автореферат диссертации по энергетике, 05.14.02, диссертация на тему:Научно-методические основы стратегии снижения потерь и повышения качества электроэнергии в электрических сетях

Акционерное общество "Научно-исследовательский институт электроэнергетики" ( ВНИИЭ )

?Г5 04

■ ■■■•и »-о и На правах рукописи

ЖЕЛЕЗКО Юрий Станиславович

НАУЧНО-МЕТОДИЧЕСКИЕ ОСНОВЫ СТРАТЕГИИ СНИЖЕНИЯ ПОТЕРЬ И ПОВЫШЕНИЯ КАЧЕСТВА ЭЛЕКТРОЭНЕРГИИ В ЭЛЕКТРИЧЕСКИХ СЕТЯХ

Специальность 05.14.02 - электрические станции (электрическая часть), сети, электроэнергетические системы и управление ими.

Диссертация

в виде научного доклада на соискание ученой степени доктора технических наук

Москва - 1996

Официальные оппоненты:

доктор технических наук, профессор Строев В.А. доктор технических наук, профессор Гераскин О.Т. доктор технических наук, профессор Левин М.С.

Ведущая организация: Проектно-изыскательский и научно-

исследовательский институт "Энергосетьпроект", г.Москва

Защита диссертации состоится 4 июня 199бг в 14 часов, на заседании Диссертационного совета Д.144.07.01 при Научно-исследовательском институте электроэнергетики (ВНИИЭ) (115201, Москва, Каширское шоссе 22,корп.3)

С диссертацией в виде научного доклада можно ознакомиться в библиотеке АО ВНИИЭ.

Диссертация в виде научного доклада разослана " " _ 199бг

Председатель Диссертационного совета

д. т. н., проф. /И^Х ' Ю. Г. Шакарян

1. ОБЩАЯ ХАРАКТЕРИСТИКА РАБОТЫ.

Характеристика проблемы и постановка задачи. Задачи снижения потерь и повышения качества электроэнергии в электрических сетях являются составными частями более общей проблемы экономии топливно-энергетических (ТЭР) и других материальных ресурсов. Снижение потерь электроэнергии непосредственно приводит к экономии ТЭР. Экономия ТЭР вследс-твии повышения качества электроэнергии (КЭ) происходит в связи со снижением расхода электроэнергии, затрачиваемой на производство продукции, впоследствии бракуемой из-за низкого её качества, и на её утилизацию. Кроме того, снижаются затраты на электрооборудование, сроки службы которого существенно зависят от КЭ. Снижаются и убытки от недо-отпуска продукции, вызываемого снижением производительности агрегатов при понижении КЭ.

Техническое состояние электрических сетей РАО "ЕЭС России" и присоединенных к ним региональных энергосистем характеризуется сравнительно высоким уравнем потерь - около 9% от электроэнергии, отпускаемой в сети, и низким КЭ - в ряде энергосистем нормы ГОСТ 13109 превышаются в 2-3 раза. По проведенным оценкам ущерб от низкого КЭ достигает 10-12% от стоимости всей производимой в стране электроэнергии.

Методические подходы к решению задач снижения потерь и повышения КЭ различны. Это обусловлено тем, что конечная количественная цель мероприятий по снижению потерь (МСП) до решения задачи не известна требуется определить экономически целесообразный комплекс мероприятий и соответствующее ему значение потерь, а конечная цель мероприятий по повышению КЭ задана изначально - необходимо обеспечить соблюдение требований, установленных ГОСТ 13109.

Уровень потерь электроэнергии в сетях определяется решениями, принимаемыми на трех временных уровнях: концептуальном, эксплуатационно-реконструктивном и оперативном.

На концептуальном уровне вырабатываются основные принципы развития единой энергетической системы (ориентация на крупные электростанции и протяженные линии передач или сравнительно маломощные станции, расположенные в центрах нагрузки и т.п.). Концептуальному уровню соответствует наиболее широкий интервал возможных значений потерь. Анализ, проведенный автором в [4], показал, что базовый уровень потерь, закладываемый на концептуальном уровне, составляет в зависимости от принятых решений от 4,5 до 11% электроэнергии, отпускаемой в сеть. Изменение концептуального подхода в стране с развитой энергетикой может привести в существенному уменьшению потерь в указанных пределах лишь через несколько десятков лет.

На эксплуатационно -реконструктивном уровне снижение потерь достигается за счет постепенной адаптации режимов и параметров сети к реально существующим нагрузкам и применения новых типов оборудования (более экономичных трансформаторов, компенсирующих устройств и т.п.). Возможности снижения потерь на этом уровне обычно не превышают 1,5% от отпуска электроэнергии в сеть. В частности, в [4] показано, что при существенных различиях (в 2-2,5 раза) в базовых уровнях потерь в большинстве стран, данные по которым приводятся в Ежегодном бюллетене европейской статистики электроэнергии, тренд их изменения составляет не более (0,05-0,08)% в год, несмотря на проведение активной энергосберегательной политики. Для реализации основных МСП эксплуатационного плана требуется период в несколько месяцев, а реконструктивного плана, как правило, несколько лет.

На оперативном уровне {диспетчерское управление режимами сетей в темпе процесса) резервы снижения потерь составляют около 0,2 % от отпуска электроэнергии в сеть.

Основные мероприятия по повышению КЭ (МПК) проводятся на эксплуатационно-реконструктивном уровне . Они сводятся к установке дополнительного оборудования в точках присоединения потребителей к энергосистеме (ТПС) или в сетях самих потребителей. Нормализация ПКЭ с помощью таких устройств может быть проведена практически при любых решениях, принятых на концептуальном уровне.

При принятии концептуальных решений значение потерь электроэнергии не является основный фактором - развитие ЕЭС планируется исходя из размещения производственных мощностей, а не значения потерь, однако последнее является одним из учитываемых факторов. Основными временными уровнями, на которых снижение потерь электроэнергии рассматривается как самостоятельная задача, являются эксплуатационно-реконструктивный и оперативный уровни.

Оперативные задачи, решаемые в рамках АСДУ, исходят из наличия достаточно достоверной информации, получаемой от средств телеизмерений, детерминированных алгоритмов определения оптимальных режимов (целей управления) и телеуправления устройствами их регулирования. Человек в цепи АСДУ входит в управляющую часть системы < Решения принимаются исходя из текущей ситуации, интегральная оценка эффективности решения производится на сравнительно непродолжительном интервале времени, определяемом, как правило, периодичностью работы переключающих устройств .

Более сложная ситуация характерна для решений, принимаемых на эксплуатационно-реконструктивном уровне. Однозначно определить оптимальный уровень потерь электроэнергии в сети можно лишь для ситуации

её консервативного развития, т.е. при известных нагрузках и характеристиках устройств, которые могут быть использованы, и известной стоимости электроэнергии. Появление устройств с новыми характеристиками (например, молекулярных конденсаторов промышленного изготовления или трансформаторов с резко сниженными потерями за счет использования явления сверхпроводимости), снижение стоимости известных устройств, обусловленное совершенствованием технологии их производства, изменение стоимости электроэнергии и тому подобные явления изменяют оптимальное значение потерь и приоритеты в адаптации сети к новой оптимальной цели .

В связи с тем, что достоверный прогноз нагрузок на длительную перспективу затруднен (например в 1985г никто не мог предполагать развития событий в 90-х годах), также как и предсказание сроков появления новых технических средств, решения, принимаемые на основе предположения об известной динамике изменения показателей на длительном периоде, часто оказываются не оптимальными. Поэтому основным процессом снижения потерь электроэнергии является адаптация режимов и параметров сети к условиям, прогнозируемым на несколько лет вперед и ежегодно корректируемым при появлении новой информации.

Данная работа посвящена разработке комплекса технических и организационных мер, применение которых обеспечивает наиболее эффективную адаптацию параметров и режимов сети к оптимальным условиям на эксплуатационно-реконструктивном уровне.

Основой для формулирования комплекса мер и определения приоритетных направлений работ, объединяемых автором в понятие стратегии снижения потерь и повышения качества электроэнергии в сетях, является осуществленное в работах автора решение четырех групп вопросов, охарактеризованных ниже.

1. Выбор рационального комплекса мероприятий производится на основе расчетов, исходная информация для которых имеет ограниченную полноту и достоверность. Это касается данных как о нагрузках сетей, так и о стоимостных показателях. В этих условиях должен обеспечиваться выбор и приоритетная реализация мероприятий, обеспечивающих гарантированный эффект.

2. Выбор наиболее целесообразных способов снижения потерь и повышения КЗ невозможен без рассмотрения сетей энергосистем и потребителей как единого целого. Учет указанных сетей в едином расчете предполагает разработку способов моделирования сетей различного назначения и использования методов оптимизации больших систем.

3. В силу того, что энергосистемы и потребители являются самостоятельными экономическими субъектами, использующими общее техническое

устройство - электрическую сеть, через которую они могут влиять на экономические показатели друг друга, необходима разработка методов расчета и порядка отражения в договорах на отпуск электроэнергии условий , относящихся к потерям и качеству электроэнергии. Данные методы должны быть отражены в нормативно-технических документах (НТД), введенных в действие в установленном в РФ порядке. Б условиях рыночной экономики эти методы должны базироваться на экономических рычагах воздействия на субъектов.

4. В связи с тем, что в задачах эксплуатационно-реконструктивной адаптации сетей человек входит не только в управляющую, но и в управляемую части большой открытой автоматизированной системы (в терминах теории системных исследований), стратегия снижения потерь и повышения КЭ должна содержать систему стимулирования персонала, базирующуюся на ясно видимой связи результатов его работы с оплатой труда.

Автор защищает способы и методы решения перечисленных выше групп вопросов.

Научная новизна. Исследована структура погрешностей расчета потерь электроэнергии, выявлены факторы, оказывающие наиболее существенное влияние на точность расчета.

Разработан новый аналитический метод расчета потерь в замкнутых сетях с реверсивными перетоками мощности. Определена предельно достижимая точность регрессионного моделирования сетей 6-10 кВ.

Разработаны методы формирования перечня приоритетных мероприятий по снижению потерь, обеспечивающих гарантированный эффект в условиях ограниченной полноты и достоверности информации и ранжирования узлов сети по степени влияния точности информации об их нагрузках на точность расчета потерь.

Разработаны методы выбора мощности и мест установки компенсирующих устройств в больших электрических системах, основанные на моделировании сетей различного назначения.

Разработаны методы выбора законов регулирования напряжения в радиальных сетях 35-ИОкВ при одновременном наличии в них трансформаторов с РПН и ПЕВ и в сетях 6-1ОкВ при внутрилинейной и межлинейной неоднородности .

Разработаны методы расчета допустимых и фактических вкладов потребителя в уровни искажений напряжения и оценки допустимости режимов работы оборудования с кумулятивным характером восприятия искажений.

Разработаны принципы тарифной политики в части нормализации потребления реактивной мощности и качества электроэнергии. а также методология построения системы стимулирования персонала энергосистем за снижения потерь электроэнергии.

Практическая значимость. Практическая значимость разработанных автором методов заключается в реально достигаемом снижении потерь электроэнергии за счет методов гарантированного выявления их очагов в условиях существующей неопределенности информации о нагрузках сетей и повышении качества электроэнергии за счет экономического воздействия на виновную сторону,что обусловлено системным подходом к проблеме и проработкой ее на всех этапах - от теоретических основ и методик расчетов до создания и утверждения в установленном порядке нормативно-технических документов и разработки программного обеспечения расчетов.

Результаты исследований автора включены в 9 отраслевых и межотраслевых нормативно-технических документов, утвержденных в установленном порядке и действующих на территории РФ; 5 из них разработаны под руководством автора. Программные комплексы, реализующие разработанные автором методики расчетов, используются в 42 энергосистемах РЧ> и на ряде промышленных предприятий различных отраслей промыиленности.

Публикации и апробация работы. Результаты работ автора отражены в 165 публикациях, в том числе 5 книгах, из которых 58 публикаций, в том числе 3 книги написаны автором лично.

Научные работы опубликованы соискателем в виде 5 книг, 91 статьи в центральной научно-технической литературе (21 статья в журнале "Электричество", 20 - в журнале "Электрические станции", 35 - в журнале "Промышленная энергетика, остальные в других журналах). Четыре ра-. боты опубликованы в материалах международных конференций.

56 работ опубликованы в сборниках докладов всесоюзных и республиканских конференций, 5 - представляют собой методические указания и конспекты лекций, написанные автором для студентов институтов повышения квалификации, 4 - авторские свидетельства на изобретения.

