автореферат диссертации по энергетике, 05.14.02, диссертация на тему:Совершенствование методик и алгоритмов расчета технических потерь электроэнергии в распределительных электрических сетях в условиях функционирования АСУ ПЭС

Введение

Глава 1. Тенденции и перспективы развития методического и программного обеспечения задачи расчета и нормирования технических потерь электроэнергии в современных условиях функционирования АСУ ПЭС и РЭС

1.1. АСУ ПЭС и РЭС. Тенденции и перспективы развития

1.2. Основные особенности электрических расчетов распределительных сетей 0,38-35 кВ

1.3. Нормирование потерь электроэнергии в сетях энергосистемы в целом

Глава 2. Расчет, анализ и нормирование технических потерь электроэнергии в распределительных сетях б (10)-35 кВ.

Методики, алгоритмы, программы

2.1. Алгоритм формирования расчетной схемы разомкнутой электрической сети с учетом методов объектно-ориентированного программирования

2.2. Методика и алгоритм расчета установившихся режимов электрических сетей 6 (10) - 35 кВ при различных вариантах задания исходных данных о нагрузках распределительных трансформаторов

2.3. Программа расчета установившегося режима, технических потерь мощности и электроэнергии в разомкнутых электрических сетях 6 (10)-35 кВ

2.4. Результаты расчетов технических потерь мощности в распределительных сетях б (10) кВ АО «Мосэнерго», выполненных для нормирования по программе РТП 3.1.

2.5. Регрессионные модели расчета эквивалентных сопротивлений линий и трансформаторов. Оценка погрешностей расчета эквивалентных сопротивлений

2.6. Методика нормирования технических потерь электроэнергии по данным токовых измерений в максимум нагрузки

Глава 3. Расчет, анализ и нормирование технических потерь электроэнергии в распределительных сетях 0,38 кВ.

Методики, алгоритмы, программы

3.1. Методики и алгоритмы расчета потерь электроэнергии

3.2. Программа расчета потерь мощности и электроэнергии в электрических сетях 0,38 кВ

Глава 4. Методика, алгоритм и комплекс программ совместного расчета режимов и технических потерь электроэнергии в распределительных сетях б (10) и 0,38 кВ.

4.1. Методика и алгоритм расчета режимов электрических сетей б (10) и 0,38 кВ.

4.2. Программа совместного расчета сети 6 (10) и 0,38 кВ

4.3. Оценка влияния погрешностей расчета технических потерь в сетях 0,38-10 кВ на суммарную погрешность расчетов потерь в сетях энергосистемы

4.4. Погрешности расчета потерь мощности холостого хода распределительных трансформаторов по их паспортным данным для различных заводов-изготовителей

Глава 5. Методы и результаты интегрирования задачи расчета технических потерь электроэнергии в смежные задачи АСУ ПЭС и РЭС. Результаты применения комплекса РТП

5.1. Методы и результаты интегрирования баз данных и задачи расчета технических потерь электроэнергии

5.2. Рекомендации для снижения потерь электрической энергии в распределительных трансформаторах ;.

В настоящее время Российская Федерация переживает трудный период перехода к рыночной экономике. В формирующихся экономических условиях при становлении и развитии оптового рынка электроэнергии возросли требования к точности расчета и анализа потерь электроэнергии. Проблема снижения потерь электроэнергии в электрических сетях выдвинулась в одну из задач обеспечения финансовой стабильности энергоснабжающих организаций.

Сегодня уровень фактических потерь электроэнергии вырос в 1,5-2, а по отдельным электросетевым предприятиям - даже в 3 и более раз [1, 2] . По мнению отечественных и международных экспертов, относительные потери электроэнергии при ее передаче и распределении в электрических сетях большинства стран можно считать удовлетворительными, если они не превышают 4-5 %. Потери электроэнергии на уровне 10 % можно считать максимально допустимыми с точки зрения физики передачи электроэнергии по сетям. Так как докризисный уровень потерь электроэнергии в большинстве энергосистем бывшего СССР не превышал, как правило, 10 %, очевидно, что причиной этого роста является увеличение доли коммерческой составляющей [5-7].

Для выявления причин её возникновения и локализации необходимо из фактических потерь электроэнергии выделять техническую составляющую потерь, определяемую только расчетным путём. Как показывает анализ структуры коммерческих потерь, основная их часть сосредоточена в сетях 0,38-10 кВ. Поэтому расчет технических потерь электроэнергии именно в этих сетях требует повышенного внимания.

Расчет потерь электроэнергии в распределительных сетях б (10) кВ и электрических сетях 0,38 кВ является одним из наиболее трудоемких. Это связано со следующими особенностями этих сетей:

- большой объем информации с одновременно .низкой достоверностью этой информации;

- большая протяженность и разветвленность сетей; 5

- непрерывное изменение схемных и особенно режимных параметров сети; а для электрической сети 0,38 кВ дополнительно:

- различное исполнение участков: четырех-, трех- и двухпроводных;

- неравномерность загрузки фаз;

- неодинаковость фазных напряжений на шинах питающей трансформаторной подстанции.

Поэтому проводить сбор и уточнение исходных данных только для расчета технических потерь в распределительных сетях нерентабельно. Задача расчета и анализа технических потерь электроэнергии должна решаться в рамках интеграции с комплексом других задач АСУ ПЭС. Результаты расчета технических потерь мощности и электроэнергии должны использоваться не только для нормирования и учета их в тарифах, выбора мероприятий по снижению потерь электроэнергии, но и для расчета допустимых и фактических небалансов электроэнергии, анализа и прогноза потерь электроэнергии. Сегодня возможности и ресурсы вычислительной техники и методов программирования существенно расширились. Это позволяет увеличить спектр решаемых задач, связанных с расчетной схемой электрических сетей, создать максимально комфортную программную среду для работы специалистов, решить вопросы, связанные с различными ограничениями, возникавшими ранее при моделировании расчетных схем.

