Развитие методов статической и динамической оптимизации конструктивных и режимных параметров линий электропередачи тема диссертации и автореферата по ВАК РФ 05.14.02, доктор наук Геркусов Алексей Анатольевич

• Геркусов Алексей Анатольевич
• доктор наук
• 2022

Оглавление диссертации доктор наук Геркусов Алексей Анатольевич

ВВЕДЕНИЕ

1 МЕТОДОЛОГИЯ НОРМИРОВАНИЯ И УПРАВЛЕНИЯ ТЕХНИЧЕСКИМИ ПОТЕРЯМИ В ЭЛЕКТРИЧЕСКИХ СЕТЯХ ЭНЕРГОСИСТЕМ И ПОТРЕБИТЕЛЕЙ

1.1 Постановка задачи. Общие положения

1.2 Классификация потерь электроэнергии в электрических сетях

1.3 Виды, нормативы и оценка технических потерь электроэнергии

в электрических сетях различных назначений

1.4 Задача распределения абсолютных и относительных потерь электроэнергии по ветвям радиальной сети

1.5 Методы определения потерь мощности и электроэнергии

в протяжённых линиях электропередачи

1.6 Методика определения причин возникновения различных видов технических потерь электроэнергии в воздушных линиях электропередачи и уровень их относительного содержания

1.7 Влияние несимметричной нагрузки на потери электроэнергии

в распределительных сетях 0,4-20 кВ

1.8 Влияние отклонений действующего напряжения воздушных линий электропередачи на относительные потери электроэнергии

1.9 Влияние температуры проводов воздушной линии на их сопротивление и уровень относительных потерь электроэнергии

1.10 Выводы по первому разделу

2 АНАЛИЗ ДЕЙСТВУЮЩИХ МЕТОДИК И МЕТОДОЛОГИЯ ВЫБОРА ПАРАМЕТРОВ И РЕЖИМОВ ВОЗДУШНЫХ ЛИНИЙ ЭЛЕКТРОПЕРЕДАЧИ В УСЛОВИЯХ РЫНОЧНЫХ ОТНОШЕНИЙ

2.1 Основные технические и экономические проблемы при выборе сечений проводов линий электропередачи

2.2 Оценка оптимальной плотности тока в проводах воздушных

линий электропередачи

2.3 Методика выбора сечений проводов методом экономических интервалов

2.4 Энергоэкономический подход

2.5 Особенности технико-экономического сравнения вариантов применения проводов различных марок для воздушных линий и построение технико-экономических моделей линии электропередач в условиях рыночной экономики

2.6 Уточнение метода экономических интервалов и реальных значений плотности тока в проводах воздушных линий

110-220 кВ

2.7 Экономико-математическая модель линии электропередачи

на основании удельных дисконтированных затрат

2.8 Выводы по второму разделу

3 МЕТОДОЛОГИЯ ФОРМИРОВАНИЯ И ГОСУДАРСТВЕННОГО РЕГУЛИРОВАНИЯ ТАРИФОВ НА ЭЛЕКТРОЭНЕРГИЮ

В УСЛОВИЯХ РЫНОЧНОЙ ЭКОНОМИКИ

3.1 Основные понятия и определения

3.2 Расчёт одноставочных тарифов на электроэнергию, отпускаемую на Федеральном оптовом рынке электрической

энергии и мощности тепловыми электростанциями

3.3 Расчёт одноставочного тарифа на электроэнергию, получаемую с оптового рынка

3.4 Выводы по третьему разделу

4 ОПТИМИЗАЦИЯ СЕЧЕНИЯ И КОНСТРУКЦИИ ФАЗ ВОЗДУШНЫХ ЛИНИЙ ЭЛЕКТРОПЕРЕДАЧИ

4.1 Основные понятия и постановка задачи

4.2 Развитие методики оптимизации конструкций и сечений фаз воздушных линий электропередачи