Работы автора трижды представлялись на ВДНХ СССР и удостоены 2 серебряных и 1 бронзовой награды.

Работы, выполненные в период с 1975 по 1989гг, систематизировались и освещались в периодически выходящих книгах автора [1-5]. В список литературы в данной диссертации включены книги автора и статьи, материал которых не включен в книги, или вышедших после издания книг.

2. МЕТОДЫ РАСЧЕТА, АНАЛИЗА, НОРМАТИВНОГО ПЛАНИРОВАНИЯ ПОТЕРЬ ЭЛЕКТРОЭНЕРГИИ И ВЫБОРА ПРИОРИТЕТНЫХ МЕРОПРИЯТИЙ ПО ИХ СНИЖЕНИЮ.

2.1. Исходные положения

Развитию сетей энергосистем в соответствии с принятой концепцией свойственно эпизодическое появление событий, существенно влияющих на

уровень потерь: вводы крупных станций, линий электропередачи и т.п. Изменение потерь, происходящее при этом, как правило, перекрывает эффект от работ, проводимых на эксплуатационно-реконструктивном уровне. Это обстоятельство приводит к существенным межгодовым колебаниям потерь. Анализ [4] показал, что во многих странах отличие потерь в смежных годах часто составляет (0,3-0,4)% от отпуска в сеть, а в некоторых странах достигает 2% и более.

Комплексное воздействие на уровень потерь решений, принимаемых на концептуальном и эксплуатационно-реконструктивном уровнях,может привести как к положительной, так и к отрицательной тенденции их изменения на многолетнем интервале. В частности из 24 стран, анализ потерь в которых проведен в [4], в 15 странах наблюдалась тенденция увеличения потерь (в их число входят и такие страны, как Великобритания, Франция, Испания, Италия, Канада), а в 9 - снижения.

Описанные исследования позволили сделать 3 вывода: 1) сопоставление уровней потерь электроэнергии в различных странах, проводимое с целью поиска положительных примеров, не является продуктивным. Оптимальный уровень потерь в каждой стране на ближайшие 5-10 лет определяется базовым значением, заложенным на коцептуальном уровне, и имеющимися в ее сетях резервами эксплуатационно-реконструктивного и оперативного характера;

2) планирование многолетней тенденции снижения потерь для конкретных энергосистем, исходя лишь из эффекта от внедрения разрабатываемых МСП эксплуатационно-реконструктивного и оперативного характера, в общем случае лишено оснований. Даже в энергосистемах, сети которых остаются относительно стабильными, уровень потерь может резко изменится от реализации решений концептуального плана в смежных системах;

3) определение оптимального уровня потерь электроэнергии, имеющихся резервов их снижения и комплекса конкретных МСП возможны лишь на основе расчетов технических потерь, определения их структуры и выявления конкретных очагов технических и коммерческих потерь (коммерческие потери обусловлены погрешностями приборов учета электроэнергии и неоплатой за потребленную энергию).

2.2. Классификация методов расчета нагрузочных потерь.

Нагрузочные потери электроэнергии (НПЭ) являются составляющей потерь, для расчета которой требуется наиболее объемная информация и вследствие этого наиболее сильно зависящей от ее полноты и достоверности .

Методы расчета НПЭ могут быть разбиты на три группы:

1) методы оперативных расчетов, основанные на расчетах потерь

мощности в сети по данным о нагрузках, поступающим от системы телеизмерений, и последующего их суммирования нарастающим итогом в потери электроэнергии. К методам этой группы относятся методы оценивания режима сети, В-коэффициентов и поэлементных расчетов;

2) аналитические методы, использующие информацию о нагрузках узлов, полученную с помощью контрольных замеров, и о потреблении электроэнергии в узлах, полученную от приборов ее учета (для ретроспективных расчетов) или прогнозные их значения (для перспективных расчетов);

3) методы обобщенных расчетов, использующие зависимости потерь электроэнергии в сети от основных влияющих факторов. Эти зависимости могут быть получены путем аппроксимации результатов вариантных расчетов технических потерь, проведенных с помощью аналитических методов, либо с помощью факторного анализа отчетных потерь.

исследования, проведенные автором [28,33,36], показали что при решении задач снижения потерь на эксплуатационно-реконструктивном уровне наибольший эффект дает использование аналитических методов и метода обобщенных расчетов, использующего зависимости, полученные с помощью аналитических методов. Методы оперативных расчетов не позволяют производить вариантных расчетов, необходимых при выборе МСП, а методы, использующие зависимости, полученные с помощью факторного анализа отчетных потерь, обладают практически нулевой разрешающей способностью в выявлении конкретных МСП.

Вместе с тем, для аналитических методов свойственна худшая точность по сравнению с методами оперативных расчетов. Анализ структуры погрешностей [2,4,8] показал, что количественные их характеристики зависят от:

1) применяемого метода,характеризуемого типом интегрирующего множителя (величины, приводящей значения потерь мощности в ограниченном числе режимов к потерям электроэнергии за рассматриваемый период времени ) ;

2) точности исходной информации о нагрузках узлов и напряжении базисного узла;

3) конфигурации и параметров элементов рассчитываемой сети, определяющих степень количественного влияния погрешностей в нагрузках узлов на погрешность расчета потерь электроэнергии.

Причиной возникновения всех погрешностей являются свойства исходной информации. Невозможность ее получения или нецелесообразность обработки в полном объеме (например, графиков нагрузки узлов, представленных в виде 8760 значений за год) заставляет использовать при разработке метода те или иные допущения о характере влияния на результат расчета неиспользуемой информации (например, замена суммы квадратов

8760 значений величиной 1, рассчитываемой по эмпирическим формулам).

Объем информации, на которую рассчитан метод, определяет его методическую погрешность. Она не может быть устранена даже при идеально точной информации, используемой методом, гак как определена свойствами неиспользуемой информации. Значение этой погрешности, рассчитанное для случая наиболее сильного влияния неиспользуемой информации на результат расчета, может рассматриваться как класс точности метода.

Дополнительные погрешности вносятся в расчет неточностью исходной информации, используемой методом. Эти погрешности названы информационными, они в пределе могут быть сведены к нулю при использовании идеально точной информации. Некоторые из погрешностей этой группы, имеющие сравнительно небольшой диапазон изменения значений в реальных условиях, могут быть включены в класс точности метода.

Исследования законов распределения обеих групп погрешностей [1,2] показали, что они описываются нормальным законом.

Более глубокая структуризация обеих групп погрешностей позволила разложить их на следующие составляющие [2,4] :

- методическую погрешность - на погрешность вычисления интегрирующего множителя по приближенным формулам - Дпри погрешность, обусловленную его неадекватностью - Дн а:

К = / Апр2 + Лн.а2 ; (2.1)

- информационную погрешность - на составляющую, определяемую погрешностями в исходных данных о режиме напряжения базисного узла и тока балансирующего узла (для сетей 6-10 кВ - головного участка) - Дб_ составляющую, обусловленную погрешностями информации об узловых нагрузках - Ау,и составляющую, обусловленную погрешностями информации, используемой для расчета интегрирующего множителя - Ди м:

Л„ = / Д62 + Д/ + Ди.м2 • (2-2)

В работах автора показано, что расчет интегральных или средних величин на основе замещения реального графика их изменения двухступенчатым с ординатами, равными известным максимальному и минимальному значениям и продолжительностями ступеней, обеспечивающими сохранение площади графика (энергии), соответствует максимальным оценкам погрешностей, которые легко вычисляются для такого, аналитически представленного графика [2,4,10]. В соответствии с этим любые величины, используемые совместно с интегральным показателем - электроэнергией, могут быть представлены в виде эквивалентных, определяемых по известным их значениям в режимах максимальных и минимальных нагрузок.

В частности, например, формула для вычисления эквивалентного напряжения базисного узла имеет вид [1,4]:

иэк = /щи^ + (1-М и22 (2.3)

В [2,4] приведены также способы определения коэффициента к! для сетей различного назначения и при разной полноте данных о конфигурации графика нагрузки.

Аналитические и статистические исследования позволили количественно оценить структурные составляющие погрешностей наиболее часто применяемых методов расчета потерь - метода Т и метода средних нагрузок, использующего коэффициент формы графика нагрузки кф - (табл. 2.1). В последнем столбце таблицы приведен класс точности метода, представляющий собой значение погрешности, определяемой приведенными 4 составляющими с вероятностью 95% (2 Асум).

Таблица 2.1. Максимальные значения среднеквадратичных погрешностей и классы точности методов расчета потерь по Т и кф.

Метод Напряжение сети КВ Погрешности, % Класс точности 5м

Ан.а Л*

X 35-220 6-10 2,1 4,5 10,8 4,3 0,8 2,6 1,0 12,5 22,2 28,4

кф 35-220 6-10 0,8 3,1 5.1 2.2 0,8 2,6 0,5 2,3 10,4 10,8

Из приведенных данных следует, что основным слабым местом метода Т при расчете потерь в замкнутых сетях является неадекватность интегрирующего множителя - величины X (невозможность оценить с помощью X суммарного графика многообразие X всех ветвей сети), а при расчете потерь в сетях 6-ЮкВ - информационная погрешность (отсутствие достоверных данных о максимальной нагрузке).

В связи с полученными результатами интуитивное убеждение о предпочтительности для расчета потерь в сетях б-10кВ метода средних нагрузок получило количественное подтверждение.

С целью дальнейшего снижения погрешности неадекватности интегрирующего множителя при расчете потерь в замкнутых сетях (по методу средних нагрузок Дн н = 5,1 %) автором был проведен сопоставительный анализ однородности графиков нагрузки различных узлов сети в сезонном периоде и графиков одного и того же узла в различных сезонах [1,2,4]. Установлено, что основная часть погрешности неадекватности возникает на суточном интервале. На основании этого предложен метод расчета, по-

лучивший наименование метода характерных суток или эквивалентного числа дней потерь, для которого погрешность неадекватности не превышает 1,7 %. В табл. 2.2 приведены данные по структуре погрешностей этого метода при различном объеме информации, используемой для расчета Дэк (12 помесячных потреблений энергии, 365 суточных или 8/60 часовых).

Таблица 2.2. Максимальные значения среднеквадратичных погрешностей и классы точности методов расчета потерь по Д:,к .

Объем информ. (чисел) Погрешности, % Класс точности 5М

Лпр Лн.а Л0 Ан.м

12 2,2 1,7 0,8 0,5 5,8

365 1,3 1,7 0,8 0,5 4,6

8760 0,0 1,7 0,8 0,5 3,8

В табл. 2.1 и 2.2 приведены количественные оценки максимальных значений четырех из пяти составляющих погрешностей, фигурирующих в формулах (2.1) и (2.2). В связи с тем, что пятая составляющая - Ау в формуле (2.2)- сильно зависит от параметров конкретной сети, характеризуемой узловыми сопротивлениями (Яи), и погрешностей узловых нагрузок Д! (см. разд. 2.5), вводить её максимальные значения в класс точности метода нецелесообразно. Поэтому интервал неопределенности нагрузочных потерь электроэнергии при ориентации на обычно применяемый 95%-ный уровень достоверности целесообразно определять по формуле:

А»н = Лирасч(1 ± / б/ + 4й/ / 100), (2.4)

где Ду рассчитывают по формулам, приведенным ниже в разделе 2.5.

2.3. Расчет потерь электроэнергии в сетях $-10кВ.

Особенностью массовых расчетов потерь в сетях этого класса напряжения является отсутствие достоверных данных о нагрузках распределительных трансформаторов 6-10/0,4 кв (РТ) и необходимость в связи с этим принимать допущение о распределении суммарной нагрузки фидера между РТ, например, пропорционально их установленным мощностям. В этих условиях нет необходимости рассчитывать режим сети при каждом новом значении нагрузки головного участка, а достаточно использовать эквивалентное сопротивление фидера Иэк, определенное по одному режиму. В связи с этим все формулы расчета потерь в этих сетях оперируют параметрами нагрузки головного участка и значением Нэк.

Наиболее полная формула метода средних нагрузок, являющегося предпочтительным для сетей 6-10 кВ, имеет вид [4]:

WP КФ P + Wq Кф Q AWH = --- R3K, (2.5)

"эк *

где WP и WQ - отпуск активной и реактивной энергии в сеть за время Т; КфР и Кфй - коэффициенты формы графиков P(t) и Q(t); U3K - эквивалентное напряжение на шинах ЦП, определяемое по формуле (2.3).

Класс точности метода, использующего формулу (2.5) приведен в табл. 2.1 и составляет 10,8 %.

