Разработка методики расчета добавочных потерь в воздушных линиях электропередач и оценки их уровня в электрических сетях тема диссертации и автореферата по ВАК РФ 05.14.02, кандидат наук Акимжанов, Темирболат Балтабаевич

• Акимжанов, Темирболат Балтабаевич
• кандидат наук
• 2015

Оглавление диссертации кандидат наук Акимжанов, Темирболат Балтабаевич

СОДЕРЖАНИЕ

ВВЕДЕНИЕ

ГЛАВА 1. АНАЛИЗ ПРОБЛЕМЫ ПОТЕРЬ И СНИЖЕНИЯ КАЧЕСТВА ЭЛЕКТРОЭНЕРГИИ ПРИ ЕЕ ТРАНСПОРТИРОВКЕ

1.1. Природа потерь электроэнергии при передаче и распределении и их структура

1.2. Методы расчета нагрузочных потерь в электрических сетях

1.3. Высшие гармонические составляющие тока и напряжения и их источники в электрических сетях

1.4. Основные мероприятия по сокращению технологических потерь

1.5. Выводы к главе 1

ГЛАВА 2. РАБОТА ВЛ В УСЛОВИЯХ НЕБЛАГОПРИЯТНЫХ РЕЖИМОВ

2.1. Современное состояние и тенденции в изменении характера нагрузок

(на примере МРСК «Сибири» и «Юга»)

2.2. Анализ режимов электрических сетей 110 кВ МРСК «Сибири» и «Юга» России на их соответствие стандарту качества электроэнергии

по несинусоидальности и несимметрии

2.3. Исследование несинусоидальных и несимметричных режимов В Л (на

Ш примере ВЛ ОАО «Бурятэнерго» и ОАО «Ростовэнерго»)

2.4. Выводы к главе 2

ГЛАВА 3. МАТЕМАТИЧЕСКАЯ МОДЕЛЬ РЕЖИМОВ МНОГОПРОВОДНОЙ ВЛ И ЭКСПЕРИМЕНТАЛЬНАЯ ПРОВЕРКА ЕЕ АДЕКВАТНОСТИ

3.1. Погонные параметры В Л с учетом их конструктивных особенностей

«

3.2. Математическая модель режимов многопроводной ВЛ с учетом распределенности параметров

3.3. Частотные характеристики ВЛ и экспериментальная проверка адекватности выбранной математической модели

3.4. Вывод к главе 3

ГЛАВА 4. РАЗВИТИЕ МЕТОДИКИ РАСЧЕТА И ОЦЕНКИ ДОБАВОЧНЫХ ПОТЕРЬ ЭЛЕКТРОЭНЕРГИИ В ВЛ ЭЛЕКТРИЧЕСКИХ СЕТЕЙ

4.1. Особенности режимов, проявляющиеся при расчете потерь на

частотах высшего порядка

4.2. Методика расчета основных и добавочных потерь мощности и электроэнергии в ВЛ

4.3. Расчет основных и добавочных потерь мощности и электроэнергии на примере ВЛ 110 кВ «БлМ-137» филиала МРСК Сибири - Бурятэнерго

#

4.4. Методика оценки добавочных потерь электроэнергии в электрической сети

4.5. Выводы к главе 4

ЗАКЛЮЧЕНИЕ

СПИСОК СОКРАЩЕНИЙ

СПИСОК ЛИТЕРАТУРЫ

ПРИЛОЖЕНИЕ 1. Алгоритмы, заложенные в программу расчета основных

и добавочных потерь мощности и электроэнергии в одно- и двухцепных

воздушных линиях электропередач

ПРИЛОЖЕНИЕ 2. Частотные характеристики В Л 110 кВ различной длины, * выполненных проводом АС-120 на опорах марки П110-5В в холостом

режиме

ПРИЛОЖЕНИЕ 3. Текст программы расчета основных и добавочных потерь

в одно- и двухцепных В Л 110 кВ

ПРИЛОЖЕНИЕ 4. Акт использования результатов работы

V

Введение диссертации (часть автореферата) на тему «Разработка методики расчета добавочных потерь в воздушных линиях электропередач и оценки их уровня в электрических сетях»

ВВЕДЕНИЕ

Актуальность темы. У большинства населения Земли понятия «энергосбережение» и «энергоэффективность», как правило, ассоциируются с эффективностью использования энергии в сфере конечного потребления - в жилищно-коммунальном хозяйстве, в быту, в обрабатывающих отраслях промышленности и т.п. Электроэнергетика и сырьевые секторы ТЭК оказываются вне зоны внимания. И только специалистам известно, что энергоемкость товаров и услуг и интегральный показатель - удельная энергоемкость валового внутреннего продукта (ВВП) в значительной мере определяются энергетической эффективностью всех звеньев технологической цепочки, предшествующих потреблению электрической и. тепловой энергии: поиск, разведка и добыча энергетического сырья - преобразование его в электрическую и тепловую энергию - доставка ее потребителям.

Для России с ее огромной территорией и, соответственно, большими длинами линий электропередач (по данным Минэнерго на сегодня их суммарная протяженность составляет 2 647,8 тыс. км) повышение энергоэффективности передачи и распределения электрической энергии всегда было чрезвычайно актуальной проблемой. Она усугубляется еще и высокими удельными потерями электроэнергии при ее транспортировке - около 12% в России в сравнении с 6-7% в развитых странах. (За 90-е годы они увеличились на 3-3,5% в то время как среднемировой уровень потерь продолжал снижаться). Руководство страны и отрасли ставит задачу — снизить потери электроэнергии в электрических сетях Российской Федерации до 8% к 2030 г.

В последние десятилетия все в большей мере на потери энергии влияет постоянный рост нелинейных нагрузок, обусловленный, прежде всего, увеличением доли электропотребления бытовым оборудованием и приборами. Это вызывает рост доли высших гармонических составляющих тока и напряжения в электрических сетях. Кроме нелинейных нагрузок, источниками высших гармоник являются нелинейности элементов сети и возможные резонансные режимы их работы. Высшие гармоники тока, помимо снижения

качества электроэнергии, вызывают добавочные потери электроэнергии. Добавочные потери возникают также вследствие несимметричности параметров элементов сети и несимметричности режимов. В настоящее время эти составляющие потерь не учитываются при расчете потерь электроэнергии в российских сетях и, соответственно, при формировании тарифов на электроэнергию, что усложняет составление баланса переданной и потребленной электроэнергии. Для разработки методов борьбы с ними необходимы целенаправленные исследования их природы и количественных характеристик. И эта проблема актуальна не только для отечественной энергетики - убытки от низкого качества электроэнергии исчисляются миллиардами долларов и в других развитых странах.

Решению обозначенной проблемы и ее различных аспектов посвящено множество работ отечественных и зарубежных ученых: Воротницкий В.Э., Кучумов J1.A., Железко Ю.С., Жежеленко И.В., Шидловский А.К., Борисов Б.П., Arrillaga J., Bradley D., Bodger P, Williams S. M., Brownfield G. T., Duffus J.W. Однако, несмотря на это, данная проблема сохраняет актуальность.

Цель диссертации - разработка методов исследования и расчета добавочных потерь в BJI и методики оценки их уровней в распределительных электрических сетях.

Для достижения поставленной цели были решены следующие задачи:

1. Анализ современного состояния режимов BJ1, приводящих к появлению добавочных потерь электроэнергии (по результатам инструментальных исследований, выполненных силами РЦР*) и существующих методов расчета потерь (по литературным данным).

2. Выбор математической модели режимов BJT для расчета основных и добавочных потерь электроэнергии от протекания высших гармонических составляющих токов и несимметрии токов основной частоты.

*РЦР - Регионалы1ый центр ресурсосбережения Томского политехнического университета, в котором диссертант выполнял исследования

3. Алгоритмизация задачи расчета добавочных потерь и ее программная реализация.

4. Использование созданной программы для разработки методики оценки добавочных потерь в электрических сетях.

5. Оценка уровней добавочных потерь в BJI ряда электрических сетей ПОкВ.

Объект исследования. Электрические сети 110 кВ ОАО «МРСК Сибири» и ОАО «МРСК Юга» (далее, соответственно, МРСК Сибири и МРСК Юга).

Предметом исследования являются режимные параметры BJI и добавочные потери электроэнергии в них.

Методы исследований. Для решения задач, поставленных в настоящей работе, использовались: теория матричного исчисления, методы и приемы математического моделирования, методы физических и вычислительных экспериментов, сопоставление результатов инструментальных обследований с результатами расчетов.

Достоверность результатов и выводов обеспечивалась статистической обработкой данных с использованием стандартного пакета MS Office Excel и специально написанной на языке FortranPowerStation 4.0 программы. Программная реализация математических моделей также осуществлена в среде FortranPowerStation 4.0. Результаты моделирования были сопоставлены с результатами инструментальных исследований; при этом получено хорошее совпадение.

Научная новизна и основные результаты, выносимые на защиту.