4.3 Оптимизация числа цепей воздушных линий

электропередачи

4.4 Выводы по четвёртому разделу

5 МЕТОДОЛОГИЯ СНИЖЕНИЯ СЕБЕСТОИМОСТИ

И ПОВЫШЕНИЯ КОЭФФИЦИЕНТА ПОЛЕЗНОГО ДЕЙСТВИЯ ПЕРЕДАЧИ ЭЛЕКТРОЭНЕРГИИ В ЭЛЕКТРИЧЕСКИХ СЕТЯХ

5.1 Основные понятия и определения. Постановка задачи

5.2 Оптимизация себестоимости и коэффициента полезного действия передачи электроэнергии в электрических сетях

110-220 кВ

5.3 Определение потерь мощности в линиях электропередачи

и пути их снижения

5.4 Выводы по пятому разделу

ЗАКЛЮЧЕНИЕ

СПИСОК ЛИТЕРАТУРЫ

Приложение А Базовые укрупнённые технико-экономические

показатели одноцепных воздушных линий напряжением 110-220 кВ

Приложение Б Значения расчётного дисконтирующего множителя

в зависимости от величины норматива дисконтирования и сроков

расчётного периода

Приложение В Значения отношения Зирм /АЗвл для ВЛ-110 кВ, сооружаемых на ж/б опорах в 1-ом районе гололёдности

Введение диссертации (часть автореферата) на тему «Развитие методов статической и динамической оптимизации конструктивных и режимных параметров линий электропередачи»

ВВЕДЕНИЕ

Актуальность темы исследования. В настоящее время всё большую остроту приобретает глобальная проблема энергосбережения, обусловленная не только наметившимися в Союзе независимых государств (СНГ) коренными изменениями и диверсификацией экономики, но и связанную с этим необходимостью создания мощных электроэнергетических систем (ЭЭС) и систем электроснабжения (СЭ) городов, промышленности, сельского хозяйства, дальнейшего развития электрификации железных дорог, что отражено и в распоряжениях Правительства Российской Федерации (РФ) и Указах президента РФ: Постановление Правительства РФ № 1225 от 31.12.2009 г. «О требованиях к региональным и муниципальным програмам в области энергосбережения и повышения энергетической эффективности»; Федеральный закон от 26.07.2019 г. №241-ф-3 «Об энергосбережении и повышении энергетической эффективности и о внесении изменений в отдельные законодательные акты Российской Федерации» и др.

Одним из основных элементов электросетевого комплекса являются линии электропередачи (ЛЭП), которые обеспечивают транспорт электроэнергии от источников мощности до потребителей. Наибольший удельный вес в структуре электрических сетей СНГ занимают распределительные электрические сети напряжением 110 кВ и ниже. Однако всё чаще функции распределения электроэнергии выполняют и линии более высоких номинальных напряжений, что связано с ростом и концентрацией электрических нагрузок потребителей.

Требования по энергосбережению в линиях электропередачи всё время возрастают, причём в первую очередь в отношении увеличения пропускной способности и надёжности при одновременном снижении расхода электроэнергии на её транспорт, снижения экологического влияния и сокращения полосы отчуждения под строительство. Поиск способов решения указанных задач, при одновременном улучшении технико-экономических показателей

ЛЭП, как воздушных, так и кабельных, определяет одно из важнейших направлений научно-исследовательских работ в этой области.

Введение рынка электроэнергии также предполагает, в качестве повышения конкурентоспособности энергоснабжающих организаций, снижение собственных издержек на транспорт электроэнергии. Выбор экономически обоснованных сечений проводов, длин воздушных линий электропередачи и номинального напряжения ЛЭП способствует этому. В условиях рыночной экономики вероятность вложения капитала в тот или иной инвестиционный проект определяется сроком его окупаемости, рентабельностью, возможными рисками снижения доходности инвестиций. При вводе новой электропередачи необходимо решение вопроса её прибыльности или убыточности, и при этом должны быть исследованы вопросы компенсации затрат внутри группы её потребителей.