Для многих фидеров характерно отсутствие реактивных счетчиков, а также данных о конфигурации графика головного участка. Для этих случаев автором предложено применять формулы, в которых неизвестные величины заменены их математическими ожиданиями [2,4]:

1,25 WP2 1,63 WP2 W.. = -—- Кф12Иэк или WH = --Кэк- (2-6)

«эк Т иэк ±

Классы точности метода средних нагрузок при использовании формул (2.6) составляют 16,6% и 21,2% соответственно.

В ряде энергосистем до сих пор нет достоверных данных о схемах сетей 6-ЮкВ. Отсутствуют и счетчики пофидерного расхода электроэнергии. Поэтому исследователями неоднократно предпринимались попытки получить приемлемые регрессионные выражения для 1*эк через обобщенные параметры сети и уточнить формулы для Т . В исследованиях автора [19,29] на основе структуризации погрешностей были получены минимально возможные значения погрешностей для этих величин, ниже которых они не могут быть снижены для общего случая: Д[НЭК] = (23-30)%; А[Т] = (4,5-8)%. Эти исследования показали бесперспективность дальнейших работ по теоретическому совершенствованию методов расчета указанных величин. Уточнения могут быть достигнуты лишь при расчете используемых методами коэффициентов для групп сетей и графиков, имеющих общие характерные признаки.

2-4. Расчет потерь электроэнергии в сетях с реверсивными межсис-тенныни связями.

Описанные выше методы позволяют с приемлемой точностью рассчитать нагрузочные потери электроэнергии в сетях 6-10 кВ и сетях более высоких напряжений со слабыми межсистемными связями на основе наиболее объективной информации - отпуске электроэнергии в сеть. В случае реверсивной связи электроэнергия, переданная по линии, характеризуется двумя значениями - ее отпуска и поступления за рассматриваемый период.

Исследования [38] позволили разработать метод расчета потерь

электроэнергии в таких сетях, основанный на эквивалентировании сети в полный т-угольник с диагоналями , где ш - число оставляемых в зависимости факторов, и эквивалентном представлении реверсивных нагрузок. Эквивалентные значения квадратов энергий определяются по формулам:

- собственной реверсивной нагрузки узла

Иэ2= ИРо2+ ЫРпг- Щ0 Щп (2.7)

- произведения реверсивных нагрузок узлов 1 и 3;

(ИИ0)8 = иРо1 иРоа - + Wpпi иРпо, (2.8)

где Яр0 и Ирп - расчетные значения отпуска и поступления энергии по линии, определяемые на основе фактических значений отпуска и

поступления по формулам:

КРо = Ио + |/и0 ; (2.9)

Ирп = Яп + 1/ы0 . (2.10)

Выведены также формулы для определения необходимых для расчета потерь коэффициентов формы графиков реверсивных линий:

- для собственной нагрузки

4 (1 + Ь + Ь3 + б4 )

Кф2 = -1---(2-11)

3 (1 + 2Ъг + Ь4 )

- для произведения реверсивных нагрузок

кфи = 1 + ги / (Кф1 -1) (КфД-1) , (2.12)

где Ь = нро/иРп (или наоборот, т.к. формула (2.11) симметрична относительно этого соотношения; при замене Ь на 1/Ь она приводится к такому же виду); г1;) - коэффициент режимной корреляции нагрузок узлов 1 и 3.

2.5. Погрешности расчета потерь мощности и энергии в сети, обусловленные неопределенностью информации о нагрузках узлов.

Особенностью задач электрического расчета сети в условиях эксплуатации является гораздо более высокая достоверность данных о суммарной нагрузке сети, контролируемой отдельными приборами, чем данных о её узловых нагрузках. Последние могут быть заданы в виде математических ожиданий и среднеквадратичных отклонений возможных значений нагрузки. Сочетание случайных величин нагрузок в узлах связано дисциплинирующим условием - их сумма должна быть равна детерминированно заданной суммарной нагрузке.

В проектной постановке задачи суммарная нагрузка сети заранее неизвестна и определяется суммой нагрузок узлов. Интервал ее неопределенности полностью определяется интервалами неопределенности узловых

нагрузок. Естественно, интервал неопределенности расчетных потерь при одинаковых вероятностных характеристиках нагрузок узлов будет уже для случая наличия информации о суммарной нагрузке сети.

В работах [2,4] автором описаны аналитические выражения для определения результирующей погрешности в потерях мощности для обоих случаев. При удержании лишь двух первых членов разложения случайной функции в ряд Тейлора они имеют вид:

- при заданных параметрах узловых нагрузок и определении суммарной нагрузки сети исходя из узловых нагрузок (проектная задача):

200 / п

Др!= - у I С!2 М12 Д^ ,% (2.13)

а 1 = 1

- при известной суммарной нагрузке сети, принимаемой за достоверную и являющуюся основной для корректировки узловых нагрузок с целью их балансировки с суммарной (эксплуатационная задача):

200 / 11

Дрг =- у I (С^ - а) М^ Д21 , % (2.14)

аЬ 1=1

В формулах (2.13) и (2.14):

п п п п

а = I I ^ М] Ь =2 М1; с^ = I м, Иц,

1=1 j=l 1=1 1=1

где М - математические ожидания нагрузок. Л} - среднеквадратичные отклонения; ^ - элементы матрицы узловых »апрпшониГесопрь'7"''^^^^^ ~ Выражения (2.13) и (2.14) применимы к любой сети, представленной матрицей узловых сопротивлений. В случае применения для расчета потерь в сетях 6-10 кВ регрессионных зависимостей ( при отсутствии схем сетей) зависимости (2.13) и (2.14) не могут быть применены непосредственно. Для этого случая автором в [2,4] выведены зависимости для идеализированных схем 6-10 кВ, позволяющие оценивать значения ДР1 и ДР2 на основе информации о числе участков магистрали и количестве РТ в линии.

Выражения (2.13) и (2.14) определяют погрешности в потерях мощности. Применяя описанную ранее двухступенчатую модель графика можно определить погрешность в потерях электроэнергии. Связь погрешностей выражается уравнением

км = К„ ДР , (2.15)

где коэффициент К^ зависит от параметров графика и соотношения погрешностей измерения его максимальной и минимальной ординат.

Автором в [10] выведены аналитические выражения для определения К„ при различных параметрах графиков и различных значениях коэффициента корреляции погрешностей в потерях мощности на ступенях графика.

Численные его значения для типовых графиков нагрузки находятся в диапазонах :

- для слабозаполненных графиков (коммунально-бытовая нагрузка,К3=0,3) - 1,48-2,0;

- для более заполненных (нагрузки основных сетей энергосистемы, К3 =0,7) - 0,8-1,1.

Выведенные выражения позволяют при известных параметрах графика и способах получения информации о его ординатах определить конкретные значения К^. В противном случае в расчетах приходится использовать максимальные значения из приведенных выше диапазонов.

2.6. Ранжирование узлов сети по степени влияния точности информации о нагрузке на интервал неопределенности расчетных потерь электроэнергии в сети.

Сопоставление значений ДР5 и Др 2 позволяет оценить эффективность системы головного учета электроэнергии (приборов, фиксирующих суммарные нагрузки кустов подстанций). Например, для идеализированных цепочечных схем с числом участков п и среднеквадратичной погрешностью узловых нагрузок А!=10% значения ДР1 и ДРг составляют [4]:

п 1 2 5 10 15

ДР1 18,8 11,6 9,2 6,8 5,2

Др2 0 2,6 2,7 2,2 1,9

Разность ДР1~ Др2 представляет собой снижение погрешности расчета потерь за счет установки прибора, фиксирующего суммарную нагрузку сети .

Ранжирование внутренних узлов сети по степени влияния точности информации об их нагрузках на точность расчета потерь электроэнергии осуществляют по следующему алгоритму:

1) приравнивая поочередно значения ^ в (2.14) для каждого из 1 узлов, получают 1 значений Дрг;

2) узел с максимальным снижением ДР2 по сравнению с исходным его значением, определенным по (2.14), является первоочередным (после балансирующего) по степени влияния на точность расчета потерь;

3) при фиксированном значении Д^= О для этого узла проводят 1-1 расчетов по (2.14), поочередно приравнивая нулю Д} оставшихся узлов и выбирают следующий узел, обеспечивающий наибольшее снижение ДР2• Расчеты повторяют до тех пор, пока все узлы не будут ранжированы.

Для иллюстрации в табл.2.3 приведены результаты расчетов, проведенных для схемы сети напряжением 220кВ, матрица узловых сопротивлений И и узловые нагрузки которой имеют вид:

121 9 R = I 9 21 i 7 3

7| I

3 I S = |

91 I

100 + j60 | 70 + j60 | 150 + j90 | ,

а среднеквадратичные погрешности активных и реактивных нагрузок ДР=10% и Л,з%=15%. Интервалы неопределенности нагрузочных потерь мощности Й электроэнергии в данной схеме составляют ДР = 27+6,9 Мвт, 114±32 млн.кВт.ч.

Таблица 2.3. Количественные характеристики влияния погрешностей в узловых нагрузках на интервал неопределенности расчетных значений НПЭ.

Снижение интервала неопреде-

Очеред- Измеряемая Узел ленности потерь электроэнергии

ность величина млн.кВт.ч % от суммы

1 Р 0 14,6 46,0

2 Q 0 10,8 34,0

3 Р 1 1,6 5,2

4 Р 2 или 3 2,6 7,8

5 Q 1 0,9 2,9

6 Q 2 или 3 1,5 4,1

Все узлы в сумме 32,0 100,0

Порядок расположения узлов в табл.3 определяет целесообразную последовательность установки приборов учета в рассматриваемой сети с целью снижения интервала неопределенности потерь и увеличения гарантированного эффекта от МСП. Более высокие значения эффективности установки приборов по позициям 4 и 6 по сравнению с позициями 3 и 5 объясняются тем, что установка приборов в п-1 узлах при наличии данных о суммарной нагрузке приводит информацию к детерминированному виду.

2.7. Выбор мероприятий по снижению технических потерь электроэнергии, обеспечивающих гарантированный эффект в условиях неопределенности исходной информации.

С точки зрения методологии выбора приоритетных мероприятий { в порядке снижения эффекта) в условиях неопределенности информации о нагрузках узлов они могут быть разбиты на две группы: мероприятия по изменению параметров схемы и по изменению узловых нагрузок (например, реактивных с помощью установки КУ).

Эффективность МСП первой группы оценивается сопоставлением значений потерь в исходном и конечном состояниях сети. Конечные состояния

задаются, как правило, набором нескольких возможных вариантов. Большинство МСП этой группы взаимонезависимы по эффекту. Количество возможных сочетаний параметров относительно мало и выбор .лучшего сочетания определяется из расчета всех вариантов. Б случае зависимых МСП используется метод релаксации переменных, при выборе комплекса разнохарактерных МСП - метод групповой релаксации.

Во всех этих случаях гарантированный эффект представляет собой разницу нижних границ интервалов неопределенности потерь, рассчитанных в соответствии с изложенными выше методами для начального и конечного состояний. Расчетные формулы для оценки экономического эффекта для конкретных МСП, предложенные автором и включенные в отраслевую инструкцию, подробно описаны в [4].

Для МСП второй группы конечное состояние является искомым - его предстоит определить в процессе оптимизации на основе использования информации, заданной в интервальной форме. В этом случае возможны два подхода к решению данной задачи, рассмотренные автором в [4] применительно к выбору КУ в узлах нагрузки:

1) выбор мощностей КУ осуществляется на основе математических ожиданий реактивных нагрузок в узлах; эффект оценивается в интервальной форме; на основе этой оценки делается вывод о целесообразности установки КУ;

2) выбор мощности КУ производится в расчете на решения, при которых капиталовложения гарантировано окупаются.

Во втором случае мощности КУ получаются меньшими, чем в первом. Первый подход целесообразно применять в случае, если адаптация решения к ситуации, которая возникает к расчетному сроку, затруднена. Например, шунтовые конденсаторные батареи в сетях 110 кв энергосистем имеют дискретную шкалу и решение заключается в выводе о целесообразности установки КУ именно такой мощности.

В случае же решений с большими адаптационными свойствами, целесообразно использовать второй подход. Например, суммарная мощность КУ в сетях 0,4 кВ легко наращивается за счет установки дополнительных комплектных устройств. Поэтому решение может вырабатываться в расчете на гарантированно окупающуюся мощность КУ, а если реальная нагрузка будет отличаться от прогнозируемой, увеличение мощности КУ следует производить в процессе адаптации.

