Выбор мероприятий по снижению потерь электроэнергии в неразветвленной сети с учетом температуры токоведущих частей

УДК 621.316.1

С. С. ГИРШИН А. С. ШИРЯЕВ А. А. ЛЯШКОВ А. Т. КАЛИМУЛЛИН

Омский государственный технический университет, г. Омск

ВЫБОР МЕРОПРИЯТИЙ ПО СНИЖЕНИЮ ПОТЕРЬ ЭЛЕКТРОЭНЕРГИИ В НЕРАЗВЕТВЛЕННОЙ СЕТИ С УЧЕТОМ ТЕМПЕРАТУРЫ ТОКОВЕДУЩИХ ЧАСТЕЙ_

Рассмотрен способ повышения эффективности ввода мероприятий, направленных на минимизацию потерь электроэнергии на примере простейшей электрической сети. Представлены результаты сравнительных расчетов без учета и с учетом температуры элементов сети (линий и трансформаторов), произведена оценка погрешности расчета сроков окупаемости и приведенных затрат, возникающей в результате неучета тепловых процессов. На основании полученных результатов может быть разработана методика для разветвленных систем электроснабжения, направленная на уменьшение величины потерь электроэнергии в распределительном комплексе МРСК.

Ключевые слова: мероприятия по снижению потерь энергии, тепловые процессы, температурная зависимость сопротивления, линии электропередачи, трансформаторы, электрическая сеть.

В настоящее время актуальна задача исследования тепловых режимов элементов электрической сети. Информация о влиянии факторов окружающей среды на температуру проводов становится все более доступной в связи многочисленными исследованиями данных явлений за рубежом в рамках реализации концепции умных сетей.

Эта концепция подразумевает создание алгоритмов управления режимами электрической сети в реальном времени, частной целью которого является минимизация величины потерь энергии на ее передачу.

Цель определения температуры элементов сети в решении как минимум двух следующих задач:

1. Определение пропускной способности элементов сети (линий и трансформаторов). Вычисление максимально допустимой нагрузки с учетом климатических факторов во избежание теплового преждевременного разрушения изоляции, старения контактных соединений и нежелательного увеличения стрелы провеса проводов со всеми неблагоприятными последствиями [1—3].

2. Определение оптимального вектора управляющего воздействия в задаче повышения экономической эффективности эксплуатации электрических сетей. Иными словами, введение мероприятий по снижению потерь активной мощности и электрической энергии с учетом температурной зависимости сопротивления.

Для наиболее эффективного решения задачи второго рода достаточно давно указывалось на необходимость учета ряда факторов [4], которые в значительной степени влияют на потери энергии. К этим факторам относятся: температура окружающей среды, скорость ветра, солнечная радиация, давление, высота над уровнем моря и др.

Реальная электрическая сеть является сложным объектом исследования в силу постоянно изменяющихся во времени параметров — электрических нагрузок, напряжений в узлах, активных сопротивлений. Это свидетельствует о том, что актуальна задача формирования математической модели электрической сети, на основании которой возможно управление потерями электрической энергии с учетом вышеперечисленных параметров, в том числе и в задаче применения современных технологий при модернизации существующих линий электропередачи [5]. В настоящее время существует множество способов приведения величины потерь электроэнергии к экономически допустимому уровню. Однако максимальную эффективность решения данной задачи может обеспечить только комплексный подход к поиску оптимальных способов выбора мероприятий и путей их реализации. Основной смысл данного подхода заключается в том, что рассматриваются не только отдельные мероприятия, но и их комбинации. Решением задачи является оптимальная комбинация мероприятий. Необходи-

мость комплексного выбора мероприятий связана с тем, что отдельные мероприятия по снижению потерь не являются взаимно независимыми. Поэтому при выборе мероприятий «по отдельности» результаты будут различными в зависимости от того, в какой последовательности рассматривались эти мероприятия. В то же время эта последовательность произвольна и не имеет никакого отношения к реальному вводу мероприятий, что говорит о несовершенстве выбора мероприятий «по отдельности».

Поскольку значительная доля потерь электрической энергии сконцентрирована в распределительных сетях, а именно в линиях и трансформаторах, то в задаче расчета потерь электроэнергии необходимо учитывать тепловые процессы именно в этих элементах. Соответствующие математические модели, использовавшиеся в данных расчетах, детально представлены в [6—12].

Ниже в качестве критериев оптимального внедрения мероприятий используются сроки окупаемости и приведенные затраты. Схема электрической сети, для которой произведены расчеты, представлена на рис. 1.