1. Разработаны методика и программа расчета основных и добавочных потерь

в BJ1, позволяющие исследовать их природу с учетом:

• многопроводности BJ1, наличия грозозащитного троса и его заземления;

• несимметрии расположения проводов и тросов, а так же режимов BJI;

• распределенности параметров вдоль трассы BJ1;

• проявления поверхностного эффекта в проводах и тросах.

2. Установлены следующие закономерности формирования добавочных потерь в ВЛ:

• с падением нагрузки доля добавочных потерь в суммарных увеличивается;

• возникающие в ВЛ резонансные частоты обусловливают рост токов этих частот и, соответственно, доли добавочных потерь;

• величина потерь от несинусоидальности в грозозащитных тросах, не смотря на их частое заземление, может быть

^ сопоставима с таковыми в фазах и даже превышать их;

• значения токов частот высшего порядка могут меняться совершенно непредсказуемо вдоль трассы ВЛ, что подтверждает необходимость их учета при расчете добавочных потерь с применением разработанной программы на всех доступных измерениям частотах.

3. Предложена методика оценки добавочных потерь электроэнергии по ограниченному объему обследованных ВЛ, позволяющая с достаточной для практических целей точностью определять их величину. Объем выборки, достаточный для оценки добавочных потерь, может составлять 10 - 30% от

« общего количества ВЛ. Для конкретной энергосистемы данная величина

должна устанавливаться на основе энергетического обследования.

4. Показано, что в процессе эксплуатации электрических сетей необходим постоянный учет добавочных потерь с целью уточнения их технико-экономических показателей и при составлении балансов мощностей и энергии.

*

Практическая значимость работы:

1. Предложенная методика оценки добавочных потерь может использоваться для их включения в технологические потери при формировании тарифов.

2. Созданное программное обеспечение используется в МРСК Юга для расчета добавочных потерь в электрических сетях ОАО «Ростовэнерго» и

ОАО «Волгоградэнерго». Оно может использоваться для этих целей в других эксплуатируемых и проектируемых электрических сетях.

3. Применение методики оценки добавочных потерь в условиях ограниченного количества обследованных BJ1 может сократить затраты на эту процедуру.

4. Предлагаемые методика и средства оценки эффективности транспорта электроэнергии позволяют выявить потенциал энергосбережения в электрических сетях.

Апробация работы. Результаты работы по теме диссертации докладывались и обсуждались на научно-практических и международных конференциях:. XVIII Международная научно-практическая конференция студентов, аспирантов и молодых ученых «Современные техника и технологии», Томск, 2012; The 8th International Conference on Technical and Physical Problems of Power Engineering (ICTPE-2012), Fredrikstad, Norway, 2012; Международная молодёжная конференция «Энергетическое обследование как первый этап реализации концепции энергосбережения». Томск, 2012; I Международный форум «Интеллектуальные энергосистемы», Томск, 2013; The 9th International Forum on Strategie Technology (IFOST), Cox's Bazar, Bangladesh, 2014.

Публикации. По теме диссертации опубликовано 10 научных работ, в том числе 3 статьи в изданиях из перечня ВАК и монография (в соавторстве), получено свидетельство о государственной регистрации программы для ЭВМ.

Структура и объем диссертации. Диссертационная работа состоит из введения, четырех глав, списка литературы из 74 наименований, приложений. Общий объем диссертации 168 страниц, в том числе 70 иллюстраций и 18 таблиц.

ГЛАВА 1. АНАЛИЗ ПРОБЛЕМЫ ПОТЕРЬ И СНИЖЕНИЯ КАЧЕСТВА ЭЛЕКТРОЭНЕРГИИ ПРИ ЕЕ ТРАНСПОРТИРОВКЕ

1.1. Природа потерь электроэнергии при передаче и распределении и их структура

Электроэнергия отличается от других видов продукции тем, что её транспортировка осуществляется за счёт расходования части самой продукции и, следовательно, потери электроэнергии неизбежны. Однако лишь часть электроэнергии, не дошедшей от производителя к потребителю, можно отнести к чистым потерям. Другую часть в отраслевых документах обоснованно называют «технологический расход электроэнергии на передачу по электрическим сетям». Ниже для краткости будет использоваться термин «потери», в необходимых случаях с определениями «технологические потери», «технические потери», «коммерческие потери».

Уровень потерь является важным, но не единственным показателем эффективности применительно к передаче и распределению электрической энергии. Понятие эффективности включает в себя ещё такие характеристики, как качество электроэнергии, надежность/бесперебойность электроснабжения, управляемость систем транспорта и распределения. Вопросы качества электроэнергии и его влияние на уровень потерь энергии в электрических сетях, как отмечалось во «Введении», является основным предметом исследований, обобщенных в данной диссертации.

Представление о положении российской энергетики в мире в аспекте эффективности транспорта электроэнергии дают данные таблице 1.1.

Правительство РФ поставило перед Минэнерго и руководством электросетевых компаний задачу - снизить потери к 2015 г. до 11 % и к 2030 г. до 8 %. По мнению международных экспертов, обоснованный уровень потерь электроэнергии при передаче и распределении составляет 4-5 %, к которому следует стремиться. (Величина, близкая к пределу, определяемому физическими

законами). Экономически обоснованный потенциал снижения потерь в сетях (реальный на сегодня) составляет около 35% от суммарных потерь [57].

Таблица 1.1

Уровень потерь при передаче электроэнергии в ряде ведущих стран и в среднем в

мире

Страны или их объединения Потери при транспорте и распределении

Индия 25

Мексика 16,2

Бразилия 16,6

Россия >12,0

Китай 6,7

ЕС-27 6,7

США 6,2

Канада 7,3

Япония 4,6

Весь мир 8,8

Снижение потерь даже до уровня 10% позволило бы российским энергетикам успешно решать следующие задачи:

• экономить ежегодно более 32 млрд. кВт.ч электроэнергии (около 4,0 млн т у.т.) (это позволило бы либо остановить 7 энергоблоков по 500 МВт, либо не вводить новые мощности такого масштаба),

• сократить вредные выбросы в атмосферу (оксидов азота и серы, твёрдых частиц) в объёме не менее 107 тыс. т. в год.

Сокращение сверхнормативных потерь электроэнергии в электрических сетях может и должно стать важным источником инвестиций (наряду с другими) в сетевое хозяйство для радикального улучшения его технического состояния, а также замедления роста тарифов на электроэнергию. Это - сложная проблема,

включающая оптимизацию развития электрических сетей, совершенствование системы учета электроэнергии, внедрение новых информационных технологий в энергосбытовую деятельность и управление режимами сетей, обучение персонала и его оснащение средствами поверки приборов для измерения электроэнергии и др.

Исследование динамики и структуры потерь электроэнергии до и после реформы российской электроэнергетики в 1998-2008 гг. и их сопоставление с аналогичными показателями зарубежных энергосистем, подвергшихся разгосударствованию и децентрализации, выявили ряд важных закономерностей [57]:

1. Переход от централизованных (государственных) к рыночным механизмам управления энергетикой привел к увеличению потерь электроэнергии в сетях. Эффект наблюдался не только в российской электроэнергетике во время и после реформы, но и в других странах, пошедших на разгосударствление и децентрализацию этой отрасли.

2. Относительные потери электроэнергии в сетях тем ниже, чем выше доля промышленного потребления в полезном отпуске.

3. Включение нормативов потерь в тариф на услуги по передаче электрической энергии приводит к появлению опасной тенденции подгонки этих нормативов под фактические потери.

Каждая из этих групп включает десятки позиций.

Основными причинами роста потерь электроэнергии в 90-е и «нулевые» годы являются [57]:

• эксплуатация физически и морально устаревшего оборудования,

• несоответствие схемно-режимных решений изменениям структуры потребления,

• неоптимальные уровни напряжения и потокораспределения реактивной мощности в сетях распределительных сетевых компаний,

• неблагоприятное (в аспекте потерь) влияние оптового рынка электроэнергии на режимы работы сетей,

• низкоэффективная (с точки зрения общественного производства) топология сети, не отвечающая модели энергетической подсистемы современной российской экономики.

1.1.1. Структура потерь электроэнергии

Около половины стоимости электроэнергии для потребителей формируется на стадии её производства. Вторая половина связана с её передачей и распределением и складывается из следующих составляющих:

• 22% - транспортировка по сетям низкого напряжения (Межрегиональные сетевые компании),

• 10% - транспортировка по местным коммунальным сетям (Территориальные сетевые компании),

• 7% - транспортировка по Единой национальной сети,

• 6% - сбытовая надбавка (услуги по формированию счетов и сбор денег с населения),

• 5% - услуги Системного оператора.

В первые три составляющие значительный вклад вносят потери энергии, состоящие из: а) обусловленных физическими законами расходов энергии в передающей сети и в оборудовании подстанций (обоснованные расходы); б) истинных потерь, обусловленных необоснованными расходами электроэнергии, связанными с износом электрооборудования, несовершенством организационно -технологических решений и действий; в) коммерческих потерь, обусловленных преимущественно хищением электроэнергии, рисунок 1.1.