В табл.2.4 приведены сопоставительные результаты расчетов по выбору КУ в узлах схемы, данные о параметрах и нагрузках которой приведены выше при описанных подходах при доверительной вероятности 0,95.

Таблица 2.4. Экономические показатели решений по выбору КУ.

Интервал экономического эффекта,млн.руб

мощность К.J

Номер Мвар Расчетной мощности Гарантирован, мощн.

узла Расчетная Гарантир. мин макс мин макс

1 55 48 75 315 91 241

2 35 30 0 196 39 107

3 25 22 -42 114 11 67

Всего 115 100 156 502 181 355

Из приведенного примера видно, что в первом случае сомнительной является целесообразность установки КУ мощностью 35 МВар в узле 2 (эффект от 0 до 196 млн.руб) и КУ мощностью 25 Мвар в узле 3 (эффект ог отрицательного до 114 млн.руб). Учет неопределенности реактивных нагрузок при выборе мощностей КУ приводит к снижению их суммарной мощности со 115 Мвар до 100 Мвар и выводит все КУ в зону положительного эффекта.

Для реальных условий хозяйствования характерны ограничения на объемы средств, направляемых на реализацию МСП. Поэтому весь перечень ИСП может быть реализован лишь в течение нескольких лет. В работе автора [3] показано, что в этом случае низкий уровень информационной обеспеченности расчетов не является препятствием для реализации МСП в обычно располагаемых объемах, так как малые объемы обычно попадают в интервал с гарантированной окупаемостью. Выведена формула для определения предельного срока проведения расчетов со среднеквадратичной погрешностью Дх при ежегодном удовлетворении потребности в рассматриваемых ресурсах в размере Хг % от потребности, определенной исходя из математических ожиданий нагрузок. Формула имеет вид 100 - 1,65 Дх

Тшах = --(2

Если, например, ежегодно может удовлетворяться 2515 потребности, а расчеты проводятся с погрешностью Дх = 20%, то в соответствии с (2.16) Ттах=2,7 года. Это означает, что к данному сроку внедрения рассматриваемых МСП, когда будет удовлетворено 2,7*25=67,5% потребности, дальнейшее их наращивание в соответствии с разработанным ранее планом будет осуществляться с риском более 0,05. К этому сроку необходимо иметь более точные расчеты. Например, при Дх=5% Тгаах=3,б года.

2.8. Потери, обусловленные погрешностями учета электроэнергии.

Изложенное в предыдущих разделах относится к методам расчета и анализа технических потерь электроэнергии. Отчетные потери представляют собой разность значений электроэнергии, отпущенной в сеть и опла-

ченной потребителями. В свою очередь разность отчетных потерь и расчетных технических представляет собой коммерческие потери, часть из которых допустима (потери,обусловленные нормированными значениями погрешностей приборов учета), а другая недопустима (несоответствие системы учета требованиям ПУЭ и хищения энергии). Из перечисленных составляющих коммерческих потерь не имеет математического описания лишь одна составляющая - хищения электроэнергии. Она может быть определена из условия баланса потерь электроэнергии, если все другие составляющие рассчитаны.

Расчет потерь электроэнергии, обусловленных погрешностями учета, может быть произведен по предложенной автором в [8] и развитой в [4] методике, основанной на разделении погрешности учета по каждому измерительному тракту (ТТ,ТН, и прибор учета) на случайную и систематическую составляющие. Последняя обусловлена потерями напряжения во вторичной цепи ТН. Среднеквадратичное значение коммерческих потерь, обусловленных погрешностями учета, определяется по формуле:

1 /I ЕГг

= -VI 2 + — а32 + - С^2 (2.17)

3 1 = 1 П3 П!

где §1- классы точности измерительных трактов в точках учета, рассматриваемых индивидуально (1=1... т); 53 и - средние классы точности трехфазных и однофазных счетчиков у мелких потребителей, общее количество которых составляет п3 и П} соответственно и по которым в расчете используется суммарное потребление энергии; с^.сЗз,^ - потребление энергии соответствующими группами в относительных единицах.

Максимальную систематическую погрешность определяют по формуле п 1

ЛИуС = 0,5 ( I бтн!^ - 2 бхн1<%) (2.18)

1=1 1=1

где 5ХН - классы точности ТН; п - число точек учета поступления энергии; 1 - отпуска.

Математическое ожидание систематической погрешности в случае отсутствия данных о действительных потерях напряжения во вторичных цепях ТН может быть принято равным половине значения (2.18). В этом случае эта же величина включается в формулу (2.17) в качестве случайной составляющей .

В [4] предложены также модификации формулы (2.17), уточняющие расчеты при наличии информации о диапазонах изменения показаний счетчиков, включенных в группы мелких потребителей.

Процедура поочередного повышения классов точности элементов измерительных трактов и сопоставление значений погрешностей,вычисленных по

(2.17), позволяет ранжировать точки учета по степени их влияния на суммарную погрешность и составлять обоснованные планы по совершенствованию системы учета электроэнергии.

Анализ потерь электроэнергии, обусловленных погрешностями учета, проведенный по описанной методике, показал следующее.

В силу различных требований ПУЭ к системам технического (для технических нужд) и расчетного (для финансовых расчетов) учетов,системы учета могут быть по степени снижения точности распределены следующим образом:

1) система расчетного учета поступления энергии и ее отпуска внешним потребителям;

2) система расчетного учета отпуска электроэнергии собственным потребителям;

3) система технического учета электроэнергии, фиксирующая отпуск электроэнергии с подстанций питающей сети в сети б~10кВ.

Третья система находится между первой и второй. Различие требований к точности систем приводит к фиктивному "перебросу" части потерь из сетей 6-ЮкВ в питающие сети, т.е. приборы учета завышают потери в питающих сетях по сравнению с расчетными техническими, а в сетях 6-ЮкВ - занижают. В частности, расчеты, проведенные для системы "Ря~ заньэнерго", показали, что при отчетных потерях в питающих сетях 403,5 млн.нВт.ч и в сетях 6-10 кВ и ниже - 368,7 млн.кВт.ч среднее значение фиктивного "переброса" потерь составило 35,6 млн.кВт.ч (при интервале 17,9 - 53,3). Полученные результаты показывают, что погрешности учета могут существенно исказить значения потерь и это обстоятельство следует учитывать при сопоставлении расчетных технических потерь и потерь, определяемых по приборам учета.

2.9. Структура потерь электроэнергии в интервальных оценках.

Применение описанных выше методов расчета точности потерь с учетом реальной точности исходной информации, используемой в расчетах технических потерь, с одной стороны, и точности систем учета электроэнергии с другой, позволяет разделить отчетные потери на следующие составляющие [36]:

1) гарантированное значение (нижняя граница интервала неопределенности) технических потерь;

2) электроэнергия, относимая к потерям из-за погрешностей учета электроэнергии, обусловленных нормированными классами точности электросчетчиков и измерительных трансформаторов;

3) то же, за счет несоответствия нагрузки вторичных цепей измерительных трансформаторов диапазону, в котором нормируются их погрешнос-

ти;

4) гарантированное значение неоплачиваемого потребления (хищения ) ;

5) потери неопределенного характера.

Последняя часть потерь является следствием неопределенности информации, не позволяющей составить детерминированный баланс потерь, физически включающий в себя лишь четыре из перечисленных пяти составляющих .

Представление составляющих потерь в виде гарантированных значений позволяет выразить в количественном виде задачи структурных подразделений энергосистем по снижению потерь.

В частности, расчеты интервалов неопределенности потерь для одного из подразделений энергосистемы привели к следующим результатам.

Интервал неопределенности технических потерь в результате расчетов составил от 6,9 % до 7,8 %. Интервал неопределенности потерь, обусловленных допустимыми погрешностями учета, составил от -0.3 % (переучет) до 0.4 % (недоучет); обусловленных реальными погрешностями -от -0,2 %, (переучет) до 0,6 % (недоучет).Отчетные потери составляют 8,9 %.

Расчет эффекта от МСП показал, что он находится в диапазоне от 0,7 до 0,9 %.

Анализ результатов расчетов позволяет представить структуру потерь в следующем виде. Гарантированное (минимальное) значение неоплачиваемого потребления (хищения) составляет 8,9 - 7,8 - 0,6 = 0,5 %

Гарантированное (минимальное) значение технических потерь составляет 6,9%.

Значение потерь, обусловленных несоответствием системы учета электроэнергии требованиям ПУЭ составляет 0,6 - 0,4 = 0,2%.

Потери неопределенного характера составляют 8,9 - 6,9 - 0,5 - 0,6 = 0,9% .

В соответствии с расчетами персоналу энергонадзора ставится задача снижения хищений минимум на 0,5 персоналу сетей - снижения технических потерь минимум на 0,7 %, персоналу метрологических служб -снижения недоучета на 0,2 % (все значения в процентах от отпуска электроэнергии в сеть). Потери неопределенного характера в 0,9 % не могут быть гарантировано отнесены к какой-либо составляющей, однако, улучшение качества информации, используемой при расчетах технических потерь, позволит сократить их значение, разнеся часть их между техническими потерями и неоплачиваемым потреблением.

2.10. Нормативные характеристики электрических сетей по потеряй электроэнергии (НХПЭ) и стимулирование персонала энергосистем.

Постановка задачи. Потери электроэнергии являются одним из важных показателей, характеризующих экономичность работы энергосистем. Их значения учитываются в ряде задач, связанных с финансовыми расчетами за электроэнергию: обоснования тарифа на электроэнергии, взаимных расчетов энергосистем за транзит электроэнергии через сети и т.п.. В таких планово-экономических расчетах невозможно использовать процедуры детальных схемотехнических расчетов потерь, описанные выше. Необходимо иметь обобщенные характеристики потерь в виде их зависимости от величин, используемых в планово-экономических расчетах (потребления энергии собственными потребителями, выработки ее основными электростанциями, приёма и отпуска электроэнергии по межсистемным связям и т.п.). Вместе с тем, несмотря на обобщенность зависимости, она должна сохранить способность правильно отражать влияние каждого из указанных факторов на уровень потерь.

В связи с использованием таких зависимостей в финансовых расчетах существующая практика предполагает их утверждение в установленном порядке, после чего они приобретают статус нормативных характеристик сетей по потерям электроэнергии (НХПЭ).

Методика расчета. Исследования, проведенные автором [33, 36, 38, 39], показали, что построение НХПЭ на основе статистического анализа отчетных потерь имеет ряд недостатков: распределение коммерческих потерь между факторами, физически влияющими только на технические потери, что не позволяет правильно оценивать влияние каждого из рассматриваемых факторов на потери, неустойчивость значений коэффициентов, резко меняющих свои значения при изменении динамики оплаты за электроэнергию и т.п..

Автором предложен метод расчета НХПЭ, основанный на аппроксимации вариантных расчетов нагрузочных потерь электроэнергии и позволяющий правильно рассчитать характеристику технических потерь электроэнергии (НХТП). В связи с квадратичным характером влияния факторов на потери и изменением некоторых из них в широких пределах (например, отпуска электроэнергии по межсистемным линиям, а в последние годы и собственно потребления) использование линеаризованных зависимостей приводит к большим погрешностям. Поэтому НХТП должна иметь вид полного квадратичного полинома с произведениями факторов, в качестве которых должны фигурировать перетоки как активной так и реактивной ^^ энергии:

+

1=13*1

Аа

+

I BQiWai + Стд

(2.19)

где А^^ (аналог матрицы узловых сопротивлений)^ и Ст - коэффициенты, полученные путем аппроксимации Зт вариантных расчетов; т -число факторов, оставляемых в зависимости.

Для факторов, характеризующих передачу энергии по линиям с реверсивными потоками мощности, выражаемую двумя значениями - отпуска и поступления И„ энергии по одной и той же линии за период Д дней, определяются эквивалентные значения энергии по методике, изложенной в разделе 2.4.

Степень учета коммерческих потерь (КП) в НХПЭ зависит от характера и целей задачи, для решения которой она используется. Обобщенно НХПЭ можно выразить в следующем виде:

где и k2 - коэффициенты, меньше единицы, отражающие требования энергосбережения.

Если гарантированные резервы снижения технических потерь составляют, например, 15X от их величины, значение kt может быть принято в интервале от 1 до 0,85. Резервы снижения коммерческих потерь представляют собой разность между их фактическим значением и допустимыми потерями учета, определенными в соответствии с разделом 2.8. Значение к2 имеет более широкий диапазон - от 1 до 0,2-0,3.