К настоящему времени разработано достаточно большое количество методов расчета технических потерь мощности и электроэнергии в распределительных электрических сетях. Следует отметить вклад в решение этой задачи таких отечественных ученых как Будзко И.А, Железко Ю.С., Клебанова Л.Д., Левина М.С., Лещинской Т.Б., Маркушевича Н.С., Поспелова Г.Е., Сыч Н.М., Тевелевича И.И. и др. Однако в связи со значительным прогрессом в вычислительной и информационной технике, переходом к рыночным отношениям в электроэнергетике при высоком уровне фактических гртерь электроэнергии актуальным является дальнейшее развитие 6 методов расчета и анализа технических потерь в электрических сетях 0,38-35 кВ.

Основное направление диссертационной работы связано с модернизацией уже созданных и разработкой новых методик расчета технических потерь мощности и электроэнергии в разомкнутых распределительных сетях 0,38, 6 (10) и 35 кВ с учетом существующего разнообразия исходной информации в условиях * функционирования АСУ ПЭС и РЭС.

Настоящая работа выполнена в соответствии с подпрограммой 0.06.04 «Интегрированные АСУ акционерных обществ энергетики и электрификации, предприятий электрических и тепловых сетей и электростанций» Отраслевой научно-технической программы 0.0 6

Развитие интегрированной автоматизированной системы управления «ИОАСУ-Энергия».

Целью данной работы являются повышение точности и наглядности результатов, снижение трудоемкости расчетов технических потерь электроэнергии в распределительных электрических сетях 0,38, б (10) и 35 кВ с учетом тенденций развития АСУ ПЭС и РЭС.

Для достижения указанной цели были поставлены следующие основные задачи:

- разработка алгоритма формирования расчетной схемы разомкнутой электрической сети для определения технических потерь электроэнергии, позволяющего снять ограничения по объему её представления, рассчитывать совместно сети различных номинальных напряжений, существенно уменьшить трудоемкость и повысить наглядность подготовки исходных данных;

- разработка методик, алгоритмов и программного обеспечения для расчета установившихся режимов, технических потерь мощности и электроэнергии в распределительных электрических сетях 0,38-35 кВ, максимально адаптированных к имеющейся в условиях эксплуатации исходной информации для расчетов и к существующим режимным ограничениям на эти расчеты; 7

- разработка методики, алгоритма и программного обеспечения для совместного расчета сетей б (10) и 0,38 кВ с учетом влияния несимметрии нагрузок в сетях 0,3 8 кВ на нагрузочные потери мощности в распределительных трансформаторах 6 (10)/0,4 кВ;

- интеграция баз данных по расчетам технических потерь с базами данных некоторых других технологических программных комплексов АСУ ПЭС и РЭС.

Методы исследования

При решении поставленных задач в работе использованы методы математического анализа, теории вероятностей и статистической обработки информации, теории погрешностей, а также аппарат объектно-ориентированного программирования.

Научная новизна

Основными научными результатами, полученными в ходе выполнения диссертационной работы, можно назвать следующие:

• разработан новый алгоритм формирования расчетной схемы разомкнутой электрической сети для определения технических потерь электроэнергии, основанный на принципах объектно-ориентированного программирования;

• разработаны методики и алгоритмы расчета технических потерь в распределительной сети 6 (10)-35 кВ, позволяющие: задавать и комбинировать различные варианты исходной информации о нагрузках трансформаторных подстанций; рассчитывать сеть нескольких номинальных напряжений; выполнять в одном программном комплексе расчеты установившихся режимов, токов короткого замыкания, технических потерь мощности и электроэнергии; оценивать режимные последствия переключений между фидерами с учетом ограничений по допустимым токам срабатывания релейной защиты и измерительных трансформаторах;

• разработаны методики и алгоритмы расчета технических потерь электроэнергии в электрической сети 0,38 кВ, позволяющие задавать различные варианты исходной информации о нагрузках в узлах и учитывать разветвленность сети; 8

• разработана методика и алгоритм совместного расчета сети 0,38 и б (10) кВ, учитывающая влияние несимметрии нагрузки сети 0,38 кВ на потери мощности в распределительных трансформаторах б (10)/0,4 кВ;

• разработаны методы интеграции баз данных по расчету потерь с базами данных других технологических программных комплексов АСУ ПЭС и РЭС.

Практическая ценность

Предложенные методики и алгоритмы позволяют быстро, сравнительно легко и достаточно наглядно решать поставленные задачи и интегрировать создаваемые базы исходных данных и результатов расчета в смежные комплексы для нормирования потерь электроэнергии и учета их в тарифах, расчетов допустимых и фактических небалансов электроэнергии, для планирования вариантов развития электрических сетей. Анализ полученных с помощью разработанного комплекса программ результатов расчетов позволил провести оценку эффективности компенсации реактивной мощности в распределительных сетях и подготовить предложения для разработки трансформаторов б (10)/0,4 кВ с оптимальным соотношением потерь холостого хода и короткого замыкания. Показано, что учет несимметрии нагрузок в сети 0,38 кВ при расчете нагрузочных потерь мощности в трансформаторах б (10)/0,4 кВ приводит к увеличению суммарных нагрузочных потерь в распределительных трансформаторах в среднем на 9-10 %. Учет разветвленности сети 0,38 кВ при определении коэффициента связи потерь мощности и потерь напряжения для расчета потерь электроэнергии уточняет результаты на 10-15 %.