Источниками информации об эффективности работы предприятий электрических сетей и об имеющемся у них потенциале энергосбережения являются:

• оперативная и отчётная документация по учёту электроэнергии,

• графики нагрузки и уровней напряжений,

• документация на основное (технологическое) и вспомогательное оборудование,

• результаты инструментального энергетического обследования.

Информация обобщается в энергетических паспортах.

Энергия принятая в сеть - Энергия отданная в сеть

*

Фактические (отчетные) потери

*

Технологические потери | + Коммерческие потери

* У

1. Технические; 2. Собственные нужды; 3. Допустимая погрешность ИК 1. Хищения; 2. Недостатки в сбытовой деятельности; 3. Недопустимая погрешность ИК

Рисунок 1.1. Структура потерь электроэнергии на стадиях передачи и

распределения

1.1.2. Технологические потери

Технологические потери в электрических сетях характеризуются следующими цифрами. В сетях 220 кВ и ниже теряется около 78% от общих потерь; из них: в сетях 110-220кВ - 28 %; в сетях 35 кВ - 16 % и в сетях 10-0,4 кВ - 34 %. Цифры достаточно достоверные, т.к. все сетевые предприятия ежегодно проходят процедуру экспертизы технологических потерь при передаче электроэнергии.

Технологические потери включают три составляющие:

1.Технические потери.

2. Расход энергии на собственные нужды подстанций. Большая его часть является не потерями, а обоснованным потреблением электроэнергии для обеспечения нормальной работы технологического оборудования подстанций и обслуживающего персонала. К потерям следовало бы относить лишь бесполезно теряемую его часть.

3. Погрешности измерений.

1.1.3. Технические потери

Эта составляющая потерь, в свою очередь, подразделяется на:

1. Условно-постоянные - не зависящие от нагрузки и составляющие 24,7% от общих потерь (Из них 67% — потери холостого хода трансформаторов, 11% — собственные нужды подстанций, 22% - прочие потери);

2. Нагрузочные потери - зависящие от величины передаваемой по сети мощности, составляющие 75,3% от общих потерь. (Из них 86 % - потери в ЛЭП и 14% - в трансформаторах).

Условно-постоянные потери вызваны неизбежными затратами энергии на электромагнитные процессы в электротехническом оборудовании. Они не зависят от объёма транспортируемой энергии (от нагрузки), но зависят от технических параметров и физико-химических свойств материалов, используемых в оборудовании, и состояния окружающей среды и включают потери:

• холостого хода трансформаторов и активные потери в изоляторах, кабельных линиях, шинах, токопроводах и т.д., зависящие, прежде всего, от свойств, применённых в них материалов,

• на корону в ЛЭП и токи утечки по поверхности изоляторов, зависящие, в значительной мере, от состояния окружающей среды,

• в измерительных трансформаторах тока и напряжения, в приборах учёта электроэнергии.

Нагрузочные потери зависят от объёма транспортируемой активной и реактивной энергии.

Весомой составляющей нагрузочных потерь являются потери, связанные с передачей реактивной мощности (РМ). Циркулирование её в сетях ведёт к их перегрузке и снижает полезную пропускную способность. (В городских распределительных сетях её доля может превосходить 50% суммарной мощности). Потребляют РМ однофазные и трехфазные электродвигатели переменного тока (45-60%), трансформаторы всех ступеней трансформации (2025%), электроприводы с полупроводниковыми преобразователями, мощные газоразрядные лампы. Основными источниками РМ являются генераторы электрических станций (их мощности не достаточно для обеспечения баланса реактивной мощности), специальные устройства на подстанциях энергосистем:

батареи статических компенсаторов, синхронные компенсаторы, управляемые источники РМ. Эффективно «бороться» с ней, т.е. компенсировать могут только крупные потребители, преимущественно промышленные предприятия.

Приказом Минпромэнерго РФ от 22.02.2007г. №49 восстановлена ответственность потребителя за потребляемую РМ. При компенсации РМ необходимо учитывать технологические особенности, график нагрузки потребителя и использовать системы автоматического управления компенсацией РМ, основанные на новых методах и технических средствах.

Источниками исходных данных для расчёта технических потерь являются следующие:

• информация о топологии ЭС и параметрах схемы замещения,

• результаты измерения объёмов электроэнергии в ветвях и узлах ЭС,

• данные о длительности отключённого состояния всех наиболее важных элементов ЭС.

Методы расчёта технических потерь электроэнергии утверждены соответствующими директивными и методическими документами Минэнерго РФ. Расчёт потерь электроэнергии в ЭС осложняется такими факторами как:

• Большое схемно-режимное многообразие ЭС.

• Высокая степень неопределённости или отсутствие необходимой для расчётов информации вследствие топологических изменений, производимых в ЭС на длительных интервалах времени.

• Нерегулярность контрольных замеров в ЭС.

• Неодновременность снятия показаний счетчиков электроэнергии и высокая погрешность приборов учёта.

• Большое многообразие приборов учёта электроэнергии с различным классом точности.

• Неучёт в существующем программном обеспечении в режимах малых нагрузок ряда «незначительных» потерь энергии (активное сопротивление линий рассчитывается по среднегодовой температуре местности, в сетях НН

не учитываются перетоки РМ, не учитываются высшие гармонические

составляющие и иесимметрия и др.).

• Коммерческие потери электроэнергии.

Технические потери в электрических сетях энергоснабжающих организаций рассчитывают по трем диапазонам напряжения:

• в питающих сетях высокого напряжения (ВН) 35 кВ и выше;

• в распределительных сетях среднего напряжения (СН) 6-10 кВ;

• в распределительных сетях низкого напряжения (НН) 0,38 кВ.

Распределительные сети 0,38 - 6 - 10 кВ, эксплуатируемые районными

электрическими сетями (РЭС) и предприятиями электрических сетей (ПЭС), характеризуются значительной долей потерь электроэнергии в суммарных потерях по всей цепи передачи электроэнергии от источников до электроприемников. Это обусловлено особенностями построения и организации эксплуатации данного вида сетей: большим количеством элементов, разветвленностыо схем, недостаточной обеспеченностью приборами учета, относительно малой загрузкой элементов и т.п.

В настоящее время по каждому РЭС и ПЭС энергосистем технические потери в сетях 0,38 - 6 - 10 кВ рассчитываются ежемесячно и суммируются за год. Полученные значения используются для расчета планируемого норматива потерь электроэнергии на следующий год.

Технологические потери электроэнергии нормируются (в абсолютных единицах или в процентах установленного показателя). Нормативы рассчитывают при режимах работы, технических параметрах линий, оборудовании сетей и системы учета электроэнергии в рассматриваемом периоде согласно документу «Инструкция по организации в Министерстве энергетики Российской Федерации работы по расчёту и обоснованию нормативов технологических потерь электроэнергии при её передаче по электрическим сетям» (С изменениями от 01.02.2010г.) [47].

Нормативный метод расчета нагрузочных потерь электроэнергии - метод, использующий при расчете потерь весь объем имеющийся информации о схемах

и нагрузках сетей данного напряжения. При увеличении оснащенности сетей средствами измерения и оперативного контроля режимов рекомендуется применение более точных методов из их перечня, установленного методикой. Нормативная характеристика технологических потерь электроэнергии -зависимость норматива технологических потерь электроэнергии от структурных составляющих поступления и отпуска электроэнергии.

Инструкция по расчету потерь в электрических сетях разработана для идеальных режимов сетей. К сожалению, реальные режимы электрических сетей далеки от идеального состояния: наблюдаются несимметрии режимов и параметров элементов, искажения синусоидальности, вызывающие дополнительные потери. Привлекательной стороной традиционных расчетов потерь является их простота, но в ущерб точности. С развитием электронной вычислительной и информационно-измерительной техники стало возможным разрабатывать более точные методы расчета и оценки уровня потерь.

1.1.4. Коммерческие потери

Этот вид потерь обусловлен не физическими свойствами элементов ЭС, а является результатом, прежде всего хищения электроэнергии абонентами. Также их причиной являются не одновременность снятия показателей приборов учета, не своевременная оплата услуг по передаче электроэнергии. Данный вид потерь не включается в норматив технологических потерь, и соответственно, является источником прямых убытков энергосбытовых компаний.

Считается, что коммерческие потери являются результатом социальных и организационных факторов:

1. Хищение электроэнергии потребителями;

2. Недостатки в организации контроля за ее потреблением и оплатой.

На сегодняшний день известно более 40 способов хищения электроэнергии [23, 25]. Как правило, хищение имеет место в бедных регионах. Выявлялись случаи участия работников энергосбытовых компаний в мошенничестве по хищению электроэнергии.