Конкретные значения kj и k2 , принимаемые для определения норматива потерь на рассматриваемый период, определяются на основе экспертного анализа реальных возможностей снижения потерь за этот период. Очевидно, что "выбрать" все резервы снижения технических потерь за 1 год невозможно, поэтому реальные значения kj в НХПЭ годовых потерь лежат в зоне от 1 до 0,97. Еще сложнее обстоит дело с коммерческими потерями, которые также являются объективной реальностью, не позволяющей не учитывать их. Значения к2 на практике для НХПЭ на тот же период могут быть приняты на уровне 0,9 - 0,95.

Стимулирование персонала энергосистем на основе НХПЭ. Использование НХПЭ устраняет недостатки ранее существовавшей системы планирования "от достигнутого" [28]. Появляется возможность использовать НХПЭ в качестве измерителя эффективности действий персонала по снижению потерь, так как НХПЭ позволяет разделить влияния на отчетные потери внешних, не зависящих от персонала факторов, и целенаправленных действий

НХПЭ = kj *НХТП + кг * КП ,

(2.20)

самого персонала. Такое использование НХПЭ возможно лиаь в случае, если она построена на основе расчетов технических потерь. Вместе с тем, даже в этом случае интервал неопределенности норматива , обусловленный погрешностями расчета потерь, может оказаться соизмеримым с величиной их снижения, достигнутой персоналом. Такая НХПЭ даст правильную оценку эффективности действий персонала за период в 2-3 года и более, однако система премирования ориентируется на сроки гораздо меньшей продолжительности.

В работе [39] автором обоснована целесообразность премирования персонала не за снижение потерь по сравнению с аналогичным периодом прошлого года, а за близость фактических потерь к оптимальным. Интервал неопределённости норматива (2-3%), существенный по отношению к суммарному эффекту от МСП, внедряемых в течение 1 года (1-3% от величины потерь), гораздо менее существенен по отношению к величине резервов их снижения в целом (10-20%). Вследствие этого он более объективно отражает близость фактических потерь к оптимальным, чем их изменение за отчетный период. Построение системы премирования на предложенном принципе имеет и социальное преимущество: в более выгодном положении оказываются коллективы, эксплуатирующие сеть в режимах, близких к оптимальным, а не коллективы, эксплуатировавшие сети плохо и имеющие вследствие этого большие резервы их снижения.

Для реализации такой системы премирования автором предложены формулы определения премиального фонда для периода времени Ь, значение отчетных потерь в котором составило Дч|;от при оптимальном нормативном их значении (определённом по (2.20) при минимальных значениях к! и к2)

" Ди'н.о:

П[ = Ф [1 - а(Дя'от - Дисн 0)], (2.21)

где Ф - предельное значение премиального фонда, выплачиваемого при условии равенства отчетных потерь оптимальным (точнее, нахождения отчетных потерь в интервале неопределённости расчетных оптимальных потерь); а - коэффициент, определяющий минимальную премию (за состояние сети на момент введения системы премирования).

Нормативные характеристики, рассчитываемые по предложенной в работе методике, позволяют решать 3 задачи:

1) обоснование потерь электроэнергии в сети при разработке тарифа на электроэнергию в соответствии с "Положением о государственном регулировании тарифов" с учетом требований энергосбережения;

2) определение потерь электроэнергии от транзитных перетоков энергии через сети энергосистем и их подразделений, используемых во взаимных расчетах;

3) стимулирование персонала энергосистем к снижению потерь элект-

роэнергии и поддержанию их на экономически обоснованном уровне. При этом персоналу каждого подразделения известны как резервы снижения потерь в части структурной составляющей, лежащей в зоне его ответственности (разд. 2.9), так и конкретные МСП (разд. 2.7).

2.IX.Программное обеспечение расчета, анализа, нормативного планирования потерь электроэнергии и выбора мероприятий по их снижению.

Изложенные в предыдущих разделах методы расчета реализованы в программном комплексе РАП-95, состоящем из следующих программ *:

1) программы РАП-ОС/95, предназначенной для расчета технических потерь в замкнутых сетях 35 кВ и выше;

2) программы РАП-110/95, предназначенной для расчета технических потерь и их нормативной характеристики в радиальных сетях 35-110 кВ;

3) программы РАП-10/95, предназначенной для расчета технических потерь и их нормативной характеристики в распределительных сетях 6-10 кВ;

4) программы РОСП-95, предназначенной для расчета технических потерь в сетях 0,4 кВ, на корону в сетях 220 кВ и выше, в компенсирующих устройствах (СК, ШБК, реакторах), в измерительных трансформаторах и нормативного расхода электроэнергии на собственные нужды подстанций;

5) программы НП-1/95, предназначенной для расчета нормативной характеристики технических потерь для замкнутых сетей 35 кВ и выше;

6) программы РАПУ-95, предназначенной для расчета коммерческих потерь, обусловленных погрешностями учета электроэнергии.

Основными особенностями комплекса , отличающими его от других известных программных разработок, является комплексное решение следующих задач:

1) глубокая структуризация потерь;

2) расчет всех составляющих потерь в интервальной форме;

3) диагностика очагов потерь;

4) определение резервов снижения технических и коммерческих потерь по подразделениям системы;

5) расчет нормативных характеристик сетей по потерям электроэнергии .

2.12. Резервы снижения потерь электроэнергии в сетях РФ и приоритетные направления работ.

Изложенные выше методы выбора МСП применимы к конкретным сетям, заданным своими схемами и нагрузками. Для оценки общих резервов сниже-

Разработаны А.В.Артемьевым, Р.П.Бирюковой, О.В.Савченко.

ния потерь и определения приоритетных (наиболее эффективных) направлений работ в этом направлении автором разработаны методы обобщенной оценки эффекта от внедрения МПС в полном объеме во всех энергосистемах РФ [3,35]. На основании расчетов резервы снижения потерь электроэнергии в сетях энергосистем РФ и стран СНГ оценены в 1,3 - 1,4% от отпуска электроэнергии в сеть.

Приоритетными техническими МСП является установка КУ (ежегодный возврат затрат за счет прибыли 4 8%) и применение трансформаторов со сниженными потерями холостого хода (20%). Снижение плотности тока, экономически целесообразное при уровне нагрузок 1990г, в настоящее время не актуально в связи с резким снижением электропотребления промышленностью .

К наиболее эффективным МСП реконструктивного характера следует отнести нормализацию загрузки РТ 6-10 кВ. Резервы снижения потерь за счет этого МСП составляют около 25% от потерь в этих трансформаторах.

В связи с тем, что основная часть резерва снижения потерь определятся низкой степенью компенсации реактивных нагрузок, а его реализация требует установки дополнительного оборудования в больших объемах (около 150 млн.квар) в работах [3,35] определены необходимые объемы годового производства КУ, учитывающие как требования к наращиванию их мощности, так и необходимость замены КУ, выходящих из строя. Так как расчеты выполнены исходя из фиксированных цен на КУ и электроэнергию, а стабильное их рыночное соотношение еще не устоялось, в [35] определен коэффициент изменения рассчитанной потребности при изменении указанного соотношения.

3. КОМПЕНСАЦИЯ РЕАКТИВНОЙ МОЩНОСТИ В СЕТЯХ ЭНЕРГОСИСТЕМ И ПОТРЕБИТЕЛЕЙ.

3.1. Исходные положения и постановка задачи.

Задача выбора компенсирующих устройств (КУ) в электрических сетях формулируется как задача нелинейного программирования с целевой функцией, включающей затраты на потери электроэнергии Зп, уменьшающиеся при установке КУ, и затраты на КУ - Зк, возрастающие при росте мощности КУ. Функцию необходимо минимизировать при заданных ограничениях на независимые (мощности КУ в узлах) и зависимые (напряжения в узлах и токи в ветвях) переменные.

Основными методическими задачами, которые необходимо решить при

- 28 -

выборе мощности и мест установки КУ, являются:

1) способы адекватного отражения затрат на потери электроэнергии, обусловленные передачей по сетям реактивной мощности;

2) способы адекватного отражения затрат на КУ;

3} учет влияния на решение зависимых переменных;

4) определение объёма сетей, совместный учет которых необходим при выборе КУ, и выработка способов их представления в случаях больших размерностей задачи.

3.2. Затраты на потери электроэнергии, обусловленные передачей по сетям реактивной мощности.

Известное выражение для определения затрат энергосистемы на покрытие потерь электроэнергии имеет вид

Зп = «ДРмах + Р Л", (3.1)

где ОС - удельные затраты на 1 кВт мощности, покрываемой энергосистемой в максимум нагрузки; (5 - расходы на производство 1 кВт.ч.

Первая составляющая представляет собой сумму затрат на электрические станции ССст и сети (Хсет . В работе автора [6] показано, что такой способ учёта сетевой составляющей учитывает лишь освобождение сети от передачи части потерь активной мощности,обусловленных передачей реактивной мощности. Влияние же КУ на сетевые затраты шире и включает в себя увеличение пропускной способности сети за счёт снижения полного тока. Производная полной мощности по реактивной составляющей имеет вид:

ЙБ /сИЭ =Ьдф / дф* (3.2)

В [6] показано, что минимальное значение Ъдф, снижение реактивной нагрузки до которого оправдывается эффектом только от увеличения пропускной способности сети, составляет

*дФпр= ккАс - (3.3.)

где кк и кс - удельные стоимости единицы мощности КУ (руб/квар) и сетей (руб/кВА) , соответственно.

При обычных соотношениях этих показателей tgфПp находится в диапазоне от 0,15 до 0,3. Учет этого фактора необходим для элементов сети, находящихся на пределе пропускной способности, и в случае, если tgф, соответствующий оптимальному решению при учёте эффекта только от снижения потерь, выше определенного по формуле (3.3).

Другим важным фактором, определяющим влияние КУ на экономические показатели работы энергосистем, является замыкающий характер потерь мощности и энергии. Снижение потерь приводит в эксплуатируемой сети к

снижению нагрузки не всех станций в среднем, а наименее экономичных, а в условиях проектирования - к отсрочке строительства новых станций. Поэтому затраты на потери должны определяться не тарифом на электроэнергию, отражающим среднюю её себестоимость и формируемым всеми типами станций, а его структурными составляющими, относящимися к станциям, режимы и установленные мощности которых претерпевают изменения при установке КУ.

В связи с тем, что КУ приводят к разному относительному изменению потерь в различные периоды суток, их установка меняет и конфигурацию суммарного графика нагрузки, а следовательно приводит х некоторому изменению соотношения мощностей (установленных - при проектировании и фактических - при эксплуатации станций), работающих в базисной, полупиковой и пиковой частях графика нагрузки.

При этом в более подробном выражении для затрат на потери, учитывающем различие стоимостей указанных выше трёх типов станций

Зп -^/ДРввх!*^ + 01 >> (3.4)

в процессе установки КУ меняются соотношения ДРгаах1/Дртах2/Дртахз и /Шг /Ди3 .

Для адекватного отражения влияния КУ на затраты. обусловленные передачей реактивной мощности по сетям, автором в [3] предложено использовать при выборе КУ стоимость потерь мощности и энергии, приведенную к стоимости только потерь мощности, выражаемую зависимостью последней от степени компенсации реактивной нагрузки 1():

С0СФ) = асу) + Рсф) * та(1))) (3.5)

По конкретным стоимостям установленных мощностей электростанций и топливным составляющим стоимости производства на них электроэнергии в [3] рассчитаны зависимости С0(1))) для различных регионов страны.

3.3 Затраты на компенсирующие устройства.

Общее выражение затрат на КУ любого типа имеет вид [1]:

Зк = п(АОк2 + В<2к + С +т с) (3.6)

где А, В и С - коэффициенты, численные значения которых определяются типом КУ; ш - число секций одной установки КУ мощностью ; п -число установок КУ в одной точке; с - затраты на аппаратуру, обеспечивающую коммутацию секции.

В общем случае в процессе расчета подлежат определению значения п, ш и Оц. Для конкретных типов КУ некоторые слагаемые (3.6) равны нулю. Например, для батарей конденсаторов (БК) А=0. Для односекционных БК т=1 и сумма С + тс превращается в общую постоянную составляющую

затрат. Для синхронных машин т=0, а С определяется только стоимость!« регулятора возбуждения, которая настолько мала по сравнению с первыми двумя слагаемыми (3.6), что на этапе системного расчета может не учитываться .

Метод оптимизации, который следует использовать для выбора КУ, зависит от количественного соотношения составляющих (3.6) для конкретных типов КУ.

