Аспирант Андреев Д.Е.

НИ ФГБОУ ВПО «РХТУ им. Д.И. Менделеева»

Разработка методики определения потерь в питающих сетях в условиях неполноты информации

В настоящее время наблюдается опережающий рост тарифов, а в условиях экономического кризиса – увеличение доли стоимость электроэнергии в себестоимости продукции. При этом потери в электропитающих сетях России существенно превышают потери экономически развитых стран. В этих условиях энергоснабжающие организации заинтересованы в корректном обосновании потерь, промышленные предприятия в их снижении. Поэтому актуальной является минимизация потерь электроэнергии при достаточном минимуме информации для определения величины потерь.

Целью данной работы является разработка метода обоснованной оценки потерь электроэнергии в электропитающих сетях различного уровня напряжения. Структура потерь электроэнергии позволяет утверждать, что среди техническим потерь преобладающими являются нагрузочные потери, которые составляют не менее 80% технических потерь, при этом потери в сетях различного уровня напряжения сопоставимы – потери в сети 0,4кВ примерно равны потерям в сети 220 кВ. Заметим, что в последние годы коренным образом изменилась структура электропотребления – существенно уменьшилась доля промышленной нагрузки, вследствие чего при перспективной оценке электропотребления, как правило, не представляется возможным выделить градообразующие и системообразующее предприятие.

Объектом исследования являются питающие сети ОАО «Мосэнерго» – Коломенские и Волоколамские электрические сети. Волоколамские сети являются типичными представителями ОАО «Мосэнерго», Коломенские – обладают наиболее протяженной и сложной топологией воздушных линий (длина линии 110 кВ превышает 1000 км). Исходными данными для проведения исследования явились ситуационные планы сетей (по ним определена длина воздушных линий и составлены схемы замещения); оперативные схемы подстанций (определено положение коммутационных аппаратов для номинального режима эксплуатации); графики потребляемой мощности головных питающих участков (зимний и летний график суточные нагрузки, годовой график максимальной мощности, график транзита мощности в другие системы); месячное электропотребление; токовые нагрузки подстанций (на оперативных схемах – токовые нагрузки). В условиях реформирования ОАО «Мосэнерго», которое осуществляется в два этапа (в настоящий момент завершен первый), электрические сети выделяются в независимую структуру – ОАО «Московскую областную электросетевую компанию». Т.к. сети будут обладать единой системой учета (ЦДУ ЕЭС), единым сервисом ремонта (единые сервисные предприятия в форме ОАО), то их нужно рассматривать как некоторую целостность – техническую систему.

В настоящее время разработано достаточно методик расчета потерь мощности и определения потерь электроэнергии – им посвящены работы научных групп проф.. Железко и Воротницкого. Нами проведен сравнительный анализ методов – самым точным является метод оперативных расчетов. Заметим, что существующая система учета не создает информационной основы для использования методов в полном объеме – в сетях ОАО «Мосэнерго» оснащены средствами автоматизированного учета не более 10% подстанций, при этом практически на всех подстанциях напряжением 10 кВ и менее подобные средства учета отсутствуют. В настоящий момент учет электроэнергии выполнен как часть комплексного проекта создания автоматизированных систем диспетчерского управления в 1998 году на основе программного пакета FIX32 и PLC Direct-205 по заказу Волоколамских электросетей и ИВЦ «Мосэнерго», являющегося системным интегратором проекта. Сервер Scada установлен в отделе телемеханики. SCADA-узел поддерживает ведение базы данных процесса, объем которой на первом этапе составил более 2000 записей. Комплекты FIX Plant TV установлены в кабинете главного инженера в ОДС (отделе диспетчерской службы). Следует признать, что подобные решения не удовлетворяют требованием современных информационных технологий.

Рис.1. Пример формирования расчетной схемы.

Расчет параметров режима является инженерной задачей, оптимальным для решения которой является метод узловых уравнений, который позволяет рассчитывать схему максимально возможной размерности. Заметим, что использование стандартного программного обеспечения для расчета режимов сетей не представляется возможным, т.к. базовые версии программ РАП и РТП не могут использоваться для расчета параметров замкнутых сетей. Коломенские сети имеют несколько замкнутых контуров. Анализируя различные среды разработки, мной принят Mathlab, который обладает оптимальными возможностями работы с матрицами и комплексными числами.