На уровень коммерческих потерь может существенно влиять качество организации ее учета. На головных участках радиальных сетей (в которых чаще всего возникает коммерческий недоучет) всех классов напряжения необходимо устанавливать счетчики технического учета электроэнергии. Это позволяет составить баланс между отпущенной в данную сеть и оплаченной потребителями электроэнергии, на основе чего становится возможным выделить участки сети с повышенным уровнем коммерческих потерь.

Как известно, в Минэнерго СССР отчетные потери находились на уровне 9% от отпуска электроэнергии в сеть. Из них 2,25% - постоянные потери, 6,75% -нагрузочные. Так как социальных условий для массовых хищений электроэнергии бытовыми абонентами не было, а промышленность была в собственности у самого государства (которое и производило энергию), то доля коммерческих потерь в сетях Минэнерго СССР была пренебрежимо мала.

В настоящее время, в условиях рыночной экономики можно смело утверждать, что уровень коммерческих потерь возрос и влияет на доходы энергосбытовых компаний. Это долгое время будет существенной составляющей отчетных потерь, к которым относят все не обоснованные расчетным путем потери, в т.ч. добавочные потери от несимметрии и несинусоидальности токов.

1.2. Методы расчета нагрузочных потерь в электрических сетях

Список литературы диссертационного исследования кандидат наук Акимжанов, Темирболат Балтабаевич, 2015 год

СПИСОК ЛИТЕРАТУРЫ

1. Акимжанов Т.Б., Ушаков В.Я., Харлов H.H. Искажения синусоидальности и несимметрия напряжений в электрических сетях 110 кВ Сибири и Юга России//Известия высших учебных заведений. Проблемы энергетики.-2014.№ 1-2-С.67-73.

2. Аррилага Дж., Брэдли Д., Боджер П. Гармоники в электрических системах: Пер. с англ. - М.: Энергоатомиздат, 1990. - 320 с.

3. Бацева Н.Л. Специальные вопросы проектирования электроэнергетических систем и сетей: учебное пособие. - Томск: Изд-во Томского политехнического университета, 2008.-254 с.

4. Базуткин В.В., Дмоховская Л.Ф. Расчеты переходных процессов и перенапряжений. М.: Энергоатомиздат, 1983.

5. Бессонов Л.А. Теоретические основы электротехники. - М.: Высшая школа, 1996.-638 с.

6. Боровиков B.C., Волков М.В., Иванов В.В., Литвак В.В., Мельников В.А., Погонин A.B., Харлов H.H., Акимжанов Т.Б. Режимные свойства электрических сетей 110 кВ юга России в обеспечении эффективности транспорта электроэнергии. Томск, STT, 2013. -268 с.

7. Боровиков B.C., Волков М.В., Иванов В.В и др. Опыт корпоративного обследования электрических сетей 110 кВ Сибири: Монография. - Томск: Изд-во Томского политехнического университета, 2010. -228 с.

8. Боровиков В. С., Харлов Н. Н., Акимжанов Т. Б. О необходимости включения добавочных потерь от высших гармоник тока в технологические потери при передаче электрической энергии//Известия Томского политехнического университета.- 2013.-Т. 322; № 4-С.91-93.

9. Веников В.А., Глазунов A.A., Жуков Л.А., Солдаткина Л.А. Электрические системы, т.2.Электрические сети: учебное пособие для электроэнерг.вузов. - М.: Высшая школа, 1971 - 440 с.

Ю.Верещагин И.П., Левитов В.И., Мирзабекян Г.З., Пашин М.М.. Основы электродинамики дисперсных систем. — М.: Энергия, 1974.-480 с.

11.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.

12.Воротницкий В.Э., Железко Ю.С., Казанцев В.Н. Потери электроэнергии в электрических сетях энергосистем. - М.: Энергоатомиздат, 1983.-368 с.

13.Глинтерник С.Р. Электромагнитные процессы и режимы мощных статических преобразователей. Изд-во «Наука», Ленингр. отд.-ние, Л.: 1968, 308с.

14.ГОСТ Р 51317.3.2-99 «Электрическая энергия. Совместимость технических средств электромагнитная. Эмиссия гармонических составляющих тока техническими средствами с потребляемым током не более 16 А (в одной фазе). Нормы и методы испытаний».- Введ. 24.12.1999. М.: ИПК Издательство стандартов, 2000.-32 с.

15.ГОСТ Р 51317.3.12-2006 «Электрическая энергия. Совместимость технических средств электромагнитная. Ограничение гармонических составляющих тока, создаваемых техническими средствами с потребляемым током более 16 А, но не более 75 А (в одной фазе), подключаемыми к низковольтным системам электроснабжения общего назначения. Нормы и методы испытаний»,- Введ. 01.07.2007. М.: ИПК Издательство стандартов, 2000.-32 с.

16.ГОСТ Р 53333-2008 «Электрическая энергия. Совместимость технических средств электромагнитная. Контроль качества электрической энергии в системах электроснабжения общего назначения».- Введ. 01.07.2009. М.: Стандартинформ, 2009.-32 с.

17.ГОСТ Р 54149-2010 «Электрическая энергия. Совместимость технических средств электромагнитная. Нормы качества электрической энергии в системах электроснабжения общего назначения».- Введ. 01.01.2013. М.: Стандартинформ, 2012.-16 с.

18.Грозозащитные тросы для воздушных линий электропередачи 35-750 кВ: Стандарт организации СТО 56947007-29.060.50.015-2008. - Введ. 15.07.08. -М.: ОАО «ФСК ЕЭС», 2008.-16 с.

19.Добрусин J1.A. Приоритеты управления качеством электроэнергии в электрических сетях России: взгляд с позиции национальных интересов и стратегии международного электроэнергетического сотрудничества // Вести в электроэнергетике.-2007.-№2.

20.Донской Ю.А, Пекин С.С. ЭЦН с частотно-регулируемым приводом//Территория нефтегаз. Издательство: Закрытое акционерное общество "Камелот Паблишинг" (Москва) №3, 2010, с. 68-69

21.Жежеленко И.В. Электрические потери от высших гармоник в системах электроснабжения//Электрика.-2010.-№4.С.З-6.

22.Жежеленко И.В. Высшие гармоники в системах электроснабжения промышленных предприятий. -М.: Энергоатомиздат, 1984. - 184 с.

23.Железко Ю.С., Артемьев А.В., Бирюков Р.П. Расчет, анализ и нормирование потерь электроэнергии в электрических сетях: Руководство для практических расчетов. - М: Изд-во НЦ ЭНАС, 2004.-280 с.

24.Железко Ю.С. Выбор мероприятий по снижению потерь электроэнергии в электрических сетях: Руководство для практических расчетов. - М.: Энергоатомиздат, 1989.-176 с.

25.Красник В.В. 102 способа хищения электроэнергии. - М.: ЭНАС, 2008.160 с.

26.3евеке Г.В., Ионкин П.А., Нетушил А.В., Страхов C.B. Основы теории цепей. Учебник для вузов. Изд. 4-е, переработанное. - М., Энергия, 1975.752 с.

27.Идельчик В.И. Электрические системы и сети: Учебник для вузов. - М.: Энергоатомиздат, 1989. - 592 с.

28.Инструкция по снижению технологического расхода электрической энергии на передачу по электрическим сетям энергосистем и энергообъединений: РД 34.09.254. - Введ. 01.01.88. - 44 с.

29.Каганов З.Г. Электрические цепи с распределенными параметрами и цепные схемы. - М.: Энергоатомиздат, 1990 - 248 с.

30.Комплекс программы для расчета и нормирования потерь электроэнергии, расчета допустимого, фактического небаланса и количества неучтенной электроэнрегии в электрических сетях 0,38-220 кВ // [Официальный сайт ООО «Энергоэкспертсервис»]. URL: http://www.rtp3.ru/products.htm (дата обращения: 10.10.2012).

31.Корн Г., Корн Т. Справочник по математике (для научных работников и инженеров). М., 1974 г. - 832 с.

32.Коршунова Л.А., Кузьмина Н.Г., Кузьмина Е.В. Формирование тарифов на передачу и распределение электрической энергии в России // Вестник Томского государственного университета. Экономика.-2011.-№4 (16).-С. 124-123.

33.Костин В.Н. Системы электроснабжения. Конструкции и механический расчет: учебное пособие. - СПб.: СЭТУ,-93 с.

34.Кузьмин Д.А., Горячев В.Я. Исследование качества электрической энергии при наличии потребителей с нелинейными нагрузками//Известия высших учебных заведений. Поволжский регион. Технические науки. - 2011. - № 1 (17).-С. 148-155.

35.Кучумов Л.А., Спиридонова Л.В. Потери мощности в электрических сетях и их взаимосвязь с качеством электроэнергии. Учебное пособие. - Л.: изд. ЛПИ, 1985,92 с.

36.Либкинд М.С. Высшие гармоники, генерируемые трансформаторами / М. : Изд-во Академии наук СССР, 1962. — 104 с.

37.Лютаревич А.Г., Вырва A.A., Долингер С.Ю., Осипов Д.С., Четверик И.Н. Оценка дополнительных потерь мощности от высших гармоник в элементах систем электроснабжения/Юмский научный вестник.-2009.-№ 1 -С. 109-113.