Реализация результатов работы

Предложенные методики и алгоритмы реализованы в промышленном программном комплексе РТП 3, предназначенном для расчета установившегося режима с определением технических потерь мощности и электроэнергии в сетях 0,38, б (10) и 35 кВ, расчета токов короткого замыкания и оценки режимных последствий оперативных переключений в распределительных сетях.

Комплекс РТП 3 внедрен в 13-ти ПЭС и Планово-экономическом отделе АО «Мосэнерго», в Сочинских электрических сетях (АО «Кубаньэнерго»), в " Государственных учреждениях Ленгосэнергонадзора и Иркутскэнергонадзора, в Сасовских электрических сетях (АО «Рязаньэнерго»), в ОП «Энергосбыт» (ОАО «Сахалинэнерго») и Восточно-Казахстанской региональной энергетической компании.

На программный комплекс РТП 3 получено утвержденное руководством РАО «ЕЭС России» экспертное заключение на соответствие отраслевым требованиям. Комплекс принят АО «ГВЦ Энергетики» в качестве типового программного обеспечения интегрированных АСУ ПЭС и РЭС для расчетов потокораспределения в электрических сетях; потерь напряжения и мощности; токов короткого замыкания; расчетов и нормирования потерь электроэнергии; оценки последствий коммутационных переключений в электрических сетях 6-110 кВ в ремонтных и послеаварийных режимах.

Выполнена оценка влияния погрешностей расчета технических потерь электроэнергии в сетях 0,38 и 6 (10) кВ на погрешность расчета суммарных технических потерь электроэнергии в сетях энергосистемы.

Уточнена область применения разработанных регрессионных моделей для расчета эквивалентных сопротивлений линий и трансформаторов применительно к конкретной энергосистеме.

Результаты диссертационной работы использованы в утвержденных Федеральной энергетической комиссией РФ нормативах потерь, учитываемых при расчете тарифов на электроэнергию по ступеням напряжения.

Апробация работы

Основные положения диссертации докладывались на 52-й международной научно-технической конференции «Технические Вузы -республике» (Минск, 1997 г.), научно-практической конференции «Проблемы энергетики» (Москва, 1998 г.), научно-технической

10 конференции «Новые программные средства автоматизации функций в энергетике» (Москва, 1998 г.), научно-техническом семинаре «Кибернетические системы» (Москва, 1999 г.), 3-м всероссийском семинаре «Современные компьютерные технологии в эксплуатации распределительных электрических сетей» (Москва, 2000 г.), 4-м научно-техническом семинаре «Метрологическое обеспечение электрических измерений в электроэнергетике» (Москва, 2000 г.), международной конференции молодых специалистов электроэнергетики (Москва, 2000 г.)г техническом семинаре «Прогресс в проектировании, строительстве и эксплуатации электрических сетей (Москва, 2000 г.), секции научно-технического совета АО ВНИИЭ (Москва, 2000 г.) .

Разработанный программный комплекс демонстрировался на тематической выставке «Вычислительная техника в энергетике» (Москва, 1998 г.) и международной выставке ЛЭП-2000 (Москва, 2000 г.).

Публикации

По результатам выполненных исследований опубликовано 11 работ, в том числе четыре в центральных журналах. Кроме того, материалы диссертации отражены в двух отчетах АО «ВНИИЭ» и двух отчетах АООТ «РОСЭП» о научно-исследовательских работах.

Структура и объем работы

Диссертационная работа состоит из введения, пяти глав, изложенных на 137 стр. машинописного текста и содержащих 23 рисунка и 15 таблиц, а также 3 приложений на 38 стр. Список литературы содержит 95 наименований.

ОСНОВНЫЕ ВЫВОДЫ ПО ГЛАВЕ

1. Разработанная методика интеграции и выполненная стыковка комплекса РТП 3.1 с комплексами РТП, ЭТАП, РАДУГА, ГИС распределительных сетей и PRAO позволяют избежать дублирования информации, облегчают ввод исходных данных для решения смежных с задачей расчета технических потерь задач АСУ ПЭС и РЭС, таких как: совместный расчет и нормирование технических потерь электроэнергии на уровне ПЭС и АО-энерго по ступеням напряжения, расчет допустимых и фактических небалансов электроэнергии, оптимизация и планирование развития сети.

2. При наблюдаемой неравномерности графиков нагрузки в распределительных сетях целесообразно изготовление и

126

Заключение

По результатам диссертационной работы, выполненной в соответствии с поставленными целями и задачами исследования, можно сформулировать следующие основные выводы:

• Разработанный алгоритм формирования расчетной схемы разомкнутой электрической сети позволяет:

- моделировать и рассчитывать сеть нескольких номинальных напряжений;

- выполнять переключения между схемами сети через точки токораздела без необходимости перекодировки с учетом ограничений по допустимым токам;

- снимать ограничения по количеству присоединений к узлу, количеству ветвей и узлов в фидере, по количеству выводимых на экран схем.

• Разработанные методики для расчета установившихся режимов, технических потерь мощности и электроэнергии в распределительных электрических сетях 0,38-35 кВ максимально адаптированы к имеющейся в условиях эксплуатации исходной информации для расчетов и учитывают ее разнообразие. Методики представлены в виде иерархии, позволяющей поэтапно переходить к более сложным и более точным методам расчета.

• Разработанная методика учета разветвленности электрических сетей 0,38 кВ в расчетах технических потерь электроэнергии по коэффициенту Кн/М позволяет уточнить результаты расчетов в среднем на 10-15 % при расчетах потерь электроэнергии в них, а при низких коэффициентах мощности на 25-35 %.

