, ELM, 2006, 337 p.

4.  Balametov A.B., Mamedov S.G., Aliev H.T.,  Khalilov E.D.,  Elektrichestvo  [Electrical Technology Russia], no. 8, 2011, pp. 15–22.