38.Мельников H.A., Рокотян С.С., Шеренцис А.Н. Проектирование электрической части воздушных линий электропередачи 330-500 кВ/Под ред. С.С. Рокотяна. - М.: Энергия, 1974.-472 с.

39.Методические указания по расчету регулируемых тарифов и цен на электрическую (тепловую) энергию на розничном (потребительском) рынке. Экономика и финансы электроэнергетики.-2002.-№11.С105-143.

40.Нейман Л.Р. Поверхностный эффект в ферромагнитных телах. Л. - М., 1949.- 190 с.

41.Нейман Л.Р., Демирчян К.С. Теоретические основы электротехники. Т.1 и 2. Л.: Энергия, 1966.-522 с.

42.Нормы технологического проектирования подстанций переменного тока с высшим напряжением 35-750 кВ: Стандарт организации СТО 56947007-29.240.10.028-2009.-Введ. 13.04.09.-М. : ОАО «ФСК ЕЭС», 2009.96 с.

43.Поспелов Т.Е., Сыч Н.М.. Потери мощности и электроэнергии в электрических сетях./Под.ред. Т.Е. Поспелова. - М.: Энергоатомиздат, 1981.-216 с.

44.Поспелов Г.Е., Федин В.Т. Электрические системы и сети. Проектирование: Учебное пособие для вузов. - Мн.: Высшая школа, 1988.-308 с.

45.Правила проведения энергетических обследований организаций. Введ. 25.03.1998.-9 с.

46.Правила устройства электроустановок. - СПб.: Издательство ДЕАН, 2001. -928 с.

47.Приказ Министерства энергетики РФ от 30 декабря 2008 г. N 326 "Об организации в Министерстве энергетики Российской Федерации работы по утверждению нормативов технологических потерь электроэнергии при ее передаче по электрическим сетям" (с изменениями от 01.02.2010г.).

48.Приказ Минпромэнерго №49 от 22.02.07 О порядке расчета значений соотношения потребления активной и реактивной мощности для отдельных энергопринимающих устройств (групп энергопринимающих устройств) потребителей электрической энергии, применяемых для определения обязательств сторон в договорах об оказании услуг по передаче электрической энергии (договорах энергоснабжения).

49.Проектирование линий электропередачи сверхвысокого напряжения/ Г.Н. Александров, В.В. Ершевич, C.B. Крылов и др.; Под ред. Г.Н. Александрова и JI.JI. Петерсона. - Л.: Энергоатомиздат. Ленингр. отд.ние, 1983.-368 с.

50.Розанов Ю.К., Рябчицкий М.В., Кваснюк A.A. Силовая электроника: учебник. - M.: Издательский дом МЭИ, 2007. — 632 с.

51.Сапронов A.A. Анализ структуры коммерческих потерь электроэнергии в распределительных электрических сетях//Энергосбережение и водоподготовка.- 2006.-№ 4.-С.47-49.

52.Свид. №2014619784. Расчет добавочных потерь в одно- и двухцепных линиях электропередачи // Харлов H.H., Боровиков B.C., Акимжанов Т.Б.; Заявитель и правообладатель «Национальный исследовательский Томский политехнический университет»; - №2014617803; заявл. 06.08.2014; опубл. 22.09.2014 г.

53.Справочник по проектированию электрических сетей/под ред. Д.Л. Файбисовича. - 3-е изд., перераб. и доп. - М.: ЭНАС, 2009.-392 с.

54.Семичевский П.И.. Методика расчета дополнительных потерь активной мощности и электроэнергии в элементах систем электроснабжения промышленных предприятий, обусловленные высшими гармониками: дис. ...канд.техн.наук. -М., 1978. -206 с.

55.Технический отчет «Комплексное энергетическое обследование системы водоснабжения и водоотведения ОАО «Омскводоканал»», Т.2 «Энергетическое обследование насосных станций 3, 4 подъема», НИ ТПУ, Томск-2011 г, 215 с.

56.Ульянов С.А. Электромагнитные переходные процессы в электрических системах. Учебник для электротехнических и энергетических вузов и факультетов. М., Энергия, 1970.-520 с.

57.Ушаков В.Я. Современные проблемы электроэнергетики. - Томск: Изд-во Томского политехнического университета, 2013.-448 с.

58.Харлов H.H., Акимжанов Т.Б.. Инструментальная оценка эффективности работы фильтрокомпенсирующих устройств в системах электроснабжения

горнодобывающих предприятий//Известия Томского политехнического университета.- 2013.-Т. 322; № 4-С.99-

59.Харлов H.H., Иванов В.В., Погонин A.B., Мельников В.А. Формирование уравнений установившихся несинусоидальных режимов электрических систем с учетом распределенности параметров ЛЭП/Известия Томского политехнического университета.- 2009.-Т.314; №4-С.56-59.

60.Харлов H.H., Боровиков B.C., Литвак В.В., Погонин A.B., Мельников В.А. Энергетическое обследование несинусоидальных режимов многопроводных линий электропередачи // Электричество.-2011.-№ 12.- С. 12-15.

61.Харлов H.H. Математическое моделирование и идентификация узлов нагрузки с нелинейными электроприемниками // Электричество.-2006.-№2.-С.7-12.

62.Харлов H.H. Резонансные режимы многопроводных линий электропередачи // Электричество.-2009.- №12.-С.9-13.

бЗ.Чижма С.Н.. Совершенствование методов и средств контроля качества электроэнергии и составляющих мощности в электроэнергетических системах с тяговой нагрузкой: дис....д.техн.наук. - Омск., 2014. - 329 с.

64.Чугунов Г.А., Агапов М.Н., Тищенко А.И. Мониторинг показателей качества электроэнергии // Ползуновский вестник.-2010.-№2.-С.98-102.

65.Шамонов Р.Г. Разработка методики оценки влияния качества электроэнергии на потери мощности и энергии в электрических сетях: дис. ...канд.техн.наук. -М., 2003. - 155 с.

66.Шидловский А.К., Борисов Б.П. Симметрирование однофазных и двухплечевых нагрузок электротехнологических установок. - Киев: Наук, думка, 1977.-160 с.

67.Шидловский А.К., Кузнецов В.Г. Повышение качества энергии в электрических сетях. - Киев: Наук.думка, 1985.-268 с.

68.Шляхтин С.А. Сокращение потерь в электродвигатели при частотном регулировании за счет корректировки закона регулирования преобразователя//Сервис в России и за рубежом. Издательство: Российский

государственный университет туризма и сервиса (Черкизово). №2, 2009, с. 139-142

69.IEEE Task Force, "Modeling and Simulation of the Propagation of Harmonics in Electric Power Networks", IEEE Trans, on Power Delivery,vol. 11, n. 1, January, 1996.

70.Popkov V.I., Vereshagin I.P., Grigoriev V.V., Pashin M.M. Future Prospect and Practice of Electron-Ion Technology in USSR//Prac. of the World Electrot. Congress, Moscow, 1977.

71.L.C.O. Oliveira, G.A.e Melo, J.B. Souza, C.A. Canesin, B.D. Bonatto, F.N. Belchior, M. Oliveira, E.A., Mertens Jr. «Harmonic Propagation Analysis in Electric Energy Distribution Systems», IEEE, 2011.

72.S. M. Williams, G. T. Brownfield, and J. W. Duffus, "Harmonic Propagation on the Electric Distribution System: Field Measurements Compared With Computer Simulation", IEEE Trans, on Power Delivery, vol. 8, n. 2, January, pp. 547 - 552, 1993.

73.T.B. Akimzhanov, N.N. Kharlov, V.S. Borovikov, V.Ya. Ushakov. « Development of calculation methods for additional electrical power losses during transportation», The 9th International Forum on Strategic Technology (IFOST), October 21-23, 2014, Cox's Bazar, Bangladesh. Publisher: IEEE. pp. 351 - 354.

74. Voltage characteristics of electricity supplied by public distribution networks: BS EN 50160:2007. - September 2007, BSI, 2007.-24 p.

Приложение 1. Алгоритмы, заложенные в программу расчета основных и добавочных потерь мощности и электроэнергии в одно- и двухцепных

воздушных линиях электропередач

С Начало )

/ Ввод N /

г

._I_

Ввод 5,, М,, у,

¡=1, N

Я =

1000

-

1000 г,-я.