БК 35~110кВ конструктивно выполняются в виде односекционных нерегулируемых устройств с минимальной мощностью около 7 МВар при 35 кВ и 25 Мвар при ИОкВ. Величина Qk в (3.6) при этом не является искомой переменной, так как не может изменяться. Теоретически выбору подлежит значение п, а затраты на одну установку при Qk=const превращаются в постоянную величину. Практически же при выборе рассматривается лишь два варианта: п=0 и п=1, в исключительных случаях при большой нагрузке узла, еще и п=2.

Автором в [1] показана ошибочность применявшегося рядом исследователей метода учета постоянных составляющих затрат с помощью использования удельной стоимости КУ, определяемой на каждом t - шаге итерационного процесса по формуле

3kt = (BQiu + С) / «kt (3-7)

Использование (3.7) для сведения ступенчатой функции к гладкой с целью последующего применения градиентных методов оптимизации приводит к неоправданной концентрации БК в ограниченном числе узлов, причем их состав не однозначен и зависит от параметров оптимизационного процесса. Для точек установки БК 6-10 кВ ряд возможных значений п возрастает до нескольких единиц, а для БК 0,4кВ - до десятков единиц при соответственно уменьшенном по сравнению с БК 35-110 кВ максимальном значении QK: для БК 6-10 кВ Qk max=90° квар, для БК 0,4 кВ - 150 квар. При суммарной мощности БК в нагрузочном узле в несколько Мвар зависимость затрат на эти КБ от их суммарной мощности имеет вид практически линейной с незначительными ступенчатыми отклонениями в обе стороны. Исследования [1] показали, что использование удельных стоимостей не приводит к погрешностям более 5 % для БК 6-10 кВ и 1-2 % - для БК 0,4 кВ, что позволяет применить для их выбора градиентные методы оптимизации.

Методы учета постоянных составляющих затрат при выборе БК описаны в работах И.Н.Ковалева и В.Г.Пекелиса и в данной диссертации не рассматривались. Вместе с тем, расчеты, проведенные по методике автора для 29 энергосистем,не выявили ни одного случая экономической целесообразности установки БК 35-ИОкВ. Из всего объема КУ, которые оказалось целесообразно установить, 85-90 % попало в сети 0,4 кВ и 10-15% - в сети 6-ЮкВ. В связи с этим был сделан вывод о допустимости производства

практических расчетов по выбору КУ в больших системах на основе представления затрат на КУ удельными стоимостями и применения градиентных методов, оперирующих гладкими функциями.

При детализации поузловых решений, например, при распределении суммарной мощности КБ между конкретными точками в сети промышленного предприятия, затраты на БК необходимо представлять в полном виде (3.6) .

3.4. Учет влияния на решение зависимых переменных.

К числу зависимых переменных относятся напряжения в узлах и токи в ветвях сети. Установка КУ увеличивает напряжение в узлах и снижает токи в ветвях. Поэтому ограничения по максимальным токам ветвей в схеме, где они изначально не выходили за нормированные, не критичны. Единственным аспектом учета токов в ветвях является влияние КУ на пропускную способность линий (см. разд.3.2).

Задача учета напряжений в узлах сети при выборе КУ имеет 4 аспекта, рассмотренные в работах автора [1,3].

1. Потери электроэнергии определяются как узловыми нагрузками, так и уровнями напряжений, поэтому необходимо учитывать их влияние в интегральном плане как можно более точно.

Методы расчета эквивалентного напряжения базисного узла ( для случая использования для выбора КУ программ оптимизации рабочих режимов) и эквивалентного среднего напряжения по узлам схемы (для случая использования алгоритмов, основанных на теории матриц), приведены в работах автора [1 и 3].

2. Установка КУ изменяет напряжения в узлах. Учет этого влияния должен отразиться на значениях производных потерь по реактивным нагрузкам узлов. В [1] автором на основе анализа структуры производных получены количественные характеристики влияния КУ на потери вследствие повышения при их установке напряжений в узлах. Для типовых условий передачи электроэнергии по линиям различного напряжения эта составляющая в производной составляет: для линий 35 кВ - 13 % от составляющей, обусловленной реактивной нагрузкой, для линий ИОкВ - 47 % и для линий 220 кВ - 93 %. Полученные количественные характеристики подтвердили предположение о значимости учета этого влияния при выборе КУ, особенно в алгоритмах, использующих аналитические формулы для расчета производных ( при использовании численных методов их расчета этот учет происходит автоматически).

3. Установка КУ не должна привести к выходу напряжений за допустимые пределы, характеризуемые нижней и верхней допустимыми границами.

На основании исследований [1,3] автором показано, что практически во всех случаях экономически целесообразная мощность КУ больше мини-

мально необходимой по условию нижнего уровня напряжения, поэтому учет этого ограничения не имеет практического смысла. Что касается учета верхней границы допустимых напряжений, то оценки [1] показали, что потери напряжения в сетях 220кВ при оптимальной мощности КУ в узлах не могут превысить 7-8%, а в сетях ИОкВ - 9% при любом уровне потерь мощности в линиях. Эти значения перекрываются диапазонами регулирования напряжения трансформаторов с РПН, поэтому технически приемлемое решение всегда будет получено.

Алгоритмически же учет данного ограничения может быть осуществлён двумя способами - применением штрафных функций или метода релаксации мощностей КУ в узлах и рабочих ответвлений трансформаторов с РПН.

4. Повышение напряжения, вызываемое установкой КУ, приводит к изменению самой реактивной нагрузки в соответствии с её статической характеристикой .

Автором в [1] показано, что способы этого учёта, осуществляемого по аналогии со способами, применяемыми в задачах оперативного расчета режима, некорректны. Задача установки КУ является не оперативной, а реконструктивной. При их установке будут в обязательном порядке изменены рабочие ответвления как питающих трансформаторов 35-220КВ, так и РТ, в результате чего в сетях 6-10кВ и особенно 0,4кВ напряжения останутся практически на том же уровне и изменения их нагрузки не произойдет.

Единственной необходимостью использования статических характеристик нагрузок являются случаи, когда в исходном режиме напряжения в сетях 6-ЮкВ ниже допустимого уровня. В этом случае в расчете, который также должен выполняться по алгоритму, не предусматривающему учёта статических характеристик в процессе расчета, должны использоваться исходные значения нагрузок, соответствующие по статическим характеристикам нормальному напряжению и рассматриваемые далее не зависящими от него.

3.5. объем сети, учитываемый при выборе КУ, и способы моделирования отдельных её частей.

В работах В.Д. Ариона и В. Г. Журавлёва определены условия, при выполнении которых выбор КУ в отдельной части сети может осуществляться отдельно от остальных её частей с получением решения, аналогичного рассмотрению всей сети в целом. В работах И.Н. Ковалёва и B.C. Молод-цова детально проработаны методы сокращения объёма сети для случаев сложных схем. Эти условия заключаются в возможности отдельного рассмотрения сети, лежащей ниже точки, в которой уже обоснована установка КУ. Например, сети 6-10кВ в узлах, в которых окажется целесообразно

установить КУ на шинах 6-10кВ подстанции 35-220/6-10кВ. можно не учитывать в расчёте на этапе выбора КУ в узлах питающей сети, а на втором этапе расчета для этой сети 6-10кВ решить задачу перераспределения мощности КУ между шинами подстанции и сетями 0,4кВ.

Расчеты, результаты которых описаны в разд. 3.4, показали, что основная масса КУ попадает в сети 0,4кВ, за которыми нет сетей, которые можно было бы исключить их расчета. Поэтому в общем случае приходится рассматривать одновременно сети всех уровней напряжения.

В силу исключительно большой размерности такой системы (сети энергосистемы вместе с сетями потребителей могут содержать несколько сотен тысяч узлов), совместный учет всех сетей возможен только при использовании методов компактного представления сетей различного назначения в системном расчете, и последующего разворачивания решения внутри каждой части с соблюдением параметров на границах сетей.

В работах автора [1,3] показано, что б общем случае могут быть выделены 5 групп сетей:

1) линии сверхвысокого напряжения, передача мощности по которым определяется требованиями к режимам работы самих линий и практически не зависит от условий экономичности работы приёмной и передающей систем - эти линии в расчете представляются в виде детерминированно заданных графиков P(t) + jQ(t);

2) сети смежных энергосистем, связанные с рассматриваемой по межсистемным связям более низких напряжений, представляются слагаемыми нормативных характеристик (2.19), относящимися к потерям от перетоков реактивной мощности;

3) основные замкнутые сети 110-330кВ представляются обычными расчетными схемами, используемыми при расчете режимов сетей;

4) радиальные сети 35-ИОкВ при невозможности или нецелесообразности их учёта в составе основных сетей заменяются зависимостями затрат 3 = Зп + Зк от реактивной мощности, передаваемой в сеть, - Qr. Параметры зависимости 3 = f(Qr) определяют, аппроксимируя результаты решения п балансовых задач оптимального размещения заданной суммарной мощности КУ в сети;

5) сети потребителей 6-10кВ замещаются эквивалентными сопротивлениями, присоединяемыми последовательно для всех сетей, кроме тяговых, где они образуют шунтирующую ветвь с ветвями более высоких напряжений [25]. Последнее связано с особенностями схем контактных сетей железнодорожного транспорта.

В упомянутых работах приведены и методики расчета параметров описанных выше моделей сетей.

После проведения координирующего расчёта, в котором все сети

представлены описанными моделями, для каждой части сети решается балансовая задача, в рамках которой сеть представляется полной электрической схемой.

Значения производных б1 »сЗЗ/с!!^ , обеспечивающих решение с гарантированной окупаемостью КУ (см.табл.2.4), получают, уменьшая их математические ожидания на величины, определяемые по формуле [4]:

4

Аб1= ^ * ' (3-8)

где чЗ=ОкЭ/С2сум.

Описанная методика выбора оптимальной мощности и мест установки КУ вошла в нормативно-технические документы Главгосэнергонадзора РФ в виде оптимизационного метода расчета условий потребления реактивной мощности потребителями.

Реализующая её программа КРМ-95* прошла аттестацию в соответствии с действующими Правилами аттестации и получила сертификат соответствия, утверждённый Главгосэнергонадзором. Вместе с предыдущими её вариантами КРМ-90 и КРМ-93 она внедрена в 29 энергосистемах РФ и стран СНГ.

3.6. Тарифная политика в области нормализации потребления реактивной мощности.

Как отмечалось выше, расчеты по оптимизации мощности и мест установки КУ приводят к необходимости размещения их преимущественно в сетях 0,4кВ и частично в сетях б-10кВ. Сети этих напряжений являются,как правило, сетями потребителей. Практическая реализация решения в этих условиях возможна с помощью системы экономического стимулирования потребителей к установке КУ необходимой мощности и их регулирования в соответствии с требованиями поддержания нормальных режимов работы сетей энергосистем и потребителей.

Автором в [3,18,31] показано, что наиболее целесообразным способом стимулирования является установление тарифов на потребляемую реактивную мощность и энергию (РМ), аналогично тарифам на электроэнергию.

* Разработана Артемьевым А.В.

При этом оплате должно подлежать потребление, превышающее оптимальное значение, установленное расчетом. В работах [22,34] обоснован уровень тарифа на РМ, составляющий 7-10% от тарифа на электроэнергию. В нормативном документе, разработанном на основании этих исследований, принято единое значение 8%. Единый тариф для всех потребителей в сочетании с индивидуально устанавливаемыми экономическими значениями потребления обеспечивает дифференциальную оплату, определяемую конкретной схемой внешнего электроснабжения потребителя. Оплата РМ по данному тарифу обеспечивает возмещение стоимости потерь электроэнергии в сетях энергосистем, вызываемых передачей по ним РМ, и оказывается в 1,7-2,2 раза выше затрат на КУ, установка которых в этой ситуации оказывается более выгодной для потребителя, чем получение РМ от энергосистемы.

Экономическая заинтересованность потребителя в регулировании мощности КУ в течение суток определяется установлением тарифа на РМ, генерируемую потребителем в сеть энергосистемы, с одной стороны, и оплатой энергосистемой потребителю РМ, потребленной им в часы малых нагрузок, установленные энергосистемой. Количественные значения всех тарифов, обоснованные автором, включены в "Инструкцию о порядке расчетов за электрическую и тепловую энергию" ( зарегистрирована Минюстом РФ 28 декабря 1993г N 449).