• Разработанная методика для совместного расчета установившихся режимов и технических потерь мощности и электроэнергии в распределительных сетях б (10) и 0,38 кВ позволяет уточнить потокораспределение, потери мощности и напряжения в сети 6(10) кВ за счет более достоверной информации о нагрузках на трансформаторах, а также учесть увеличение нагрузочных потерь мощности в распределительных трансформаторах от несимметричной загрузки фаз 0,38 кВ. Увеличение суммарных нагрузочных потерь мощности в трансформаторах может составлять в среднем 9-10 %. Для отдельных трансформаторов увеличение потерь составляет 4 060 %, а в некоторых случаях 10 0 % и выше.

Разработанный программный комплекс по предложенным методикам с учетом современных возможностей стандартного программного обеспечения и вычислительной техники, новых информационных технологий и современных условий эксплуатации в АСУ ПЭС и РЭС позволяет выполнять:

- расчет установившегося режима, технических потерь мощности и электроэнергии в распределительной сети 6 (10)-35 кВ;

- расчет технических потерь мощности и электроэнергии в электрической сети 0,38 кВ;

- совместный расчет сети б (10) и 0,38 кВ;

- расчет токов короткого замыкания в распределительной сети 6 (10)-35 кВ;

- оценку режимных последствий переключений в -распределительной сети 6 (10)-35 кВ с учетом ограничений по допустимым токам срабатывания релейной защиты и измерительных трансформаторов тока;

- проверки исходных данных и результатов расчетов.

По комплексу программ выполнены промышленные расчеты технических потерь электроэнергии для 13-ти ПЭС АО «Мосэнерго» в объеме 1 654 фидеров с количеством ТП около 16 тыс.шт. , и общей протяженностью 24 тыс. км.

При расчетах балансов потерь электроэнергии, для выявления коммерческой составляющей потерь целесообразно использовать поэлементный расчет потерь электроэнергии, обеспечивающий необходимую точность и наглядность результатов расчетов. Регрессионные модели должны использоваться для экспресс-анализа причин изменения потерь, выявления явных ошибок в поэлементных расчетах, прогноза и сравнения потерь мощности в различных ПЭС. Модели должны быть адаптированы к конкретной энергосистеме, конкретному ПЭС и РЭС.

• Влияние среднеквадратической погрешности расчета потерь электроэнергии в распределительной сети 6 (10)-0,38 кВ на среднеквадратическую погрешность расчета суммарных потерь электроэнергии незначительно, увеличение составило с 0,65 до 0,94 %. Тем не менее, совершенствование методов расчета технических потерь, повышение точности исходной информации для этих расчетов остаются актуальными для точного определения очагов потерь и выявления небалансов электроэнергии в сетях.

• При расчетах потерь мощности в распределительной сети целесообразно учитывать паспортные данные трансформаторов для конкретного завода-изготовителя. Использование в расчетах потерь мощности справочных данных потерь мощности хода в трансформаторах вне зависимости от завода-изготовителя приводит к увеличению потерь мощности в стали в среднем на 21-28 %. Погрешность расчета в одном фидере для одного завода-изготовителя может находиться в диапазоне от 4 до 50 %.

• Величина среднеквадратической погрешности ' расчета потерь мощности в стали распределительных трансформаторов для различных заводов-изготовителей находится в широком диапазоне от 3 до 170 %.

• Разработанная методика интеграции и выполненная стыковка комплекса РТП 3.1 с некоторыми другими комплексами позволяют избежать дублирования информации, облегчают ввод исходных данных для решения смежных с задачей расчета технических потерь задач АСУ ПЭС и РЭС.

• При наблюдаемой неравномерности графиков нагрузки в распределительных сетях целесообразно изготовление трансформаторов с более высоким соотношением потерь короткого замыкания к потерям холостого хода

• Снижение потерь мощности в характерных сетях при различных степенях компенсации реактивной мощности нагрузки трансформаторов составляет от 4,5 до 11,5 %. Уточнены технические требования к средствам и объёмам компенсации тока холостого хода и реактивной нагрузки распределительных трансформаторов.

129

1. Бохмат И.С., Воротницкий В.Э., Татаринов Е.П. Снижение коммерческих потерь в электроэнергетических системах. Электрические станции, 1998, №9, с.53-59.

2. Батюк И. Важная задача энергосбережения снижение потерь электроэнергии в электрических сетях. - Вестник электроэнергетики, 2000, №1, с.21-25.

3. Волков Э.П., Баринов В.А. Вопросы совершенствования управления планированием развития и функционированием электроэнергетики России. Энергетика, №6, с.28-41.

4. Щербаков И.С. Резервы снижения потерь электроэнергии в электрических сетях. Электрические станции, 1985, №10, с.2-4.

5. В.Н. Апряткин, В.Э. Воротницкий, М.А. Калинкина. Мероприятия по снижению потерь электроэнергии в электрических сетях энергоснабжающих организаций. Энергосбережение, 2000, №3, с.53-55.

6. Макаров Е.Ф. Резервы снижения потерь электроэнергии в распределительных сетях Мосэнерго. Электрические станции, 1997, № специальный, с.83-87.

7. Воротницкий В.Э., Калинкина М.А. О допустимых коммерческих потерях электроэнергии в электрических сетях энергосистем в условиях кризиса неплатежей. // Кибернетические системы: Сб. докл. науч.-техн. семинара. М., ИПКгосслужбы, 1999, с.55-58.

8. Электрические системы. Т2. Электрические сети. / под ред. В.А. Веникова. М.: Высш.шк., 1971.