Особенностью реализации метода в данном случае является проверка на наличие несвязанных несмежных фрагментов схемы, которая выполняется как тензор-оператор для первой матрицы инциденций. Наличие коммутационных аппаратов при расчете моделируется величиной сопротивления – машинным нулем при включенном состоянии; величиной, превышающей на несколько порядков сопротивления остальных элементов, при отключенном состоянии. Суммарные потери мощности являются арифметической суммой потерь мощности в элементах.

Основная математическая модель, используемая для расчета установившегося режима, записывается в виде уравнений потокораспределения для электрической сети и представляемых системой неявных функций на основе известных методов расчета параметров режима:

V(X,Y) = 0, (1)

где V - вектор-функция небалансов мощности в узлах;

X и Y - вектор-столбцы зависимых и независимых параметров режима.

В зависимости от постановки задачи и способов задания исходных данных в состав векторов независимых и зависимых переменных Y и X могут входить разные параметры режима. При оперативных расчетах установившегося режима в качестве независимых переменных задаются для части узлов активные и реактивные мощности, а для остальных узлов - активные мощности и модули напряжений. Искомыми зависимыми переменными являются комплексы узловых напряжений, представляемые в полярных или декартовых координатах.

В этом случае задача расчета установившегося режима сводится к минимизации суммы квадратов невязок - небалансов узловых мощностей

, (2)

где Z – целевая функция, отражающая сумму невязок (небалансов) мощностей на j-той итерации для системы, состоящей из i объектов.

При таком подходе нет необходимости решать системы линейных уравнений. Все трудоемкие вычисления организуются на аппаратно реализованной нейронной сети с высокой степенью быстродействия. Это позволяет использовать полную модель установившегося режима ЭЭС. Как показали эксперименты, расчет установившегося режима на рекуррентной нейронной сети требует 2-4 итерации.

Результаты расчета потерь электроэнергии получаются при переходе от потерь мощности. Элементы с максимальными потерями (относительными и абсолютными), они являются первоочередными объектами для проведения энергоаудита и энергетического обследования. Полученное значение времени максимальных потерь не согласуется с данными справочной литературы и результатами предыдущих расчетов. Поэтому, данный метод не может использоваться при оценке потерь электроэнергии в целом – необходима декомпозиция сетей по различным уровням напряжения и применением различных методов. А для расчета сети 220 кВ должен использоваться метод оперативных расчетов, который не использует усреднений при переходе от потерь мощности к потерям электроэнергии.

Нужно отметить, что фактические токи головных участков (по статистической отчетности) не соответствуют расчетным. При этом получены принципиально разные уровни потерь в сети. Это объясняется тем, что токовые замеры нагрузок выполнены в разные моменты времени, потому не образуют единого связанного режима, а также погрешностями системы учета. Потому предложено корректировать параметры нагрузок таким образом, чтобы токи на головных участках были равны фактическим, а токовые нагрузки при этом используются только для соотношений между ними. При схеме с одним источником подобная задача решается однозначно. Для сетей с несколькими источниками (точками поставками электроэнергии или точками учета) использовано моделирование нагрузок сетей с использованием нейронных сетей (рис.2, 3).

Рис.2. Формирование графиков нагрузки.

При этом нагрузка задается своими вероятностными характеристиками, полученными по графикам нагрузок, а расчет параметров режима сводится к решению оптимизационной задачи – минимизируется функция небалансов мощности. Расчет проводится в среде Mathlab.

Рис. 3. Структура нейронной сети для определения нагрузок ЭСС

Углубленно рассмотрен расчет режима местных электропитающих сетей напряжением 6-10 кВ. Отличительной особенностью сетей является их работа в разомкнутом режиме – как правило, даже если схема сети является кольцевой, номинальный режим работы соответствует разомкнутой схеме. Установлено, что для этих сетей нет необходимости в итерационном методе расчета параметров режима. Достаточно использовать «безытерационный» метод, рассматривая воздушную линию как двухполюсник. В качестве исходных данных в этом случае используется ток трансформатора 6(10)/0,4 кВ. Нами разработана инженерная методика, позволяющая определить параметры режима, при этом использованы два допущения: 1) коэффициенты мощности всех линий равны друг другу; 2) составляющая падения напряжения является чисто продольной. Проведен машинный эксперимент, позволяющий оценить погрешность расчета в функции коэффициента мощности.