Неоптимально выбранные параметры режима электропередачи, а также неоптимальные конструкция и сечение фазы воздушных линий (ВЛ) и оперативная схема электрической сети может привести к неоправданным потерям электроэнергии, нерациональным затратам на сооружение дополнительных компенсирующих устройств реактивной мощности и, как следствие, повышению себестоимости и тарифов передачи электроэнергии, поэтому необходима дальнейшая разработка и развитие методологии энергосбережения в электроэнергетике, совершенствование методов оптимизации конструкции и сечения фаз ВЛ, выработка критериев перехода к ВЛ повышенной натуральной мощности, что позволит добиться значительной экономии затрат, снизить относительные потери электроэнергии в линии.

Степень разработанности темы исследования. Методы технико-экономического моделирования в энергетике развиваются во многих исследованиях как отечественных, так и зарубежных учёных. Начиная с опубликования в основополагающей работе формулы Дж. Дж. Томсона для расчета экономических сечений проводников, большой вклад в решение проблем энергосбережения в электрических сетях внесли выдающиеся советские и за-

рубежные учёные Г.Н. Александров, В.А. Веников, В.М. Блок, Э.Н. Зуев, С.А. Кукель-Краевский, К.Г. Марквардт, Д.Л. Файбисович, Д.Р. Любарский, В.Э. Воротницкий, Ю.С. Железко, М.А. Калинкина, Г.Е. Поспелов, Н.Н. Ти-ходеев, Р. Пелисье, Л.М. Зельцбург, Н.Н. и др.; такие организации, как АО «НТЦ Россети ФСК ЕЭС (г. Москва), АО «НТЦ ЕЭС» (г. Санкт-Петербург), АО «Институт Энергосетьпроект» (г. Москва), АО «НИИПТ» ФГБОУ ВО «НИУ МЭИ», «РУТ» (МИИТ), ФГАОУ ВО «СПбГПУ», ФГБОУ ВО «СПБУ, Горный университет». Однако, несмотря на то, что с момента начала перехода СНГ к рынку прошло уже более 20 лет, в практике проектирования продолжают использоваться инструменты и нормативы, разработанные и установленные более пяти десятилетий назад. Они, естественно, не отражают ни изменившихся стоимостных показателей, ни новых походов к обоснованию эффективности технических решений. Представленная к защите диссертация во многом решает эту задачу.

Целью диссертационной работы является развитие теоретических основ и методов статической и динамической оптимизации, при выборе оптимальной схемы сети, конструктивных и режимных параметров линий электропередачи и систем электроснабжения, обеспечивающих их качественное проектирование, реконструкцию и эксплуатацию.

Объектом исследования в настоящей работе являются действующие и вновь проектируемые линии электропередачи напряжением 10-500 кВ, а предметом исследования - технико-экономическое моделирование ЛЭП на основе анализа их рабочих режимов.

Задачи исследования. Для достижения поставленной цели решались следующие задачи:

1. Разработка методов оптимизации параметров линий электропередачи путём минимизации функции суммарных дисконтированных затрат и относительных потерь электроэнергии в сети.

2. Анализ существующих и разработка альтернативных методов нормирования потерь электроэнергии в электрических сетях напряжением 0,4-500 кВ.

3. Разработка методики оптимального планирования и обоснования мероприятий по снижению потерь электроэнергии в электрических сетях 110500 кВ.

4. Анализ применяемых методов выбора сечений проводов и жил кабелей в электрических сетях 110-500 кВ.

5. Исследование и пофакторный анализ изменения тарифов на электроэнергию в результате отклонений технико-экономических показателей работы электростанций и параметров режима электрических сетей от их запланированных значений в современных условиях.

6. Разработка современных методик на основании построения технико-экономической модели линий электропередачи в условиях рыночной экономики выбора экономически рентабельных длин линий, оптимальных сечений проводов, номинального напряжения и количества цепей ЛЭП при различных условиях эксплуатации и с учётом динамики роста нагрузки; построение альтернативно существующей шкалы экономических плотностей тока.

7. Оптимизация сечения и конструкции фазы воздушных линий электропередачи, выработка критерия перехода к ВЛ повышенной натуральной мощности.

8. Исследование и минимизация целевой функции себестоимости передачи электроэнергии и относительных потерь мощности и электроэнергии в электрических сетях напряжением до 220 кВ; разработка мероприятий по повышению КПД линий электропередач.