В связи с тем, что результаты оптимизационных расчетов по определению оптимальных условий потребления РМ стали основой денежных расчетов между энергосистемами и потребителями, автором был предложен порядок аттестации соответствующих программных средств [26]. Правила аттестации, разработанные под руководством автора, основаны на сравнении результатов расчета, проводимых по аттестуемой программе для контрольной схемы, приведенной в Правилах, с результатами эталонного расчета. Последние получены без применения какого-либо оптимизационного алгоритма прямым перебором всех возможных сочетаний мощности КУ в узлах контрольной схемы. На основании этого сопоставления аттестуемой программе присваивается класс точности, характеризующий интервал неопределенности оптимального решения. Для программы КРМ-95 класс точности составил 0,05 (в единицах tg ф).

Для обеспечения автоматического поддержания режимов работы КУ автором разработаны технические требования и принципиальные решения, положенные в основу регулятора Б2201 [41], которым с 1986г оснащаются все автоматически регулируемые конденсаторные установки, выпускаемые Усть-Каменогорским конденсаторным заводом. Для согласования режимов работы установок, размещенных на промышленном предприятии, с условиями потребления реактивной мощности предприятием в целом автором разработана методика их настройки, изложенная в [3].

4. ПОВЫШЕНИЕ КАЧЕСТВА ЭЛЕКТРОЭНЕРГИИ И ОПРЕДЕЛЕНИЕ ДОПУСТИМЫХ УСЛОВИЙ РАБОТЫ ЭЛЕКТРООБОРУДОВАНИЯ.

4.1. Исходные положения и постановка задачи.

Как указывалось выше, требования к конечному состоянию режима сети в отношении показателей качества электроэнергии (ПКЭ) установлены ГОСТ 13109 и поиск их оптимальных значений не требуется. Необходимо определить лишь стратегию действий по нормализации положения, которое в нынешней ситуации далеко от нормального во многих энергосистемах, особенно Урала, Сибири и Дальнего Востока - районов, в которых наиболее велик вес предприятий тяжелой промышленности [20].

Известно, что повышенный уровень высших гармоник, несимметрии и колебаний напряжения обусловлен в первую очередь работой электроустановок потребителей, выбрасывающих искажения в сети общего назначения и затрудняющих работу других потребителей, чувствительных к искажениям. Поэтому основным направлением нормализации положения является введение соответствующих ограничений на внесение потребителями искажений в сети энергосистем.

4.2. Методы определения допустимого влияния потребителя на качество электроэнергии в сети энергосистемы.

ГОСТ 13109 устанавливает нормы на ПКЭ в точках электрической сети. Значение ПКЭ в 1-м узле определяется суммарным воздействием всех потребителей, подключенных к сети [32}:

= II ¿Ц+ДГ, = ии1 + ¿с1 , (4.1)

где X! - ток рассматриваемого вида искажений, вызываемый электроприемниками (ЭП) 1-го узла и приводящий к вкладу в общий уровень искажений ип1; - токи искажений, вызываемые ЭП других узлов и обуславливающие в д.-ом узле дополнительные искажения ис1 ; 21:} - параметры матрицы узловых сопротивлений сети для рассматриваемого вида искажений.

Значение 1}с1 в общем случае учитывает и искажения, вызванные оборудованием самой энергосистемы и часто называемые фоном энергосистемы.

В связи с тем, что в з.-ом узле может быть подключено несколько потребителей*, каждому из них должна быть установлена индивидуальная

* Под потребителем понимается промышленное предприятие, абонент, а не электроприёмник.

норма, характеризующая допустимый вклад его электроприемников в уровень искажений в точке общего присоединения. Распределение допустимой суммарной величины искажений (норм ГОСТ) между сторонами зависит от принятого критерия, определяющего "вес" потребителя, а количественные значения вкладов - от механизма суммирования искажений.

Исследования, проведенные международной рабочей группой Исследовательского комитета N36 СИГРЭ, членом которой является и автор настоящей диссертации, привели к следующим результатам [30].

1. Из двух принципов определения допустимых вкладов в уровень искажений - "платит последний" и"каждый платит свою долю" - более правомерен последний принцип.

2. Механизм суммирования искажений к потребителей в общем виде выражается формулой:

где П-) - вклад ;]-го потребителя; а - показатель, характеризующий механизм суммирования (при арифметическом сложении искажений а=1; при вероятностном сложении и расположении векторов во всем возможном диапазоне углов от 0 до 360 эл.град а=2; при ограничении диапазона 1<а<2).

3. Критерием, определяющим "вес" потребителя, предложено считать относительное значение мощности, заявленной потребителем, по отношению к пропускной способности узла,-й. В этом случае

4. Количественные значения показателя а для высших гармоник напряжения составляют: 1- для гармоник 3,5 и 7 порядка; 1,4 - для 11 и 13-ой гармоник; 2 - для гармоник более высоких порядков.

Исследования, проведенные автором [32], позволили установить количественные значения а и для других ПКЭ:

- коэффициента несинусоидальности, вызываемого б-пульсными преобразователями - 1,3; 12-пульсными - 1,6;

- коэффициентов обратной и нулевой последовательности - 2,0;

- дозы фликера - 1,0.

Применение описанной методики и численных значений показателя а к ПКЭ, установленным ГОСТ 13109, позволило определить нормативные значения допустимых вкладов потребителей (ДВП) для различных условий их энергоснабжения [32].

На основании описанных исследований разработаны "Правила присоединения потребителя к сети общего назначения по условиям влияния на

(4.2)

П]Д0П

п ■а1/

"норм и

(4.3)

качество электроэнергии", утверждённые Главгосэнергонадзором и введенные в действие в 1991г.

4.3. Определение допустимых условий работы электрооборудования о кумулятивным характером восприятия искажений.

Допустимые уровни ПКЭ, при котором оборудование может нормально функционировать, в технических условиях и стандартах обычно указывают в виде постоянных, длительно допустимых величин. В условиях эксплуатации значения ПКЭ изменяется во времени. Если электрооборудование обладает кумулятивным характером восприятия искажений и известен вид функции, описывающей воздействие ПКЭ на рассматриваемую характеристику оборудования (например, срок службы), можно определить какое значение случайного процесса необходимо сравнивать с нормой.

Теоретические исследования [3] позволили установить, что нормированное значение ПКЭ должно сравниваться со значением X случайного процесса, определяемым по формуле:

X = М[Х] + Рб[Х] , (4.4)

где

(У М[Хк ] / МК [X] - 1 Р = - ; (4.5)

хт

В (4.4) и (4.5) М[Х] - математическое ожидание рассматриваемого ПКЭ; б[Х] - среднеквадратичное отклонение; ")([Х] - коэффициент вариации; к - показатель степенной функции воздействия ПКЭ на электрооборудование. Например, при к=7

V 1 + 21^г[Х] + 105(К4[Х] + К6[X]) -1 0 = --(4.6)

кт

Нормы ГОСТ 13109 установлены исходя из единственного значения |3=1,65, в то время как реальное воздействие ПКЭ на оборудование зависит от характеристик случайного процесса. При известных характеристиках случайного процесса оборудование может нормально функционировать при кратности превышения норм стандарта

1 + 1,65К[Х]

к = --(4.7)

1 + Р*[Х]

Например, для случая, когда норма стандарта определена исходя из теплового воздействия (к=2), а случайный процесс изменения фактических значений ПКЭ характеризуется коэффициентом вариации К[Х]=0,3, оборудование будет нормально функционировать при значении ПКЭ в 1,43 раза большем нормы, установленной ГОСТ 13109 исходя из Р=1,65 (95%-ная вероятность ) .

4.4. Выбор оптимальных законов регулирования напряжения в разомкнутых сетях б-Ю и 35-иокВ.

Отклонения напряжения являются одним из важных ПКЭ. Ответственность за их поддержание в нормированных пределах целиком возлагается на энергоснабжающие организации.

Основными факторами, затрудняющими поддержание отклонений напряжения в сетях 0,4кВ, являются:

1) неоднородные графики нагрузки линий б-10кВ, питающихся от одного центра питания (ЦП) - (межлинейная неоднородность) и РТ ( внутри-линейная неоднородность) в результате чего регулирование напряжения на шинах ЦП не в состоянии удовлетворить противоречивые требования к нему со стороны электроприёмников различных линий;

2) наличие в некоторых ЦП, особенно 35/10кВ трансформаторов без РНП (с ПБВ).

Для решения первого вопроса автором разработана методика выявления линий 6-ЮкВ, выделение которых на отдельный линейный регулятор приводит к максимальной внутренней однородности выделенных групп линий при минимальной мощности дополнительного регулирующего оборудования. Методика основана на описании графиков нагрузки относительными значениями их нагрузок в периоды минимальной и максимальной нагрузок ЦП и использовании данных о максимальных потерях напряжения в линиях. Методика учитывает дискретность регулировочных ответвлений РТ, имеющих 5 рабочих ответвлений: 0, ± 2,5 и ± 5% [1].

Для соблюдения норм стандарта при внутрилинейной неоднородности разработано 2 метода: выбора БК на шинах 0,4кВ РТ с неоднородными графиками, используемые в качестве средств местного регулирования напряжения, и применения в качестве параметра регулирования напряжения в ЦП разности суммарного тока и тока нагрузки РТ с неоднородными графиками.

Для решения второго вопроса автором разработана методика совместного выбора рабочих ответвлений трансформаторов 35/10кВ с ПБВ и закона регулирования напряжения в ЦП 110-35КВ, позволяющая минимизировать количество электроэнергии, отпускаемой с шин ЮкВ с нарушениями стандарта, и потери электроэнергии в сети 35кВ [2,4].

Анализ опубликованной литературы по исследованиям влияния ПКЭ на экономические показатели работы промышленных предприятий , проведенный автором в [16], показал, что количественные характеристики этого влияния существенно зависят от технологических особенностей и вида производимой продукции. При наличии данных об относительных ущербах (руб/кВт.ч), к которым приводят отклонения напряжения на шинах ЮкВ ЦП 35/10кВ - д!, описанная выше методика обеспечивает отпуск электроэнергии с минимальным ущербом.

4.5. Тарифная политика в области нормализации качества электроэнергии.

В отличие от тарифов на РМ, численные значения которых определены, исходя из стоимости потерь электроэнергии, обусловленных передачей РМ по сетям энергосистемы в точку присоединения конкретного потребителя, тарифные санкции за качество электроэнергии не могут быть установлены исходя из значений ущербов, обусловленных потреблением электроэнергии пониженного качества [18]. Это объясняется трудностями их достоверной оценки для конкретного потребителя и невозможностью соотнести составляющие ущербов, которые возникают у всех потребителей, присоединенных к общей сети, с искажениями, вносимыми в сеть конкретным потребителем.

Вместе с тем, эпизодические штрафные санкции за нарушение норм стандарта не могут решить проблему повышения КЭ. Особенности ситуации, сложившейся в РФ и странах СНГ в области КЭ, описаны автором в [14,21,40]. Суть ее заключается в том, что продолжительное развитие энергетики в условиях, когда многие вновь вводимые потребители подключались к сетям без проверки их влияния на КЭ, привело х массовым нарушениям норм стандарта в сетях самих энергосистем. Для нормализации положения даже при здоровой экономике и активных действиях потребуется несколько лет. В этих условиях ГОСТ 13109 не может рассматриваться как стандарт, обусловливающий допустимость выпуска электроэнергии, являющейся одним из видов промышленной продукции, на рынок. В силу важности этой продукции для экономики и жизнедеятельности она будет потребляться и при пониженном качестве. С другой стороны, невозможно и отключение потребителей, вносящих искажения в сеть, так как они были подключены в соответствии с согласованными техническими условиями тех лет.

В связи с этим автором было предложено ввести тарифные санкции, предусматривающие постоянно действующие скидки с тарифа на электроэнергию для потребителей, которым наносится ущерб из-за потребления ими энергии пониженного КЭ, и надбавки к тарифам для потребителей, вносящих искажение в сети системы [23,27]. Предложено положить в основу установления их численных значений уровни разумного экономического воздействия на потребителей, вносящих искажения в сеть. Эти уровни определены исходя из оценки доли стоимости электроэнергии в себестоимости производства продукции основными энергоемкими потребителями, вносящими искажения в сеть (черная и цветная металлургия). Исходя из этого критерия скидка (надбавка) была оценена величиной в 20% от стоимости электроэнергии, потребленной в зоне между нормальным и максимальным значениями ПКЭ, установленными ГОСТ 13109, и 100% от стоимости электроэнергии, потребленной при ПКЭ, превышающем максимальное значение.