Результаты исследования позволяют предложить мероприятия, направленные на снижение технических потерь в сетях. Комплекс должен включать в себя 3 диспетчерских пункта: Волоколамск (центральный), Лотошино (периферийный), Шаховская (периферийный). Телесигналами при этом будут контролироваться 22 подстанции, функционально поддерживаются 300 команд телеуправления на основе 400 телесигналов и данных 60 телеизмерений. Для передачи информации используются каналы ВЧ связи, проводные линии, а в перспективе рекомендуется использовать радиоканалы на основе технологии Radio Ethernet.

Проведена оптимизация режимов сети. В качестве критерия оптимальности выбран минимум суммарных потерь активной мощности, в качестве ограничений: 1) сумма мощности головных участков равно сумме генерируемой мощности; 2) величина напряжения не должна выходить за пределы, определенные нормативными документами. Оптимизация может проводиться по нескольким вариантам: 1) выбор отпаек трансформаторов; 2) положение коммутационных аппаратов, допускающих инвариантное состояние; 3) величина компенсированной реактивной мощности.

Таким образом:

1. Спроектирован и сформирован банк данных для субъектов сетевой компании, создающий информационную основу для обоснованного расчета технологических потерь в сети. Сформулированы принципы разработки системы учета (оптимальное число и места установки датчиков для получения телесигналов) при существующих технических средствах учета.

2. Показана невозможность корректного расчета параметров режима на основе имеющейся статистической отчетности объекта ввиду противоречивости получаемых результатов расчета. Это показывает необходимость создания интеллектуальных адаптивных систем, реагирующих на изменение состояния объекта.

3. Предложена декомпозиция методов расчета параметров режима для конкретных объектов: непосредственный расчет параметров режима с использованием топологии сети ВН и СН1 и безытарационный метод расчета режима для МЭС (напряжение 6-10 кВ). Адаптированы методы расчета параметров с учетом особенностей сетей Мосэнерго (наличие несмежные кольцевых фрагментов с различными узлами питания).

4. Разработана концепция учета электроэнергии с классификацией объектов по видовым критериям. Для этого выполняется декомпозиция узлов нагрузок по режимным параметрам: статистическая отчетность или расчетная информация. Теоретически обосновано понятие вероятностной (доверительной) наблюдаемости сетей, означающее возможность системы предоставлять информацию о текущем состоянии в форме доверительных интервалов режимных параметров, соответствующих заданной вероятности.

5. Предложен расчет параметров установившегося режима сети в виде решения оптимизационной задачи – минимизация небалансов активной мощности и напряжений узлов сети.

6. Разработан метод расчета параметров режима решением оптимизационной задачи с применением методов искусственного интеллекта – искусственных нейронных сетей. Достоинства метода (нечувствительность к нулевому приближению, поиск глобального экстремума, отсутствие требований к дифференцируемости критерия оптимальности) позволяют говорить о возможности его применения наряду с традиционными методами расчета параметров режима.

7. Проведена оптимизация режимов сетей по различным критериям (минимизация потерь в различных условиях) при различных управляющих воздействиях (положение коммутационных аппаратов, коэффициенты трансформации трансформаторов МЭС, баланс активной мощности). Предложены мероприятия для снижения потерь электроэнергии (технические, коммерческие потери) для Коломенских и Волоколамских сетей. Проведен технический (системный) энергоаудит: выявлены элементы с максимальными потерями, предложены мероприятия для их снижения.

Литература:

1. Инструкция по организации в Министерстве энергетики Российской Федерации работы по расчету и обоснованию нормативов технологических потерь электроэнергии при ее передаче по электрическим сетям. Утверждено приказом Минэнерго России от 30 декабря 2008 года №326/ 2008. - 119с.

2. Железко Ю.С. Расчет, анализ и нормирование потерь электроэнергии в электрических сетях. - М.: НУ ЭНАС, 2002. - 280с.

3. Очков В.Ф. MathCad7 Pro для студентов и инженеров. – М.: КомпьютерПресс 1998. – 384с.

4. Комкова Е.В. Повышение точности учета электрической энергии в электроэнергетических системах. Диссертация на соискание ученой степени кандидата технических наук. М.-2002 г.

5. Исаев А.С., Лобзов И.А. Проблемы оценки технических потерь в питающих сетях. // Электрификация металлургических предприятий Сибири. Вып. 13. Под ред. проф. Б.И. Кудрина. М.: Издательский дом МЭИ, 2007. - С. 206-209.