Основные положения, выносимые на защиту

1. Альтернативные методы нормирования потерь электроэнергии в электрических сетях, основанные на минимизации целевой функции удельных дисконтированных затрат на передачу одного кВтч электроэнергии.

2. Методика определения причин возникновения различных видов технических потерь электроэнергии в воздушных линиях электропередачи и уровень, позволяющая, по заданным параметрам обследуемой ЛЭП и пара-

метрам её рабочего режима, определить основную причину возникающих в ней технических потерь.

3. Методика определения условий рентабельности воздушных линий электропередач питающих сетей 110-220 кВ и критерии для определения экономической устойчивости проектируемой ЛЭП; алгоритмы выбора экономически целесообразных длин линий электропередачи, позволяющие моделировать линии электропередач по условиям рентабельности и определять с этой точки зрения их экономически рациональную длину.

4. Универсальная методика выбора экономически целесообразных сечений проводов воздушных линий электропередачи, дающая возможность максимально корректно, при любой плотности графика нагрузки и с минимальным объёмом технической документации выбирать оптимальные сечения проектируемых ЛЭП.

5. Методика выбора оптимальных сечений проводов и конструкции фаз воздушных линий электропередачи, учитывающая не только экономические, но и технические параметры ЛЭП; альтернативная, существующей на сегодняшний день, методика выбора номинального напряжения проектируемой или реконструируемой ЛЭП, учитывающая не только длину и активную нагрузку ЛЭП, но и характеристики графика нагрузки, сечение провода и позволяющая оптимально выбирать не только уровни номинальных напряжений, но и оптимальные источники энергоснабжения подстанции, сооружаемой на приёмном конце ЛЭП. Критерии перехода к ВЛ повышенной натуральной мощности, основанные на сравнении себестоимостей передачи электроэнергии для линий традиционного исполнения и линий повышенной натуральной мощности.

Научная новизна работы заключается в следующем.

1. На основании минимизации функции удельных дисконтированных затрат разработана отличная от существующей, альтернативная методика нормирования потерь электроэнергии в системах электроснабжения и электросетевого комплекса в целом, позволяющая не только снижать затраты на передачу од-

ного кВтч электроэнергии, но и экономически стимулировать потребителей и энергоснабжающие организации к внедрению предлагаемой методики. Путём, статической и динамической оптимизации функции относительных потерь электроэнергии, предложены режимные и технические мероприятия по снижению абсолютных и относительных потерь электроэнергии во время реконструкции и развития эксплуатируемой системы электроснабжения и проведения в ней энергосберегающих мероприятий.

2. На основании сравнения уровня абсолютных и относительных потерь электроэнергии для различных режимов работы линий электропередачи 110500 кВ разработана методика определения главных причин возникновения различных видов потерь электроэнергии в воздушных линиях электропередачи, позволяющая правильно и с наименьшими издержками оценить необходимость и первоочерёдность проведения намечаемых энергосберегающих мероприятий во время реконструкции и энергетических обследований.

3. По разработанной, на основании использования показателя рентабельности экономико-математической модели линий электропередачи, предложен критерий экономической устойчивости для определения условий рентабельной и безубыточной работы ЛЭП и определены их экономически целесообразные длины.

4. По простым и дисконтированным показателям экономической эффективности капиталовложений разработаны универсальные методы выбора оптимальных сечений проводов воздушных и кабельных линий электропередачи напряжением 110-220 кВ, дающие возможность корректно, при любой плотности графика нагрузки и с минимальным объёмом технической документации выбирать оптимальные сечения проектируемых ЛЭП; путём минимизации функции удельных дисконтированных затрат принципиально изменена и значительно уточнена методика выбора номинального напряжения проектируемой или реконструируемой ЛЭП и экономически рационального источника электроснабжения электрифицируемого объекта.

5. На основе оптимального значения целевой функции суммарных дисконтированных затрат и допустимой по радиопомехам и короне напряжённости электрического поля на поверхности проводов проведена оптимизация сечения и конструкции фаз ВЛ 110-220 кВ и определены условия при которых рекомендуется расщепление фаз и применение линий повышенной натуральной мощности.

Теоретическая значимость работы обусловлена следующим.