В данной сети можно выделить следующие мероприятия по снижению потерь: компенсация реактивной мощности 0,4 кВ и 10 кВ, замена проводов линии на провода большего сечения, замена трансформаторов. Перечень комбинаций этих мероприятий сведем в табл. 1. Общее число комбинаций из п мероприятий можно определить через числа сочетаний

Рис. 1. Расчетная схема

Таблица 1

Расчетные комбинации мероприятий по снижению потерь электроэнергии

№ Намечаемые мероприятия Капиталовложения, руб.

1 Установка низковольтной БСК УКМ58-0,4-700-50У3 248000

2 Установка высоковольтной БСК 6КЭП3-10,5-200-ЗУ3 149205

3 Замена проводов АС-50 на СИП-3 1x70 54000

4 Замена трансформатора ТМ-1600/10 на ТМ-2500/10 1110000

5 Установка БСК УКМ58-0,4-700-50У3 и 6КЭП3-10,5-200-ЗУ3 397205

6 Установка УКМ58-0,4-700-50У3 и замена провода АС-50 на СИП-3 1x70 302000

7 Установка БСК 6КЭП3-10,5-200-ЗУ3 и замена трансформатора ТМ-1600/10 на ТМ-2500/10 1259205

8 Установка БСК 7КЭП3-10,5-200-ЗУ3 и замена провода АС-50 на СИП-3 1x70 203205

9 Установка БСК УКМ58-0,4-700-50У3, 6КЭП3-10,5-200-ЗУ3 и замена провода АС-50 на СИП-3 1х70 451205

10 Установка БСК УКМ58-0,4-700-50У3 и замена трансформатора ТМ-1600/10 на ТМ-2500/10 1358000

11 Установка БСК УКМ58-0,4-700-50У3, 6КЭП3-10,5-200-ЗУ3 и замена трансформатора ТМ-1600/10 на ТМ-2500/10 1507205

12 Замена провода АС-50 на СИП-3 1х70 и замена трансформатора ТМ-1600/10 на ТМ-2500/10 1164000

13 Замена провода АС-50 на СИП-3 1х70, замена трансформатора ТМ-1600/10 на ТМ-2500/10 и установка БСК УКМ58-0,4-700-50У3 1412000

14 Замена провода АС-50 на СИП-3 1х70, замена трансформатора ТМ-1600/10 на ТМ-2500/10 и установка БСК 6КЭП3-10,5-200-ЗУ3 1313205

15 Замена провода АС-50 на СИП-3 1х70, замена трансформатора ТМ-1600/10 на ТМ-2500/10, установкаУКМ58-0,4-700-50У3 и БСК 6КЭП3-10,5-200-ЗУ3 1561205

Таблица 2

Таблица 4

Параметры линий

Параметры БСК

Марка провода Длина Ь, км Активное сопротивление при 20 °С ^ Ом/км Средняя цена, руб/м

АС-50 0,9 0,000595 42

СИП-3 1x70 0,000493 60

и, кВ Тип БСК ОкУ, квар. Стоимость БСК, руб.

0,4 БСК УКМ58-0,4-700-50У3 700 248000

10 6 КЭП3-10,5-200-ЗУ3 1200 149205

Таблица 5

Токи и мощности в сети

Параметры трансформаторов

Таблица 3

Марка трансформатора Лркз' кВт АРхх' кВт Цена, руб.

ТМ-1600/10 18 2,35 760000

ТМ-2500/10 26,5 3,85 1110000

Параметр режима Значение параметра до компенсации Значение параметра после компенсации

I, 90 А 77 А

12 160 А 136 А

13 250 А 213 А

^ 1324 + ^821 1324 + ] 121

52 2355 + ]1460 2355 + ]260

53 3680 + ]2281 3679 + ]381

собг 0,85 0,99

Результаты расчета без учета температуры элементов сети

Таблица 6

№ мероприятия Капиталовложения, руб. £ЛРЛ, кВт ^ртранс, кВт £АР, кВт Ток, год кВт • ч з, руб

0 - 100,406 18,770 119,176 - 595883,8 1953899

3 54000 83,193 18,770 101,964 0,19 509821,3 1642174

2 149205 82,053 18,770 100,824 0,49 504120,5 1642878

8 203205 67,987 18,770 86,757 0,39 433788,9 1428562

1 248000 90,235 14,369 104,604 1,00 523024,5 1723031

6 302000 74,766 14,369 89,135 0,64 445679,8 1486274

5 397205 72,885 14,369 87,254 0,74 436273,5 1475119

9 451205 60,390 14,369 74,760 0,65 373800,4 1285951

4 1110000 100,406 14,385 114,792 22,42 573960,0 2057562

10 1358000 90,235 11,468 101,703 5,55 508518,0 1897500

13 1412000 74,766 11,468 86,234 2,87 431173,3 1660743

11 1507205 72,885 11,468 84,353 2,93 421767,0 1649588

15 1561205 60,390 11,468 71,858 2,19 359293,9 1460420

по очевидной формуле N = ^ С. В данном случае

при п = 4 получаем N=15.