I

=

Л,-^д/,/ 2

Я (со), = ^ • (х(со\ + 0.25 + 3 / 64 • *(<»),)

КЛоу), = я0, •(*(«), +0.265) » Я0, -Х{(0),

С Конец )

Рисунок П. 1.1. Алгоритм расчета матрицы погонных активных сопротивлений

многопроводной ВЛ

( Начало~~)

Г

Рисунок П. 1.2. Алгоритм расчета матриц погонных индуктивностей и емкостных

проводимостей многопроводной ВЛ ( Начало~)

-<ЕЖ>«]

—<5Ж>-

<И> —;-т__

Т | 1

*-

Г(©)„ =0 + ]Ьс{б>)и

( Конец )

Рисунок П. 1.3. Алгоритм составления матриц погонных полных сопротивлений и погонных полных проводимостей многопроводной ВЛ

»

( Конец )

Рисунок П. 1.4. Алгоритм расчета функций от матрицы погонных параметров многопроводной ВЛ = у[г(б)п)У(й)п);

Формирование матриц для вычисления определителей ДД^)

Р0(со) =

1,(0)) Мм)

4» Я,2 (со)

ЛГЧ®)

Дм 1» л» ... я;».

1 л,(й>) ^(со) . 4^)1 /

1 ^(со) . ■ Ч®)

1 Я, (<и) СУ) . • ¿г Чю)

[1 ЯД®) т]Лп(со) • ¿г V

1 /1,4«) .

1 ^(а) Л^ОУ) .

1 ^(ю) • ■ ¿ГЧю)

1 Аи Я» . • ЛГЧ*>)

Г1 ■ чДМ

1 ЛДю)

1 Лз(<у) %(а>) .

V 1 Л» Л» -

( Начало ~)

_I_

| А,(со) = У(со)-2(со) Т

_I_

Вычисление собственных значений матрицы 4 (со): Л, (со), Я, (со), А3 (со), ...,Ап(со)

Т

Формирование матрицы для вычисления

определителя Вандермонда:

Г1 Я,(со) А?(со) . ■ ДГЧ®)]

1 ¿.(со) Л? (со) . . Я^-\со)

Г(со) = 1 Я, (со) А? (со) . ■ ЯГ»

^1 А„(со) Л2п(со) . ЛГ(со)у

Вычисление определителя Вандермонда:

_А(со) = _

I

_*_

Формирование матриц для вычисления определителей Д,(га):

\1\(б)) А,(со) А? (со) / 1 А,2 (со) . .. 4-4® Л

^(со) л2(й)) А^(со) А^(а) 1 ^(со) А^(со) . .. лгЧ<у)

Р0(со) = ^(со) А,(со) А? (со) ЛГ'О») 1 ^(ю) А,2 (со) . ..

{у/Лп(а) Лп(со) А;(со) 4ГЧЧ V 1 л/Л» А2 (со) . ■ ■ ягчч

1 4(Й>) ^(со) ... 4^)1 Г1 л(®> А?(<») ..

1 А,(со) ^(со) ... 4«) 1 Х,(<у) . ^(со)

Р2(со) = 1 А,(со) ^(со) ... яг (со) ч 1 - . ■

Ап(со) ^Лп(а>) ... к~ Л>) •

Вычисление определителей А,(га): Д0 (со) = с!ег (о,)]; Д, (со) = <1е1 (со)];

Д2 (со) = det (со)}; Ди_, (со) = det (со)];

Вычисление Функции от матрицы:

Ар {но) ■ А,0(со) + А, (со) ■ Д1 (со) + Л2 (со) ■ А;г(со) +... + А„_, (со) • Д"'1 (со)

А(со)

( Конец )

Рисунок П.1.5. Алгоритм расчета функций от матрицы погонных параметров

многопроводной ВЛ ЯХо}п) =

1

Формирование матриц для вычисления определителей А, (су)

Л, (СУ) Я,2(<У) ^(со) / 1 еМа) Л? (со) .. ¿ГЧ®)'

е*(а,) ЛДСУ) ^(су) ... 1 еМш) Я,2(СУ) .. ЛГЧ«)

еМсо) ^з(СУ) Я,2 (о;) ... А!:'\со) 1 е*(<в) Л,2 (су) .. ягЧ<у)

Я„(СУ) Л» ... V 1 Я2 (су) .. лг'(0>1

Г 1 ^(су) еЛ(<а) ... А"' («л ' 1 Л, (су) еА(ш))

1 ^(со) е^ ... К (СУ) 1 Л (СУ) л,2 (СУ) еМ«>)

1 Лз(су) ... Дз- (СУ) ч 1 Я, (су)

Я» ... КГ (СО); ЛДсу) Л» ... е у

Вычисление функции от матрицы:

А(®)

_▼_

С Конец )

Рисунок П. 1.6. Алгоритм расчета функций от матрицы погонных параметров

« п тт „ — Л. («„)/ Л,1(а„)1

многопроводнои В Л е иУ , "

__*__

Вычисление определителей А,(су): Д0(су) = с!е^0(су)]; Л» = сИ^(су)]; ДгС^) = ^[^(са)]; А,м(са) = си*[^_,(су)];

I

( Начало

_1_

1 А,(со) = +Л,(а>)-х I

_I_

Вычисление собственных значений матрицыд(¿у): Я, (а), Я2(со),Я3 О»), ...,Лп(со)

Формирование матрицы для вычисления определителя Вандермонда:

Л,2(со) . 'и]

1 Я2(со) Л? (а) . \со)

¥(со) = 1 Л, (со) Л» ■ . яг »

4*>)п Я„» . . я;-

Вычисление определителя Вандермонда: _А(ар = (!е1 [/Хор]_

Формирование матриц для вычисления определителей А,(¿у):

Ы<*>) = Л, (¿у) Я,2 (¿у) Я,(®) Я,2(<У) е**"0 Яз(су) Лз2(«) ... яги яги ; №) = / 1 Я,2^) ... 1 Л^(со) ... 1 еМш) Яз2((У) ... ягЧ<у)

Л,(со) Л2 (со) ЛГЧЧ 1 1 Я» ...

= '1 Я, (¿у) ... 1 Л,(со) еМю) ... 1 Л,(со) ел,(<и) ... я,-X? ? ^„-оО) Л, (со) А? (со) 1 Я, (¿у) 1 Л,(со) Л? (со) еМ«>)

ч1 Я» е*<в> ... яг 'О), Я,» Л2 (со) ... е у

( Конец )

Рисунок П. 1.7. Алгоритм расчета функций от матрицы погонных параметров

многопроводнои В Л е ^ " , е^ "

(| Начало^)

Г

Ввод

и „(а), /»,

х = ИЫ1

!

и,(а>) = ии(а>),

Расчет коэффициентов

А(о))„В(со), ,С(со)„Р(со),

_I__

— >-

г

Расчет

^-ЛЛ®)* ^ЛЛ®)* ^ЛОи)*

Расчет напряжений и токов вдоль трассы ВЛ с шагом х

Ох1 (со) = е~*"(й)" )ХА, (со) + еиш")хВ, (со);

1Х, (со) = (,а" )ХС, (со) + (,и» (¿у).

I

Расчет потерь активной мощности на одном из режимов

г

'=1 о

( Конец )

Рисунок П. 1.8. Базовый алгоритм расчета потерь мощности в многопроводной В Л

с учетом распределенности параметров

144

(| Начало |)

|РасчетКа>„\ У(о>Л Ввод

иА(0)п) = 1.0+ у 0.0; = - о, 866-У 0,5; С/сЮ = 0,866 + у0,5.

Расчет коэффициентов

А,вп,сп,оп

Расчет напряжений и токов вдоль трассы ВЛ с шагом х

С/ЖЮ = е^^'Д, +ея»(ео")хВп; = +

Расчет проводимостей фаз и тросов ^К)

1

С Конец )

Рисунок П. 1.9. Алгоритм расчета частотных характеристик многопроводной В Л

учетом распределенности параметров

Модуль проводимости фа), См

Модульпроводимости фач. См

оооооооо оооооооо

2 —I—I—I—I—и

Приложение 3. Текст программы расчета основных и добавочных потерь в одно- и двухцепных BJI110 кВ

USE MSIMSL

DIMENSION ААН(15),ВВН(13)

COMPLEX UK1 (8)* 16,AIK1 (8)* 16,UK10* 16,UK11 * 16,UK12* 16,AIK10* 16, /А1К1 1*16,AIK12*16,AL*16

DOUBLE PRECISION AIM(700,50,3),FIM(700,50,3),UM(700,50,3),

/FUM(700,50,3),AIM1(700,50,3),AIM2(700,50,3),UM1(700,50,3),

/UM2(700,50,3),RMSU(700,3),RMSI(700,3),FUNU(700,3),FUNI(700,3),

/FU(700,3),FI(700,3),PPR1(700),PPR2(700),PD(3,700),PPP(1000,50),

/РРР1 (1000,50),PPP2(1000,50),PPP3(1000,50),PPP4( 1000,50),

/PPP5(1000,50),PPP6(1000,50),PPP7(1000,50),PPP8(1000,50),WD(2,50)

INTEGER 11(10)

DOUBLE PRECISION PI,FF,SS2,SS0,PP1,PP2,RPR,PRP,WD0 REAL KNSU(700,3),KNSI(700,3)

COMMON MM,M,M 1 ,MT,M10,M20,PR,K1 ,K2,K3,N 1 ,N2,N3,MPR,MTR,MMT OPEN(UNIT=l,FILE='l^JIHHA И ПЕРИОД')