9. Электрические системы. Т7. Автоматизированные системы управления режимами энергосистем. / под ред. В.А. Веникова. -М.: Высш.шк., 197 9.

10. Потери электроэнергии в электрических сетях энергосистем / В.Э. Воротницкий, Ю.С. Железко, В.Н. Казанцев и др.; Под ред. В.Н. Казанцева. М. : Энергоатомиздат, 1983.130

11. Холмский В. Г. Расчет и оптимизация режимов электрических сетей. М. : Высш.шк., 1975.

12. Мельников H.A. Электрические сети и системы. М.: Энергия, 1975.

13. Поспелов Г.Е., Сыч Н.М. Потери мощности и энергии в электрических сетях. / под ред. Г.Е. Поспелова. М.: Энергоиздат, 1981.

14. Богданов В. А. Вероятностная модель потерь электроэнергии в сетях электроэнергетических систем. Электричество, 1988, №11, с.2-6.

15. Шапиро И.З. Вероятностно-статистические модели для определения и прогнозирования потерь энергии в распределительных сетях 6-10 кВ. Изв. ВУЗов сер. Энергетика, 1978, №4, с.15-19.

16. Аврааменко A.B.,- Богданов В.А., Петряев Е.И., Портной М.Г. Планирование и анализ потерь электроэнергии в электрических сетях с помощью регрессионных моделей. Электрические станции, 1987, №4, с.6-9.

17. Ничипорович JI.B., Филянович Л.П. Статистические модели , определения потерь энергии в распределительных электрическихсетях. Изв. вузов Энергетика, 1979, №8, с.14-18.

18. И 34-7-030-87. Инструкция по расчету и анализу технологического расхода электроэнергии на передачу по электрическим сетям энергосистем и энергообъединений. М. : СПО Союзтехэнерго, 1987.

19. Методические указания по определению потерь электроэнергии и их снижению в городских электрических сетях напряжением 10 (6)-0,4 кВ Местных советов. М.: ОНТИ АКХ, 1981.

20. РД 34.09.101-94. Типовая инструкция по учету электроэнергии при ее производстве, передаче и распределении. М. : СПО ОРГРЭС, 1995.

21. В.Э. Воротницкий, М.А. Калинкина. Методическое, программное и информационное обеспечение нормирования потерь электроэнергии в электрических сетях // Проблемы энергетики: Сборник докладов науч.-практ. конф. М. , ИПКгосслужбы,1998, с.88-94.

22. Воротницкий В.Э., Калинкина М.А. О допустимых коммерческих потерях электроэнергии в электрических сетях энергосистем в условиях кризиса неплатежей. // Кибернетические системы: Сборник докладов науч.-техн. семинара. М., ИПКгосслужбы,1999, с.55-58.

23. Воротницкий В.Э., Калинкина М.А. Расчет, нормирование и снижение потерь электроэнергии в электрических сетях // Учебно-методическое пособие. М., ИПКгосслужбы, 2000, 61 с.

24. Буч Г. Объектно-ориентированное проектирование с примерами. / пер. с англ. М.: Конкорд, 1992.

25. Шилдт Г. Теория и практика С++. / пер. с англ. СПб.: BHV-С.-Петербург, 1996.

26. Заслонов C.B., Калинкина М.А. Методы представления топологии распределительных сетей при решении задач АСУ ПЭС и РЭС // Вестник ВНИИЭ 2000. - М., ЭНАС, 2000, с.123-127.

27. Поспелов Г.Е., Ершевич В.В. Влияние температуры проводов ан потери электроэнергии в активных сопротивлениях проводов воздушных линий электропередачи. Электричество, 1973, №10, с.81-83.

28. Воротницкий В.Э., Заслонов C.B., Калинкина М.А. Программа расчета технических потерь мощности и электроэнергии в распределительных сетях 6 (10) кВ. Электрические станции, 1999, №8, с.38-42.

29. Боровиков В.П., Боровиков И.П. STATISTICA®. Статистический анализ и обработка данных в среде Windows® М.: Информационно-издательский дом «Филинъ», 1997.

30. Тейлор Дж. Введение в теорию ошибок. / пер. с англ. Л.Г. Деденко. М.: Мир, 1985.

31. Дрейпер Н., Смит Г. Прикладной регрессионный анализ. / пер. с англ. Адлера Ю.П. и Горского В.Г. 2 т. - М.: Финансы и статистика, 1986.

32. Четыркин Е.М., Калихман И.Л. Вероятность и статистика. М.: Финансы и статистика, 1982.

33. Вентцель Е.С. Теория вероятностей. М.: Наука, 1969.

34. Железко Ю.С. Выбор мероприятий по снижению потерь электроэнергии в электрических сетях. М. : Энергоатомиздат, 1989.

35. Хамидов А., Ганиходжаев Н. Потери электроэнергии в низковольтных сетях. Ташкент: Узбекистан, 1984.

36. Клебанов Л.Д. Вопросы методики определения и снижения потерь электрической энергии в сетях. Л.: Изд. ЛГУ, 1973.

37. Маркушевич Н.С. Автоматизированное управление режимами электросети 6-20 кВ. М.: Энергия, 1980.

38. Будзко И.А., Левин М.С. Электроснабжение сельскохозяйственных предприятий и населенных пунктов. М. : Агропромиздат, 1985.

39. Будзко H.A., Захарин А.Г., Эбин Л.Е. Сельские электрические сети. М.: Госэнергоиздат, 1963.

40. Денисов В.И., Эдельман В.И., Феропонтова Ю.Б. Формирование дифференцированных по диапазонам напряжения тарифов на услуги по передаче и распределению электрической энергии. Электрические станции, 1999, №11, с.2-6.