Информация о стоимости и справочных характеристиках электрооборудования представлена в табл. 2 — 4 [13]. Мощности и токи нагрузок с учетом их изменения при компенсации реактивной мощности

приведены в табл. 5. Для наглядности и упрощения расчетов БСК выбраны по критерию максимального повышения коэффициента мощности; такой подход не всегда обеспечивает максимальную экономичность режима самой системы электроснабжения, однако способствует более существенному снижению потерь в питающих сетях (табл. 1—5).

Таблица 7

Результаты расчета с учетом температуры элементов сети

№ мероприятия Капиталовложения, руб. £АРЛ, кВт ^ртранс, кВт £АР, кВт Ток, год кВт • ч з, руб

0 - 124,593 15,749 140,342 - 701710 2292542

3 54000 95,046 15,749 110,795 0,114 553975 1783466

2 149205 96,93 15,749 112,679 0,331 563395 1832556

8 203205 75,123 15,749 90,872 0,26 454360 1494390

1 248000 108,963 11,762 120,725 0,755 603625 1980952

6 302000 83,847 11,762 95,609 0,431 478045 1589842

5 397205 84,006 11,762 95,768 0,539 478840 1611332

9 451205 65,631 11,762 77,393 0,459 386965 1328078

4 1110000 124,593 11,617 136,21 24,42 681050 2400250

10 1358000 108,963 8,819 117,782 4,17 588910 2154754

13 1412000 83,847 8,819 92,666 1,943 463330 1763644

11 1507205 84,006 8,819 92,825 2,104 464125 1785134

15 1561205 65,631 8,819 74,45 1,547 372250 1501880

Таблица 8

Сравнение результатов расчета с учетом и без учета температуры элементов сети

№ мероприятия. З,, руб з, руб 8з' % Ток,, год. Ток, год. еТок,%

0 2292542 1953899 14,7 - -

1 1980952 1723031 13,0 0,75 1,00 32,5

2 1832556 1642878 10,3 0,33 0,49 49,2

3 1783466 1642174 7,9 0,11 0,19 71,9

4 2400250 2057562 14,2 24,41 22,42 8,1

5 1611332 1475119 8,4 0,53 0,74 37,8

6 1589842 1486274 6,5 0,43 0,64 50,5

7 1987334 1793611 9,7 2,62 3,76 43,3

8 1494390 1428562 4,4 0,25 0,39 53,6

9 1328078 1285951 3,1 0,45 0,65 43,2

10 2154754 1897500 11,9 4,16 5,558 33,3

11 1785134 1649588 7,5 2,10 2,93 39,5

12 1938244 1792908 7,4 2,25 3,59 59,6

13 1763644 1660743 5,8 1,94 2,87 48,0

14 1649168 1579296 4,2 1,58 2,35 48,1

15 1501880 1460420 2,7 1,54 2,19 41,7

В действительности не все приведенные мероприятия взаимно зависимы. Так, мероприятия 3 и 4 (табл. 1) направлены на снижение потерь в разных элементах и не требуют совместного рассмотрения. То же самое относится к мероприятиям 2 и 4. Поэтому двойные комбинации 7 и 12 можно исключить из расчета. Кроме того, можно исключить также тройную комбинацию 14, так как эффект от мероприятия 4 не зависит от того, будут ли введены мероприятия 2 и 3.

Расчет сроков окупаемости и приведенных затрат с учетом и без учета нагревв сведан в табл. 6 и 7, где введены следующие обозначения: яр — потери активной мощности в линии [кВт]; яр яР — потер и активной мощности в трансформаторе [кВт]; ] ЯР — суммарные потери в сети [кВт]; рок — сроки окупаемости мероприятий [год]; — суммарные потери энергии в сети [кВт • ч]; З — приведённые затраты [руб]. В табл. 6 и 7 мероприятия приведены в порядке возрастания капиталовложений.

Под нулевой комбинацией понимается исходный режим без введения каких-либо мероприятий. Стоимость э лектроэнергии принята Сээ = = 3,2 руб/кВт • э, а норма отчислений на ремонт и обслуживание оборудования а = 0,059. Приведенные затраты р сроки окупаемостиопределяются по формулам:

Т =

ьк

К

И

—Иалм+Сээ

, год;

0,14 • K + Ma + Рээ ^AWnM

руб.

Сравнениерезультатов представлено в табл. 8.

Погрешносте, возникающие в результате неучёта тепловых процессов приопределении приведённых затрат и сросов окупаемостр.есределялись по следующим формулам:

s, =| (З— З)-10(Э/, |;

°мок

Ток,

100%

где З, ToKt и З, Ток — приведённые затраты и сроки окупаемости, рассчитанные с учётом и без учёта температуры элементов сети соответственно.