1. Введеный метод принятия оптимальных решений, исходя из удельных дисконтированных затрат, позволил разработать принципиально иную, отличную от существующей методику выбора номинальных напряжений ВЛ, сечений проводов и нормирования потерь электроэнергии в электросетевом комплексе.

2. Разработанная методология оптимального выбора принятия решения расширяет возможности технико-экономического анализа и предлагает новые подходы к оптимальному выбору параметров и режимов электрических сетей.

3. Разработанная методологическая основа синтеза алгоритмов выбора параметров и режимов электрических сетей, включая нормирование потерь электроэнергии, развивает методологию оптимизации решения конкретных инжененерных задач.

Практическая значимость работы заключается в следующем.

1. Разработанные методы определения причин возникновения и уровня относительного содержания различных видов потерь электроэнергии в воздушных линиях электропередачи и в системах электроснабжения позволяют правильно и с наименьшими издержками оценить необходимость и первоочерёдность проведения намечаемых энергосберегающих мероприятий во время реконструкции.

2. Предложенные методы разделения потерь электроэнергии между потребителями, позволяют правильно распределить и оценить потери для их дальнейшего учёта при расчёте тарифа на потреблённую электроэнергию.

3. Предлагаемые методы нормирования потерь электроэнергии по минимуму удельных дисконтированных затрат учитывает не только технические, но и экономические параметры линий электропередач и мотивирует энергоснабжающие организации и потребителей к дальнейшему сокращению технических потерь.

4. Разработанные методы выбора экономических сечений, экономически рентабельных длин воздушных линий электропередачи и оценки экономической устойчивости проектируемых сетей 110-220 кВ позволяют минимизировать издержки на строительство и эксплуатацию линий электропередач и подстанций, потерь мощности в них. Позволяют проектным организациям применять простые и вместе с тем точные методы выбора сечения проводов ВЛ для любой плотности графика нагрузки, сокращая тем самым объём проектной документации.

5. Разработанные новые методы выбора номинальных напряжений вновь сооружаемых ЛЭП отражают весь спектр технико-экономических параметров, влияющих на выбор номинального напряжения сети и позволяют выбирать не только обоснованный уровень номинального напряжения, но и оптимальный источник электроснабжения электрифицируемого объекта. Дают более достоверные результаты, нежели методики применявшиеся ранее.

6. Проведенный пофакторный анализ изменения тарифов на электроэнергию, в результате отклонений технико-экономических показателей работы электростанций и параметров режима электрических сетей от их запланированных значений позволяет защищать перед Региональными энергетическими комиссиями дифференциацию и индексацию тарифов по группам потребителей, создают предпосылки для экономического обоснования условий использования альтернативных источников электроэнергии.

Методология и методы исследования. Разработанные в диссертационной работе научные положения основываются на известных методах математического анализа, линейной алгебры, динамической оптимизации, численных методов, физики, теоретических основ электротехники, экономической теории в програмных средах Mathcad и Excel.

Достоверность полученных результатов и выводов диссертации подтверждается опытом эксплуатации электрических сетей, а также использованием при решении поставленных задач корректных экономических и математических методов, физической обоснованностью применяемых допущений, сопоставлением с известными, опубликованными в научной литературе исследованиями.

Апробация результатов работы. Основные положения и результаты работы докладывались и обсуждались на конференциях и семинарах: Российском национальным симпозиуме по энергетике (Казань, 2001 г.); I Международной научно-практической конференции «Эффективные энергетические системы и новые технологии» (Казань, 2001 г.); научно-практической конференции «Электротехника и энергетика Поволжья на рубеже тысячелетий» (Чебоксары, 2001 г.); Межрегиональном симпозиуме «Проблемы реализации региональных целевых программ энергосбережения» (Казань, 2002 г.); научно-техническом совете Зеленодольских городских электрических сетей ОАО «Оргкоммунэнерго» (Зеленодольск, 2002 г.); конференция «Эффективная энергетика-2014» (Санкт-Петербург, 2014 г.); IV Международной научно-практической конференции «Современный взгляд на проблемы технических наук» (Уфа, 2017 г); II Международной научно-практической конференции «Современные достижения и разработки в области технических наук» (Хабаровск, 2017 г.); IV Международной научно-практической конференции «Технические науки в мире: от теории к практике» (Ростов-на-дону, 2017 г.); IX Международной научно-практической конференции «Энергетика: управление, качество и эффективность использования энергоресурсов» (Благовещенск, 2019 г.); XXXI научно-технической конференции «Кибернетика энергетических систем» (Новочеркасск, 2019).