41. Воротницкий В.Э., Эдельман В.И., Броерская H.A., Калинкина М.А. О принципах нормирования потерь электроэнергии в электрических сетях. Вестник ФЭК России, 1998, № 11-12, с.68-70.

42. Методические указания о порядке расчета тарифов на электрическую и тепловую энергию на потребительском рынке. -М.: 1997.133

43. Руководящие указания по учету потерь . на корону и помех от короны при выборе приводов воздушных линий электропередачи переменного тока 330-750 кВ и постоянного тока 800-1500 кв. -М.: СЦНТИ, ОРГРЭС, 1975.

44. Руководящие материалы по проектированию электроснабжения сельского хозяйства. / Методические указания по расчету электрических нагрузок в сетях 0,38-110 кВсельскохозяйственного назначения. М.1981.

45. Основные научно-технические требования к созданию и развитию интегрированных автоматизированных систем управления предприятий электрических сетей (ИАСУ ПЭС). Отраслевой методический материал. М., 1994.

46. Инструкция по снижению технологического расхода электрической энергии на передачу по электрическим сетям энергосистем и энергообъединений. М. : СПО Союзтехэнерго, 1987.

47. Сборник нормативных и методических документов по измерениям, коммерческому и техническому учету электрической энергии и мощности. М.: ЭНАС, 1998.

48. Бебко В.Г., Меженный С.Я., Стафийчук В.Г. Методика расчета расхода электроэнергии на ее транспорт в сельских электрических сетях напряжением 6-110 кВ. Электрические станции, 1988, №5, с.42-45.

49. Богданов В.А., Лошаков A.A. Контроль планирования и анализ потерь энергии в электрических сетях. Электрические станции, 1990, №11, с.69-73.

50. Железко Ю.С., Бирюкова Р. П. Предельная точность и область применения регрессионных зависимостей эквивалентных сопротивлений линий 6-20 кВ. Электричество, 1988, №8, с.17-21.

51. Рожавский С.М., Мирошник A.B. Влияние неравномерности нагрузки фаз на потери мощности и электроэнергии в пятипроводных сельских сетях 0,38/0,22 кВ. Изв. вузов, сер. Энергетика, №3, 1981, с. 95-99.

52. Рожавский С.М., Мирошник A.B. Методы приближенного вычисления потерь мощности и энергии в элементах несимметрично нагруженной сети. Изв. вузов, сер. Энергетика, 1980, №4, с.90-93.

53. Потребич A.A. Анализ загрузки трансформаторов в сельских электрических сетях. Энергетика и электрификация, 1983, №1, с.39-41.

54. Новиков Г.Е. Влияние несимметричных режимов работы на увеличение потерь электроэнергии в распределительных сетях. -Электрические станции, 1974, №3, с.73-74.

55. Левин М.С., Мурадян А.Е., Сырых H.H. Качество электроэнергии в сетях сельских районов. М.: Энергия, 1975.

56. Маркушевич Н.С., Солдаткина J1.A. Качество напряжения в городских электрических сетях. / Под ред. Мельникова H.A. -М.: Энергия, 1975.

57. Левин М.С., Лещинская Т. Б. Влияние разветвленности сети на соотношение потерь напряжения и потерь мощности в ней. Электрические станции, 1997, №4, с.44-46.

58. Железко Ю.С. Принципы и расчетные формулы нормативного планирования потерь электроэнергии в электрических сетях. -Электрические станции, 1990, №11, с.73-79.

59. Маркушевич Н.С. Повышение достоверности расчета режима электрической сети. Электричество, 1979, №12, с.1-5. Адонц Г.Т., Арутюнян A.A. Методы расчета и способы снижения расхода энергии в электрических сетях энергосистем. - Ереван: Луйс, 1986.

60. Потребич A.A. Погрешности нормирования потерь энергии в распределительных электрических сетях. Электрические станции, 1999, №12, с.33-38.

61. Красновский A.B., Пекелис В.Г., Анисимов Л.П., Шапиро И.З. Планирование потерь энергии в электрических сетях. Электрические станции, 1979, №1, с.23-27.

62. Пекелис В.Г., Анисимов Л.П. Методика расчета нагрузочных потерь энергии в распределительных сетях. Электрические станции, 1975, №7, с.51-54.

63. Потребич A.A., Одинцов В.П. Планирование потерь энергии в электрических сетях энергосистем. Электрические станции, 1998, №2, с.44-48.

64. Арутюнян A.A. О погрешностях расчета поэлементной структуры потерь энергии в электрических сетях. Электрические станции, 1980, с. 38-41.

65. Железко Ю.С. Интервалы неопределенности расчетных значений потерь электроэнергии в сетях. Электричество, 1982, №10, с.5-9.

66. Железко Ю.С. Погрешности учета электроэнергии. Электрические станции, 1984, №1, с.44-46.

67. Поспелов Г.Е., Сыч Н.М. Учет и оценка потерь мощности и энергии в электрических сетях энергосистем. Минск: БПИ, 1976.

68. Богданов В.А., Лошаков A.A. Контроль планирования и анализ потерь электроэнергии в электрических сетях. Электрические станции, 1990, №11, с.69-73.

69. Казанцев В.Н., Комлев Ю.М. Расчет потерь энергии в распределительной сети при неполной информации о ее режиме. -Электричество, 1978, №1, с.20-25.

70. Железко Ю.С., Копытов ¡O.A. , Файницкий В. В. Требования покомпенсации реактивной мощности потребителей электроэнергии.- Промышленная энергетика, 1981, №11, с.37-40.

71. Казак H.A., Князевский Б.А., Лазарев С.С., Лившиц Д.С.