Из расчётов видно, что минимум приведенных затрат соответствует комбинации № 9: компенсация реактивной мощности на 10 и 0,4 кВ и замена провода (соответствующая строка в табл. 6 — 8 выделена жирным шрифтом). Эта комбинация в рассмотренном случае является оптимальной, хотя срок окупаемости для нее не минимален.

Табл. 8 показывает, что нагрев достаточно сильно влияет на результаты расчетов. Уточнение приведенных затрат достигает 14 %. Однако особенно сильно уточняются сроки окупаемости: во многих случаях на 40 — 60 %, а максимально по таблице — на 71 %.

Библиографический список

1. Xiaoming D., Chongqing K., Hua S., Ning Z. Analysis of power transfer limit considering thermal balance of overhead conductor // IET Gener. Transm. Distrib. 2015. Vol. 9, Iss. 14. P. 2007-2013.

2. Santos J. R. Assestment of conductor thermal models for grid studies // IET Gener. Transm. Distrib. 2007. Vol. 1, no. 1, January. P. 155—1б1.

3. Barbieri N., Herek O., Souza Jr O. H. Automated testing system for overhead line cables // Journal of Energy Engineering. 1999. Vol. 125. no. 2, August. P. 43-47.

4. Железко Ю. С. Потери электроэнергии, реактивная мощность, качество электроэнергии: рук. для практических расчетов. M.: ЭВДС, 2009. 45б с.

5. Горюнов В. H., Бубенчиков Л. Л., Гиршин С. С., Петрова E. В., Левченко Л. Л. Эффективность применения самонесущих изолированных проводов в современных электроэнергетических системах // Омский научный вестник. Сер. Приборы, машины и технологии. 2009. № 1 (77). С. 10б — 10В.

6. Тихомиров П. M. Расчёт трансформаторов: учеб. пособие для вузов. 5-е изд., перераб. и доп. M.: Энергоатом-издат, 19Вб. 52В с.

7. Болгарский Л. В. Термодинамика и теплопередача: учеб. длявузов^^ изд., перераб.идоп. M.: Высшая школа, 1975. 495 с.

В. Гиршин С. С. [и др.]. Влияние температуры обмоток нанагрузочные потери активной мощности в силовых трансформаторах подстанций // Омский научный вестник. Сер. Приборы, машины и технологии. 2013. № 2 (120). С. 214 — 217.

9. Петрова E^., Гиршин С.С., Ляшков Л. Л., Бигун Л. Я. Лналитическое решение уравнения теплового баланса провода воздушной линии в условиях вынужденной конвекции // Современные проблемы науки и образования. 2015. № 1-1. С. 21В.

10. Петрова E. В., Гиршин С. С., Горюнов В. H., Бубнов Л. В., Кузнецов E. Л. Ллгоритмы прогнозирования потерь в проводах воздушных линий с учётом температуры // Современные проблемы науки и образования. 2014. № 5. С. 2В2.

11. Петрова E. В., Бигун Л. Я., Горюнов В. H., Гиршин С. С., Бубенчиков Л. Л. Расчет погрешностей определения потерь электрической энергии в проводах повышенной пропускной способности из-за неучета атмосферных и режимных факторов // Омский научный вестник. Сер. Приборы, машины и технологии. 2013. № 2 (120). С. 191 — 197.

12. Петрова E. В., Гиршин С С., Горюнов В. H., Хрис-тич Д. E. Учёт температурной зависимости сопротивления неизолированного провода при выборе мероприятий по снижению потерь энергии на примере компенсации реактивной мощности // ручные проблемы транспорта Сибири и Дальнего Востока. 2013. № 1. С. 2В4 — 291.

13. Ширяев Л. С., Калимуллин Л. Т., Ткаченко В. Л. Лна-лиз эффективности комплексного ввода мероприятий по снижению потерь энергии на критерии приведённых затрат без учёта температуры элементов сети // Mеждyнародный научно-исследовательский журнал. 201б. № 12-3 (54). С. 21В — 221.

ГИРШИН Станислав Сергеевич, кандидат технических наук, доцент (Россия), доцент кафедры «Электроснабжение промышленных предприятий». ШИРЯЕВ Александр Сергеевич, аспирант, ассистент кафедры «Электроснабжение промышленных предприятий».

ЛЯШКОВ Алексей Ануфриевич, доктор технических наук, доцент (Россия), доцент кафедры «Инженерная геометрия и САПР».

КАЛИМУЛЛИН Алик Талгатович, аспирант, ассистент кафедры «Электроснабжение промышленных предприятий».

Адрес для переписки: alex2793@bk.ru

Статья поступила в редакцию 16.02.2107 г. © С. С. Гиршин, А. С. Ширяев, А. А. Ляшков, А. Т. Калимуллин