Реализация результатов работы. Результаты работы в виде методик выбора экономических сечений проводников воздушных линий электропередачи и выбора номинального напряжения проектируемой или реконструируемой ЛЭП внедрены в ОАО «Электропроект», Казанский филиал; в Маги-

стральных электрических сетях ФСК ЕЭС Северо-Запада и «Ленинградская областная электросетевая компания» (ЛОЭСК), г. Санкт-Петербург. Методика нормирования потерь электроэнергии по минимуму удельных дисконтированных затрат также успешно внедрена в Ленинградской областной электросетевой компании ЛОЭСК, и ассоциации «РОСЭЛЕКТРОМОНТАЖ», г. Москва. Методика оптимального планирования оперативной схемы и рабочих режимов системы электроснабжения принята в АО «Зеленодольский завод им. А.М. Горького».

Структура и объём работы. Диссертация состоит из введения, пяти разделов, заключения и трех приложений. Основная часть работы изложена на 362 страницах, включает 109 рисунков и 23 таблицы.

1 МЕТОДОЛОГИЯ НОРМИРОВАНИЯ И УПРАВЛЕНИЯ ТЕХНИЧЕСКИМИ ПОТЕРЯМИ ЭЛЕКТРОЭНЕРГИИ В ЭЛЕКТРИЧЕСКИХ СЕТЯХ ЭНЕРГОСИСТЕМ И ПОТРЕБИТЕЛЕЙ

1.1 Постановка задачи. Общие положения

В настоящее время всё большую остроту приобретает глобальная проблема энергосбережения, обусловленная не только наметившимися в СНГ подъёмом и диверсификацией экономики, но и связанную с этим необходимостью дальнейшего развития электроэнергетики, которое будет направлено на создание и развитие мощных электроэнергетических систем (ЭЭС) и систем электроснабжения (СЭ) городов, промышленных предприятий, предприятий агропромышленного комплекса, дальнейшего развития электрификации железных дорог и исходить из экономически обоснованных приоритетов территориального размещения генерирующих мощностей в отрасли:

- в Европейской части страны - техническое перевооружение ТЭС на газе с замещением паросиловых турбин на парогазовые и максимальное развитие АЭС;

- в Сибири - развитие ТЭС на угле и гидроэлектростанций;

- на Дальнем Востоке - развитие ГЭС, угольных КЭС, газовых ТЭЦ в городах и в отдельных районах - АЭС, ПЭС и АТЭЦ.

Воздушные и кабельные линии электропередачи (ЛЭП), являются важнейшими элементами ЭЭС и СЭ, обеспечивающими транспорт электроэнергии от источников мощности до потребителей. Для развития единой национальной электрической сети и укрепления единства экономического пространства стран СНГ предусматривается:

- развитие электрических связей между восточной и европейской частями ЕЭС России и стран СНГ;

- усиление межсистемных связей транзита между ОЭС европейской части страны;

- развитие электрической связи между ОЭС Сибири и Востока с применением ЛЭП сверхвысоких напряжений;

- сооружение ЛЭП в объеме, обеспечивающем ЕЭС России и устранение технических ограничений, сдерживающих развитие конкурентного рынка электрической энергии и мощности.

Электрическая энергия, вырабатываемая на электростанциях, при передаче по ЛЭП потребителям претерпевает многократную трансформацию в повышающих и понижающих трансформаторах. Поэтому мощность трансформаторов, установленных в энергосистемах, превышает установленную мощность генераторов в 4-5 раз. Несмотря на относительно высокий КПД трансформаторов, стоимость электроэнергии, теряемой ежегодно в трансформаторах составляет весьма значительную сумму. Поэтому естественно стремление к уменьшению числа ступеней трансформации, уменьшению установленной мощности трансформаторов и лучшему их использованию.