С ВЫБОР КОЛИЧЕСТВА ПРОВОДОВ С OPEN(UNIT=2,FILE-2.3.ВВОДИМЫЕ ОБЩИЕ ДАННЫЕ') OPEN(UNIT=2,FILE='2.4.BBOAHMbIE ОБЩИЕ ДАННЫЕ') С OPEN(UNIT=2,FILE-2.6.ВВОДИМЫЕ ОБЩИЕ ДАННЫЕ') С OPEN(UNIT=2,FILE-2.7.ВВОДИМЫЕ ОБЩИЕ ДАННЫЕ') С OPEN(UNIT=2, FILE-2.8.ВВОДИМЫЕ ОБЩИЕ ДАННЫЕ')

OPEN(UNIT=4,FILE='l.ПОДСТАНЦИЯ И ЕЕ ПРИСОЕДИНЕНИЯ')

OPEN(UNIT=5,FILE-ВВЕДЕННЫЕ ОБЩИЕ ДАННЫЕ')

OPEN(UNIT=6,FILE-ВВЕДЕННЫЕ ПАРАМЕТРЫ РЕЖИМА')

OPEN(UNIT=8,FILE-РЕЗУЛЬТАТЫ РАСЧЕТА')

OPEN(UNIT=l 0,FILE—EPURAU')

OPEN(UNIT=l 1 ,FILE='EPURAI')

OPEN(UNIT=12,FILE-Rl Г)

OPEN(UNIT=30,FILE-РРР')

OPEN(UNIT=31,FILE='PPPl')

OPEN(UNIT=32,FILE-PPP2')

OPEN(UNIT=33,FILE='PPP3')

OPEN(UNIT=34,FILE='PPP4')

OPEN(UNIT=35,FILE='PPP5')

OPEN(UNIT=36,FILE='PPP6')

OPEN(UNIT=37,FILE-PPP7')

OPEN(UNIT=38,FILE-PPP8')

OPEN(unit= 101 ,file='3.1 .ФАЗА A')

OPEN(unit=l 11,Ше='ЗЛ.ФАЗА А (продолжение)')

OPEN(unit= 102, file-3.2.Ф A3 A B')

OPEN(unit=122,file='3.2.®A3A В (продолжение)')

OPEN(unit= 103,file='3.3.ФАЗА С')

OPEN(unit=133,file-3.3.ФАЗА С (продолжение)')

READ(4,333) NN1

READ(4,335)

READ (4,334) AAH

READ(4,335)

DO 470 JJ=1,NN1 READ(4,335) BBH READ(4,333) N1 READ(4,335) II(JJ)=N1 N20=0

333 FORMAT(5I3)

334 FORMAT(15Al)

335 FORMAT(13Al)

336 FC>RMAT(204E9.2)

337 FORMAT(204(E8.2,1X)) N2=1

N3=N1 Kl=50 K2=l КЗ=50

pi=3.14159265358979 AL=CMPLX(-0.5, 0.866025) FF=50.

1 FORMAT(130(E9.3,1X)) 31 FORMAT( 130(E 10.3)) WRITE(6,102)

102 FORMАТ('ГАРМОНИКИ НАПРЯЖЕНИЯ И ИХ ФАЗЫ ПО ФАЗЕ 1') DO 111 1=1,N1

READ(101,337) (UM(I,K,1),FUM(I,K,1),K=2,50) WRITE(6,337)(UM(I,K,1),FUM(I,K,1),K=2,50) 111 CONTINUE WRITE(6,103)

103 FORMAT(TAPMOHHKH ТОКА И ИХ ФАЗЫ ПО ФАЗЕ 1,КНС НАПРЯЖЕНИЯ,ТОКА,ДЕЙ

/СТВУЮЩИЕ ЗНАЧЕНИЯ НАПРЯЖЕНИЯ, ТОКА,ОСНОВНЫЕ ГАРМОНИКИ НАПРЯЖЕНИЯ,

/ТОКА ПО ФАЗЕ 1') DO 222 1=1,N1

READ(111,337) (AIM(I,K, 1 ),FIM(I,K, 1 ),K=2,50), /knsu(1,1 ),knsi(I, l),rmsu(1,1 ),rmsi(1,1 ),funu(1,1 ),funi(1,1), /fb(I,l),fl(I,l)

WRITE(6,337)(AIM(I,K, 1 ),FIM(I,K, 1 ),K=2,50), /knsu(1,1 ),knsi(1,1 ),rmsu(1,1 ),rmsi(1,1 ),funu(1,1 ),funi(1,1), /fu(I,l),fl(I,l) 222 CONTINUE WRITE(6,105)

105 FORMAT(TАРМОНИКИ НАПРЯЖЕНИЯ И ИХ ФАЗЫ ПО ФАЗЕ 2') DO 4 1=1,N1

READ(102,337) (UM(I,K,2),FUM(I,K,2),K=2,50) WRITE(6,337)(UM(I,K,2),FUM(I,K,2),K=2,50) 4 CONTINUE WRITE(6,106)

106 FORMAT(T АРМОНИКИ ТОКА И ИХ ФАЗЫ ПО ФАЗЕ 2,КНС НАПРЯЖЕНИЯ,ТОКА,ДЕЙ

/СТВУЮЩИЕ ЗНАЧЕНИЯ НАПРЯЖЕНИЯ, ТОКА,ОСНОВНЫЕ ГАРМОНИКИ НАПРЯЖЕНИЯ,

/ТОКА ПО ФАЗЕ 2') DO 5 1=1,N1

READ(122,337) (AIM(I,K,2),FIM(I,K,2),K=2,50),

/knsu(I,2),knsi(I,2),rmsu(I,2),rmsi(I,2),funu(I,2),funi(I,2),

/fu(I,2),fl(I,2)

WRITE(6,337)(AIM(I,K,2),FIM(I,K,2),K=2,50), /knsu(I,2),knsi(I,2),rmsu(I,2),rmsi(I,2),ilinu(I,2),funi(I,2), /fii(I,2),fI(I,2) 5 CONTINUE WRITE(6,108)

108 FORMAT(TAPMOHnKH НАПРЯЖЕНИЯ И ИХ ФАЗЫ ПО ФАЗЕ 3') DO 777 1=1,N1

READ(103,337) (UM(I,K,3),FUM(I,K,3),K=2,50) WRITE(6,337)(UM(I,K,3),FUM(I,K,3),K=2,50) 111 CONTINUE WRITE(6,107)

107 FORMAT(TAPMOHHKH ТОКА И ИХ ФАЗЫ ПО ФАЗЕ 3,КНС НАПРЯЖЕНИЯ,ТОКА,ДЕЙ

/СТВУЮЩИЕ ЗНАЧЕНИЯ НАПРЯЖЕНИЯ, ТОКА, ОСНОВНЫЕ ГАРМОНИКИ НАПРЯЖЕНИЯ,

/ТОКА ПО ФАЗЕ 3') DO 888 1=1,N1

READ(133,337) (AIM(I,K,3),FIM(I,K,3),K=2,50),

/knsu(I,3),knsi(I,3),rmsu(I,3),rmsi(I,3),funu(I,3),íuni(I,3),

/fu(I,3),fí(I,3)

WRITE(6,337)(AIM(I,K,3),FIM(I,K,3),K=2,50), /knsu(I,3),knsi(I,3),rmsu(I,3),rmsi(I,3),íunu(I,3),fiini(I,3), /íxi(I,3),fl(I,3) 888 CONTINUE WRITE(6,11) 11 FORMAT(80x) DO 13 1=1,N1 DO 13 L=l,3

UM(1,1 ,L)=FUNU(I,L)* SQRT(2.) FUM(1,1 ,L)=FU(I,L)*PI/180. UM1 (1,1 ,L)=UM(1,1 ,L)*COS(FUM(1,1 ,L)) UM2(1,1 ,L)=UM(1,1 ,L)*SIN(FUM(I,1 ,L))

13 CONTINUE DO 14 1=1,N1 DO 14 L=l,3 DO 14 K=2,50

UM(I,K,L)=UM(I,K,L)*UM(I,1 ,L)/100. FUM(I,K,L)=FUM(I,K,L)*PI/180. UMl(I,K,L)=UM(I,K,L)*DCOS(FUM(I,K,L)) UM2(I,K,L)=UM(I,K,L)*DSIN(FUM(I,K,L))

14 CONTINUE DO 16 1=1,N1 DO 16 L=l,3

AIM(1,1 ,L)=FUNI(I,L)*SQRT(2.) FIM(I,1,L)=FI(I,L)*PI/180. AIMl(I,l,L)=AIM(I,l,L)*COS(FIM(I,l,L)) AIM2(1,1 ,L)=AIM(1,1 ,L)*SIN(FIM(1,1 ,L))

16 CONTINUE DO 117 1=1,N1 DO 117 L=l,3 DO 117 K=2,50

AIM(I,K,L)=AIM(I,K,L)*AIM(I,1 ,L)/100. FIM(I,K,L)=FIM(I,K,L)*PI/180. I AIMl(I,K,L)=AIM(I,K,L)*COS(FIM(I,K,L))