Общая формула для определения размера тарифной ставки (X от стоимости электроэнергии, потребленной за расчетный период) имеет вид:

Н=0 2(Tj-5)+Т2, (4.8)

где Tj и Тг - время в процентах от продолжительности расчетного периода, в течение которого электроэнергия потреблялась в описанных выше зонах ПКЭ.

На основе данной формулы была построена таблица скидок (надбавок) к тарифам, введенная в упомянутую в предыдущем разделе Инструкцию, зарегистрированную Минюстом РФ.

Измерения ПКЭ в точке присоединения потребителя к энергосистеме (ТПС) позволяют определить размер санкции. Её направленность (скидка или надбавка) определяется с помощью процедуры выявления виновника (стороны, ответственной за нарушение КЭ). Основой для этого является сопоставление фактического вклада потребителя в уровень искажений в ТПС, определяемого с помощью измерений, с допустимым, методика которого описана в разд 4.2.

Известно несколько методов определения фактического вклада потребителя в уровень искажений в ТПС. Различие подходов различных авторов к его определению обусловлено в значительной степени неоднозначностью самого понятия фактического вклада, определяемого каждым автором по своему. Применение же этого понятия в денежных расчетах делает однозначность одним из главных факторов.

Автором для целей денежных расчетов дано определение фактического вклада как разности значений ПКЭ при включенном и отключенном потребителе. На основании этого понятия были разработаны Правила применения скидок и надбавок к тарифам за КЭ [32].

Особенность сопоставления допустимого вклада с фактическим состоит в том, что при измерении последнего определяется арифметическая разница уровней ПКЭ, а допустимый расчетный вклад представляет собой модуль вектора, расположенного по отношению к вектору суммарного искажения под углом, определяемым показателем степени а (4.2 ). Поэтому сопоставление результатов измерений должно осуществляться со значением вклада, названного автором контрольным и определяемым по формуле [32]:

1 /а

Дпк = Пв - ( Пва - А Пда) (4.11)

где Пв - значение ПКЭ при включенном потребителе; Дпд - допустимый расчетный вклад.

Для реализации технических и коммерческих задач повышения КЭ автором разработаны требования к номенклатуре и техническим характеристикам приборов контроля и коммерческого учета КЭ [37].

- 42 -

ОСНОВНЫЕ РЕЗУЛЬТАТЫ РАБОТЫ.

1. Исследована структура погрешностей расчета потерь электроэнергии в сетях всех уровней напряжения в условиях ограниченной полноты и достоверности исходных данных и выявлены факторы, оказывающие наиболее существенное влияние на точность расчета.

Выведены аналитические выражения для определения погрешностей расчета потерь и на их основе установлены классы точности всех используемых методов расчета аналогично классам точности, характеризующим средства измерений.

2. Разработан новый метод расчета потерь электроэнергии в замкнутых сетях с реверсивными перетоками мощности на основе данных о поступлении и отпуске электроэнергии за рассматриваемый период времени, обеспечивающий существенное уточнение расчета.

Определена предельно достижимая точность регрессионного моделирования сетей 6-10 кВ.

3. Разработаны методы расчета интервалов неопределенности потерь электроэнергии в сетях различного назначения при заданных интервалах неопределенности узловых нагрузок и на их основе разработаны методы:

3.1. формирования перечня приоритетных мероприятий по снижению потерь, обеспечивающих гарантированный экономический эффект в условиях ограниченной полноты и достоверности данных о нагрузках;

3.2. ранжирования узлов сетей по степени влияния точности информации о нагрузке на точность расчета потерь в сети в целом, позволяющие разрабатывать планы согласованного проведения мероприятий по повышению точности информации и мероприятий по снижению потерь;

3.3. определения конкретных количественных целей по снижению потерь, ставящихся перед техническими подразделениями энергосистемы, отвечающими за различные их составляющие.

4. Разработаны методы выбора мощности и мест установки компенсирующих устройств (КУ) в больших электрических системах, объединяющих сети энергосистем и потребителей, основанные на замещении сетей различного назначения моделирующими функциями, проведении координирующего расчета по эквивалентной схеме и последующего отдельного решения балансовых задач для каждой части сети.

Для реализации описанной процедуры расчета разработаны способы моделирования сетей различного назначения в задаче выбора КУ; исследовано влияние дискретности мощностей КУ на точность решения; проведен анализ различных аспектов взаимосвязи реактивных нагрузок и напряжений в узлах сети и разработаны способы их учета в рассматриваемой задаче; исследована устойчивость результатов оптимизационных расчетов в условиях неопределенности исходных данных.

5. Выведены соотношения для определения общей и ежегодной потребности в КУ электрических сетей страны, оценены резервы снижения потерь электроэнергии, определены приоритетные направления работ.

6. Разработаны методы выбора законов регулирования напряжения в радиальных сетях 35-110 кВ при одновременном наличии в них трансформаторов с РПН и ПБВ и в сетях 6-10 кВ при внутрилинейной и межлинейной неоднородности графиков нагрузок.

7. Разработаны методы расчета допустимых и фактических вкладов потребителей в уровни искажений напряжения в точках присоединения к энергосистеме и метод оценки допустимости режимов работы оборудования с кумулятивным характером восприятия искажений.

8. Разработаны принципы тарифной политики в части нормализации потребления реактивной мощности и снижения отрицательного влияния потребителей на качество электроэнергии в сетях энергосистем и обоснованы конкретные способы формирования тарифных санкций.

9. Разработаны принципы и методология построения системы стимулирования персонала энергосистем за снижение потерь.

10. Разработан комплекс необходимых нормативно-технических и методических документов в областях расчета и анализа потерь, компенсации реактивной мощности и повышения качества электроэнергии, утвержденных в установленном порядке, и программное обеспечение расчетов, прошедшее аттестацию и имеющее сертификаты соответствия.

11. Разработаны технические требования к приборам технического и коммерческого контроля качества электроэнергии, находящимся на стадии опытно-конструкторских работ, и требования к автоматическому регулятору мощности конденсаторных установок, выпускаемому серийно.

- 44 -Список литературы

1. Железко Ю.С. Компенсация реактивной мощности в сложных электрических системах. - Энергоиздат, 1981 (10,5 п.л.)

2. Железко Ю.С. (в соавторстве) Потери электроэнергии в электрических сетях энергосистем. - Энергоатомиздат, 1983 (вклад 4,9 п.л.)

3. Железко Ю.С. Компенсация реактивной мощности и повышение качества электроэнергии. - Энергоатомиздат, 1985 (11,8 п.л.)

4. Железко Ю.С. Выбор мероприятий по снижению потерь электроэнергии в электрических сетях. - Энергоатомиздат, 1989 (10,8 п.л.)

5. Железко Ю.С. (в соавторстве) Нормативные показатели качества электрической энергии и их оптимизацию. - Гливице-Иркутск, 1988 (вклад 2 п.л.)

6. Железко Ю.С. О направлениях исследований в области компенсации реактивной мощности. - Электричество ,1981, N10, 1983, N5

7. Железко Ю.С. Системный подход к выбору устройств компенсации реактивных нагрузок промышленных электрических сетей. - Труды Х-ой Международной конференции по промышленной энергетике, - Будапешт, 1981

8. Железко Ю.С. Погрешности учета электроэнергии. - Электрические станции, 1984, N1

9. Железко Ю.С. Контроль качества электроэнергии в промышленных сетях и экономическое стимулирование мероприятий по его повышению. Труды XI-ой Международной конференции по промышленной энергетике. Берлин, 1984

10. Железко Ю.С. Классификация методов расчета потерь электроэнергии в электрических сетях по ширине интервала неопределенности получаемого результата. - Труды ВНИИЭ, 1986

11. Железко Ю.С., Пакулин А.Г. Моделирование подсистем с тяговыми нагрузками при выборе компенсирующих устройств в больших электрических системах. - Труды ВНИИЭ, 1986

12. Железко Ю.С. О перспективной системе контроля и учета качества электроэнергии. - Промышленная энергетика, 1986, N7

13. Железко Ю.С. Метод оценки допустимости качества электроэнергии при случайном изменении показателей и детерминированных нормах. - Труды Международного симпозиума "Качество энергоснабжения", Гливице, 1986

14. Железко Ю.С. О совершенствовании нормирования качества электроэнергии. - Электричество, 1987, N4, 1989, N10

15. Железко Ю.С. (в соавторстве) Energy conservation in the transmission and distribution of electricty in the USSR. - Energy. V.12, N11/11, 1987

16. Железко Ю.С. Влияние качества электроэнергии на экономические

показатели работы промышленных' предприятий. - Аналитический обзор, ВНТИЦ, 1987

17. Железко Ю.С. О рациональных способах определения числа часов наибольших потерь и коэффициента формы графика. - Электрические станции, 1988, N1

18. Железко Ю.С. Совершенствование тарифов в части скидок и надбавок за компенсацию реактивной мощности и качество электроэнергии. Промышленная энергетика, 1988, N7, 1990, N1

19. Железко Ю.С., Бирюкова Р.П. Предельная точность и область применения регрессионных зависимостей эквивалентных сопротивлений линий 6-20кВ. - Электричество, 1988, N8

20. Железко Ю.С., Кордюков Б.И. Высшие гармоники и напряжения обратной последовательности в электросистемах Сибири и Урала. - Электричество, 1989, N7

21. Железко Ю.С. Качество электроэнергии в сетях и электромагнитная совместимость электрооборудования. - Электротехника, 1989, N7

22. Железко Ю.С. Стоимость реактивной мощности и энергии.-Электрические станции, 1989, N9

23. Железко Ю.С., Васильчиков Е.А., Мороз Н.В. Новый стандарт на качество электроэнергии и экономические санкции за его нарушение. Электрические станции, 1989, N9

24. Железко Ю.С. Потери электроэнергии и ее качество в электрических сетях. - Аналитических обзор. Информэнерго, 1989

25. Железко Ю.С., Герман Л.А. Методы учета тяговых сетей электро-фицированных железных дорог в системном расчете компенсации реактивной мощности. - Промышленная энергетика, 1989, N11

26. Железко Ю.С., Артемьев А.В. Порядок аттестации программ системного расчета компенсации реактивной мощности и согласования результатов расчетов. - Промышленная энергетика, 1990, N9

27. Железко Ю.С., Живов С.А. Применение скидок и надбавок к тарифу за качество электроэнергии. Промышленная энергетика, 1990, N11

28. Железко Ю.С.Принципы и расчетные формулы нормативного планирования потерь электроэнергии в электрических сетях. - Электрические станции, 1990, N11

29. Железко Ю.С. Способы расчета числа часов максимальных потерь электроэнергии. - Известия вузов. Энергетика, 1990, N11

30. Железко Ю.С. (в соавторстве) Equipment producing harmonies and conditions govering their connection to mains power supply. - Electra, 1989, N123

31. Железко Ю.С. Применение тарифов на реактивную мощность и энергию, потребляемую и генерируемую потребителями. - Промышленная энергетика, 1991, N6

32. Железко Ю.С. Влияние потребителя на качество электроэнергии в сети и технические условия его присоединения. - Промышленная энергетика, 1991, N8

33. Железко Ю.С. Методы расчета нормативных характеристик сетей по потерям электроэнергии. - Электрические станции, 1991, N8

34. Железко Ю.С. О способах оплаты затрат энергосистемы на передачу реактивной мощности потребителям. - Промышленная энергетика, 1991, N11

35. Железко Ю.С. Стратегия снижения потерь и повышения качества электроэнергии в электрических сетях. - Электричество, 1992, N5

36. Железко Ю.С., Малхасьянц К.Б., Плотников Г.А. Состояние и перспективы нормативного планирования потерь электроэнергии в сетях энергосистем. - Электрические станции, 1992, N10

37. Железко Ю.С. Стан В.В. Построение системы контроля и учета качества электроэнергии. - Электричество, 1993, N11

38. Железко Ю.С., Савченко О.В. Расчет потерь электроэнергии в энергосистемах с реверсивными межсистемными связями. - Электричество,

1995, N3

39. Железко Ю.С. Цели и методы расчета нормативных характеристик сетей по потерям электроэнергии в новых экономических условиях. Электрические станции, 1995, N6

40. Железко Ю.С. Стандартизация параметров электромагнитной совместимости в международной и отечественной практике - Электричество,

1996, N1

41. Железко Ю.С. Бессмертнов В.Б., Попов И.А. Автоматический регулятор мощности конденсаторных батарей - Авторское свидетельство на изобретение N1260930 от 1.06.86

Подписано к печати 25.04.96 Тираж 80 экз; заказ N126. Формат Ротапринт ВНИИЭ, Каширское шоссе

1/16

22, корп.