72. Электроснабжение промышленных предприятий. / под ред.

73. Казака H.A. и Князевского Б.А. М.: Энергия, 1966.

74. Справочник по проектированию электрических сетей. / под ред.

75. Рокотяна С.С. и Шапиро И.М. М.: Энергия, 1971.

76. Керного В.В., Поспелов Г.Е., Федин В.Т. Местные электрическиесети. / под ред. Поспелова Г.Е. Минск: Вышэйшая школа,1972.

77. Калинкина М.А. Методика и алгоритм совместного расчета потерь мощности и электроэнергии в распределительных сетях 0,38-10 кВ // Конференция молодых специалистов электроэнергетики 2000: Сб. докладов. - М., ЭНАС, 2000, с.167-168.

78. Краснянский Р.Г., Басюк О.П., Иршко В.Ф. Схема развития информационного обеспечения энергетики. Электрические станции, 1999, №4, с.50-51.

79. Потребич A.A., Алексанов A.A., Ткачев В.И., Шевцов В.И., Овчинникова Н.С., Мейерс С. И, Девятко О. Г. Интегрированная система для решения технических и расчетных задач в распределительных сетях ПЭС. Электрические станции, 1998, №4, с.37-42.

80. Дукенбаев К.Д., Саблина Н.В., Петере А.Ф. Расчет потерь электроэнергии в условиях энергорынка. Электрические станции, 1998, №12, с.12-13.

81. Потребич A.A. Погрешности нормирования потерь энергии в распределительных электрических сетях. Электрические станции, 1999, №12, с.33-38.

82. Железко Ю.С. Компенсация реактивной мощности и повышение качества электроэнергии. М. : Энергоатомиздат, 1985. Карпов Ф.Ф. Компенсация реактивной мощности в распределительных сетях. М. : Энергия, 1985.

83. ЭС: Можайский РЭС: М0ЖЛ11СК Центр питания: ГЛЯДКОВСКАЯ Секция №2 Фидер: Л5 555 (1шт=10,00кв

84. Рис. П 1.2. Связь между фидерами.

85. Рис. П 1.4. Свойства трансформаторов: нагрузка задана данными для расчета сети 0,38 кВ.144

86. Сводные результаты расчета потерь электроэнергии по фидеру

87. As 11/п . лЛд. изм. .-¿»I « .1' Значепие'~?Л

88. Наименование ЭС Можайскийi Наименование РЭС МОЖАЙСК

89. Наименование центра питания ГЛЯДКОВСКАЯ

90. Секция центра питания Секция № 2

91. Наименование фидера № 555

92. Номинальное напряжение фидера кВ 10,00

93. Напряжение балансирующего узла кВ 10,50

94. Коэффициент мощности нагрузки головного участка 0.809 Дата расчета 12.05.00

95. Время использования максимальной нагрузки часов 3800

96. Время наибольших потерь часов 2225

97. Отпуск активной электроэнергии в сеть тыс кВт-ч 2764,353

98. Отпуск реактивной электроэнергии в сеть тыс. квар-ч 2073.265

99. Потери активной электроэнергии в стали трансформаторов тыс. кВт-ч 47.535

100. Потери реактивной электроэнергии в стали трансформаторов тыс. квар-ч 338,10616 11отери активной электроэнергии в линиях тыс. кВт-ч 63.327

101. Потери реактивной электроэнергии в линиях тыс. квар-ч 47.082

102. Потери активной электроэнергии в меди трансформаторов тыс. кВт-ч 27,959

103. Потери реактивной электроэнергии в меди трансформаторов тыс. квар-ч 72,4352(1 Суммарные нагрузочные потери активной электроэнергии в фидере тыс. кВт-ч 91.286

104. Суммарные нагрузочные потери реактивной электроэнергии в фидере тыс. квар-ч 119,517и Суммарные потери активной электроэнергии в фидере тыс. кВт-ч 138,821

105. Суммарные потери реактивной электроэнергии в фидере тыс. квар-ч 457,623

106. Коэффициент загрузки трансформаторов о.е. 0.826

107. Количество трансформаторов в фидере всего штук 9

108. Количество трансформаторов в фидере на балансе штук 9

109. Установленная мощность трансформаторов всего кВ-А 990.0

110. Установленная мощность трансформаторов на балансе кВ-А 990,0

111. Количество линий в фидере всего штук 19

112. Количество линий в фидере на балансе штук 19

113. Суммарная длина линий фидера всего км 19.70

114. Суммарная длина линий фидера на балансе км 19.70

115. Эквивалентное сопротивление линий Ом 3,795

116. Эквивалентное сопротивление трансформаторов Ом 1,675

117. Эквивалентное сопротивление фидера Ом 5,47

118. Коэффициент АО для расчета НХПЭ МВт 0.0054

119. Коэффициент А1 для расчета НХПЭ 1/МВт 0,0853

120. Отношение нагрузочных потерь в линиях к суммарной длине линий тыс.кВт-ч/км 3,2145

121. Отношение нагрузочных потерь в тр-рах к суммарной установленной мощности тр-ров тыс.кВт-ч/(кВ-А) 0,0282

122. Отношение потерь холостого хода в тр-рах к суммарной установленной мощности тр-ров тыс.кВт-ч/(кВ-А) 0.048

123. Отношение нагрузочных потерь в тр-рах к количеству тр-ров тыс.кВт-ч/шт 3,1066

124. Отношение потери холостого хода в тр-рах к количеству тр-ров тыс. кВт-ч/шт 5,2817

125. Отношение суммы нагрузочных потерь в линиях и тр-рах к потерям холостого хода в тр-рах о.е. 1.9204