AIM2(I,K,L)=AIM(I,K,L)*SIN(FIM(I,K,L)) 117 CONTINUE

READ(1,70) MM,MPR,MTR,DT,MT

M=MPR+MTR

MMT=MM/MT

WRITE(5,70) MM,MPR,MTR,DT,MT,M,MMT IF(M.LE.6)M1=M IF(M.GT.6)M1=6 ï M10=2*M

M20=4*M DO 1500 N=N2,N3 DO 1500 K=K2,K3 PR=0. 1700 CONTINUE PR=PR+1

UK1 ( 1 )=CMPLX(UM 1 (N,K, 1 ),UM2(N,K, 1 )) UK1 (2)=CMPLX(UM 1 (N,K,2),UM2(N,K,2)) UK1 (3)=CMPLX(UM 1 (N,K,3),UM2(N,K,3)) UK1 (4)=CMPLX(0.0,0.0) » AIK1 ( 1 )=CMPLX( AI M1 (N,K, 1 ), AIM2(N,K, 1 ))

AIK1 (2)=CMPLX(AIM 1 (N,K,2),AIM2(N,K,2)) AIK1(3)=CMPLX(AIM1(N,K,3),AIM2(N,K,3)) AIK1(4)=CMPLX(0.0,0.0) IF(K.GT.l) GOTO 1111 IF(K.EQ. 1.AND.PR.EQ.2) GOTO 1111 UK10=(UK1 ( 1 )+UKl (2)+UKl (3))/3. UK11 =(UK1 ( 1 )+UKl (2)* AL+UK1 (3)*AL* *2)/3. UK12=(UK1( 1 )+UKl (2)* AL* *2+UKl (3)* AL)/3. SKU2=SQRT(REAL(UK12)**2+AIMAG(UK12)**2)/ /SQRT(REAL(UK11)**2+AIMAG(UK11)**2)*100 SKU0=SQRT(REAL(UK10)**2+AIMAG(UKl 0)**2)/ /SQRT(REAL(UK11)**2+AIMAG(UK11)**2)*100 UK1(1)=UK11 UK1(2)=UK11*AL**2 UK1 (3)=UK11 * AL

AIK10=(AIK1 ( 1)+AIK1 (2)+AIKl (3))/3. U AIK1 l=(AIKl(l)+AIKl(2)*AL+AIKl(3)*AL**2)/3.

AIK12=(AIKl(l)+AIKl(2)*AL**2+AIKl(3)*AL)/3. SKI2=SQRT(REAL(AIK12)**2+AIMAG(AIK12)**2)/ /SQRT(REAL(AIK11)**2+AIMAG(AIK11)**2)*100 SKJ0=SQRT(REAL(AIK10)**2+AIMAG(AIK10)**2)/ /SQRT(REAL(AIK11)**2+AIMAG(AIK11)**2)*100 AIK1(1)=AIK11 AIK1(2)=AIK11*AL**2 AIK1(3)=AIK11*AL

1111 CONTINUE

CALL RASCHET(UK1,AIK1 ,K,N,PPP,PP 1 ,PP2, /ррр 1 ,ppp2,ppp3,ppp4,ppp5,ppp6,ppp7,ppp8) IF(K.EQ. 1. AND.PR.EQ. 1)PPR1 (N)=PP1 IF(K.EQ. 1. AND.PR.EQ.2)PPR2(N)=PP2 IF(K.EQ. 1.AND.PR.EQ. 1.) GOTO 1700 IF(PR.EQ.2) GOTO 1500

1500 CONTINUE

DO 1501 N=N2,N3 PRP=0.

DO 1060 K=K2,K3 PRP=PRP+PPP(N,K)

1060 CONTINUE RPR=0.

DO 1061 K=2,K3 RPR=RPR+PPP(N,K)

1061 CONTINUE

SS1 =(PPP(N, 1 )/PPRl (N)-1 .)* 100 SS2=(RPR/PPR1(N))*100 SS0=PPP(N, 1)-PPR1 (N)

WRITE(30,196) (PPP(N,K),K=K2,K3),PRP,PPR1(N),SS0,RPR,SS1,SS2

WRITE(31,196) (PPP1(N,K),K=K2,K3)

WRITE(32,196) (PPP2(N,K),K=K2,K3)

WRITE(33,196) (PPP3(N,K),K=K2,K3)

WRITE(34,196) (PPP4(N,K),K=K2,K3)

WRITE(35,196) (PPP5(N,K),K=K2,K3)

WRITE(36,196) (PPP6(N,K),K=K2,K3)

WRITE(37,196) (PPP7(N,K),K=K2,K3)

WRITE(38,196) (PPP8(N,K),K=K2,K3)

1501 CONTINUE WD0=0.

DO 1052 K=K2,K3

WD(1,K)=0.

DO 1052 I=N2,N3

WD0=WD0+PPP(I,K)*DT/60000.

WD(l,K)=WD(l,K)+PPP(I,K)*DT/60000.

1052 CONTINUE WD1=WD0-WD(1,1) DO 1053 K=K2,K3 WD(2,K)=WD( 1 ,K)/WD0* 100.

1053 CONTINUE WD4=0.

DO 1056 K=14,K3 WD4=WD4+WD(2,K)

1056 CONTINUE WD 10=0.

DO 1057 I=N2,N3

WD 10=WD 10+PPR1 (I)*DT/60000.

1057 CONTINUE

DO 1054 I=N2,N3

PD(1,I)=0.

PD(2,I)=0.

DO 1058 K=K2,K3 PD(1,1)=PD( 1,I)+PPP(I,K) 1058 CONTINUE

PD(2,1)=PD( 1,1)-PPP(1,1) PD(3,I)=PD(2,I)/PD( 1,1)* 100 1054 CONTINUE

IF(JJ.EQ.1)WRITE(8,452)AAH 452 FORMAT(35X,'СТРУКТУРА ПОТЕРЬ ЭНЕРГИИ И МОЩНОСТИ В ВОЗДУШНЫХ ЛИНИЯХ

/, ПРИМЫКАЮЩИХ К ПОДСТАНЦИИ '",15AI,"") IF(JJ.EQ. 1 )WRITE(8,401 )('-*,k=l, 151) IF(JJ.EQ.1)WRITE(8,402) IF(JJ.EQ.1)WRITE(8,416)

416 FORMAT ('1п/п1присоединения1..............------------------------

/-----1............................................................

/..........................-Г)

IF(JJ.EQ. 1) WRITE(8,403) IF(JJ.EQ.1)WRITE(8,401)( '-',k=l,151)

WRITE(8,404) JJ,BBII,WD0,WD(1,1),WD 10, WD 1 ,(WD(2,K),K=1,13),WD4

401 FORMAT(151al)

402 FORMAT('I',' № ','Г, 'Наименование ','Г,' Потерь, /кВтч ','Г,' Структура по

/терь энергии, %% ','Г)

403 FORMAT(T,' ','Г,' ','Г,' Всего *,'Г,'Осн.гар

/м. ','Г,' Методика ','Г,'Высш.гарм.',Т,' Wl% ','Г,' W2% ','Г /,' W3% ','Г,' W4% ','Г,' W5% ','Г,' W6% ','Г,' W7% ','Г,' W8 /%','Г,' W9% ','Г,' W10%',T,' W11%',T,' W12%',T,' W13%',T /,' прочие ','Г)

404 FORMAT(T,I3,T,13A1,T,F10.3,T, F10.3,T, F10.3,T, F10.3, /T,F5.2,T, F5.2,T, F5.2,T,F5.2,T,F5.2,T,F5.2,T,F5.2,' /r,F5.2,'r,F5.2,'r,F5.2,T,F5.2,'r,F5.2,'r,F5.2,'r,F9.2,'r) WRITE(8,401)( '-',k=l,151)

400 CONTINUE GOTO 470

405 FORMAT(////)

IF(JJ.EQ. 1) WRITE(8,454) AAH 454 FORMAT(35X,'ИТОГИ ИНСТРУМЕНТАЛЬНОГО ОБСЛЕДОВАНИЯ ПОДСТАНЦИИ

«t Г

/15AI,'" (продолжение)')

IF(JJ.EQ. 1) WRITE(8,401)('-',k=l, 136)

IF(JJ.EQ.1)WRITE(8,406)

406 FORMAT(T,' № ','Г,'Наименование ','Г,' Ku% (напряжения) (max)' /,'Г,'Ku% (напряжения) (min)','Г,' Ki% (тока) (max) ','Г,'

/ Ki% (тока) (min) ','Г,' K2u% ','Г,' K2i% ','Г) IF(JJ.EQ.1)WRITE(8,407)

407 FORMAT(T,'n/n','r,'присоединения','Г,' А ','Г,' В ',' Л',' С ',Т,' А ','Г,' В ','Г,' С ','Г,' А