126. Отношение нагрузочных потерь в тр-рах к потерям холостого хода в тр-рах о.е. 0.5882

127. Отношение нагрузочных потерь в линиях к отпуску электроэнергии в сеть % 2.2908

128. Отношение суммарных потерь к отпуску электроэнергии в сеть % 5,0218147

129. Сводные результаты расчета потерь электроэнергии за Апрель 2000 г.п.' ^Наименование*' структурного, подразделения*.- ТЫС.*кВтЧта1~ Ш%Шоте эиАЭйергй ¿й>т*от

130. ЛЗДИМШЗ гТра'нсф'о рматоры? ¡«Ш здрансфо ««агиях рматорьК щкегоШ1. ШаЖ ¿ТЙРЙК1! 4 • :2п ВВС 200,0 2,718 2,641! 1.469 6,828 1,359 1,32 0,734 3,4142000 2.718 2.641 1.469 6,?28 »,359 1,32 0.734 3.414

131. Фидер № 2 0,262 2,908 6,734

132. Пет 206 Фпязино 1000.0 35.645 2.622 29.077 07,?4? 3.564 0.262 2.908 6,734

133. Шелковск.РЭС 2500.0 319.312 25.757 41.73 386.8 12.772 1.03 1.669 15.472

134. Восточные 2700,0 322,031 28,398 43,199 393,627 11.927 1.052 1.6 14,5791. I ;

135. X» 2 500,0 13,56 3,007 6,16 22,727 2,712 0,601 1,232 4,545

136. ВЕРЕЯ 500.0 13.56 3.007 6,16 22.727 2.712 0.601 1.232 4.545

137. ВЕРЕЯ 500.0 13.56 3.007 6.16 22.727 2.712 0.601 1.232 4.5455 6 7 № 9 700,0 19,491 6,6 7,128 33,219 2,784 0,943 1,018 4.74655 200.0 1,639 8,666 1,008 11,312 0,819 4,333 0,504 5.656

138. X« 555 500,0 15,76 7,376 4,:207 27,344 3,152 1,475 0.841 5.4691ГЛЯЛКОВСКАЯ 1400.0 ?6,?9 22.642 12.344 71.875 2,635 1.617 0.882 5.1341МОЖАЙСК 1400.0 36.89 22.642 12.344 71.875 ' 2.635 ' 1.617 0.882 5.134

139. Можайский 1900,0 50.449 25,649 18,503 94,602 2,655 1.35 0,974 4,9791 1 1 ! 1 : 1 !

140. Наименование структурного подразделения» Отпуск энергии в сеть Гты^Ш Потер н,знергйи^ь1с.;кВт"Н;к^1 |йШ1оте р!&Энергии-от.!отпускг(-,:Уо -д, ;

141. Линии ШШ&л .Трансформаторы' шщ «Трансформаторы ; СВсего » «гв» ЗШагрт

142. Мосэнерго 4600,0 372,48 54,0471 61,702 488.229 8,097 1,175 1,341 10,614расчета 1 кВт. ТЫС.кВТ;Ч. 1 % 1 кВт. % 1 тыс.кВт.ч. 1 А 1 А 1 А 1 в

143. Ф1 5.89 6,48 3.47 0.2 1.51 0,098 Ю- 12 13 230

144. Ф2 27.15 54,3 4.99 1,35 2.29 1,246 50 60 50 230

145. ФЗ 29.98 59,96 3,7 1,11 1.7 1,02 60 . 55 60 230

146. Ф4 32.18 51,48 1.24 0,4 0.55, 0,283 50 60 55 220

147. ТП-459 секц№1 95,2 172,23 3,22 3,07 1,54 2,647

148. Ф1 5,94 6,53 3,79 0,23 1.65 0,108 10 12 230

149. ТП-460 секц№1 5,94 6,53 3,79 0,23 1,65 0,108

150. Фидер: № 555 101,14 178,77 3,26 3,29 1,54 2,755 \

151. ЦП: ГЛЯЛКОВСКАЯ Секи №2 101.14 178,77 3.26 3.29 1.54 2.755 i

152. РЭС: МОЖАЙСК 101.14 178,77 3,26 3,29 1,54 2,755!

153. ЭС: Можайский 101.14 178,77 3,26 3.29 1.54 2.7551б Ф1 7,28 9,47 2,18 0,16 0,95 0,09 12 13 ¡4 230

154. ТП-2 секц №1 7,28 9,47 2,18 0,16 0,95 0,09

155. Ф1 22,91 45,83 4,7 1,08 2,16 0,99 45 40 50 230

156. Ф2 13,9 16,68 6,67 0,93 2,9 0,484 15 20 30 230

157. ТП-4860 секц№1 36,82 62,51 5,44 2 2,36 1,474

158. Фидер: № 14 44,1 71,98 4,91 2,16 2,17 1,564

159. ЦП: Пет 705 Жегалово Секц №2 44.1 71.98 4.91 2,16 2.17 1.564

160. Ф1 18 27 3,72 0,67 1.63 0,441 30 30 45 230

161. Ф2 16,6 19,92 4,7 0,78 2,04 0,406 25 25 30 230

162. ТП-4440 секц №1 34,6 46,92 4,19 1,45 1,81 0,847

163. Фидер: ф-1-2 34,6 46,92 4,19 1,45 1,81 0,847

164. ЦП: 2п ВВС Секц № 1 34.6 46,92 4.19 1.45 1.81 0.847

165. РЭС: Балаших. РЭС 78.7 118,9 4,59 3.61 2.03 2,411

166. ЭС: Восточные 78.7 118.9 4.59 3,61 2.03 2.4111