В связи с развитием в СНГ рыночных отношений значимость проблемы потерь существенно возросла. Стоимость потерь электроэнергии является одной из составляющих тарифа на электроэнергию и увеличение потерь электроэнергии в электрических сетях сверх рационального уровня - это прямые финансовые убытки электросетевых компаний. В силу монопольного характера электроснабжения, естественное установление тарифов на уровне баланса цен спроса и предложения с помощью рыночных механизмов невозможно, так как альтернативные возможности электроснабжения отсутствуют и потребитель может получать электроэнергию только от своей энергоснаб-жающей организации по заключённым прямым договорам.

В этой ситуации регулирование тарифов возлагается на региональные службы по тарифам. Энергоснабжающие организации должны обосновывать уровень потерь электроэнергии, который они считают целесообразным включать в тариф, а региональные службы по тарифам - анализировать эти обоснования, принимать или корректировать их.

Поэтому одной из основных проблем научно-технического прогресса в электроэнергетике является проблема создания и освоения энергосберегающих технологий, в том числе осуществление мероприятий по снижению расхода электроэнергии на её транспорт в электрических сетях энергосистем.

Уменьшение потерь электроэнергии в электрических сетях различного назначения - является одним из основных направлений реализации энергосберегающей политики в электроэнергетических системах страны.

Несмотря на усилия, направленные на повышение уровня полезного использования энергетических ресурсов, этот уровень всё ещё остаётся весьма низким и не превосходит 29-30 %. Более 70 % всего потенциального тепла используемых энергоресурсов составляют потери в различных областях энергетического хозяйства [73].

Основные потери тепла, топлива и электроэнергии приходятся на следующие отрасли:

- промышленные огневые печи - 15-20 %.

- двигатели и механизмы (в основном транспортного назначения), непосредственно использующих топливо, - 35-50 % всех потерь.

- электростанции - 20-25 %.

При этом К.П.Д. современных тепловых электростанций не превышает

40 %.

При передаче энергии от вала генератора на вал двигателя суммарные потери энергии в генераторе, сети, трансформаторе и двигателе составляет около 30% всей выработанной энергии на станции. Из них примерно 18% приходится на электрические сети.

Приведенные данные показывают, что большая часть установленной мощности электрических станций предназначена на покрытие потерь мощности и электроэнергии в электрических сетях. Именно поэтому на электрических станциях приходится устанавливать дополнительные генераторы, котлы и т.д., чем объясняется наличие в выражении для капитальных затрат

К в электрических сетях (1.1) членов, учитывающих затраты на возмещение потерь мощности и электроэнергии [25].

К = К + к ■ к ■ к -АР ■ к, + к ■ Ь ■ АЖ, (1.1)

0 тах р сн уд т c ' V /

где К0 - непосредственные вложения в объект, руб; ктах - коэффициент попадания расчётной нагрузки проектируемого объекта в максимум энергосистемы; кр - коэффициент, учитывающий резерв мощности в системе; ксн - коэффициент, учитывающий увеличение установленной мощности электростанций для питания собственных нужд; А? - максимальные потери мощности за год в проектируемой линии или подстанции, кВт; куд - удельные затраты на строительство электростанций, руб/кВт; кт - удельные вложения в топливную базу и транспорт топлива, руб/т.у.т.; Ьс - удельный расход топлива в энергосистеме, т.у.т./кВтч; АW - потери электроэнергии за год в проектируемой линии или подстанции, кВтч.

При наличии информации о нагрузках ветвей, поступающей от системы телеизмерений, задача расчёта потерь электроэнергии сводится к суммированию потерь мощности в каждом из рассчитанных режимов.

Известно, что средствами телеизмерений и АСКУЭ в настоящее время оснащены далеко не все, даже основные сети энергосистем. Тем более нет оснований ожидать оснащения ими в ближайшем будущем радиальных сетей 35 кВ и ниже. Поэтому возникает задача расчёта потерь электроэнергии за период Т на основе расчёта потерь мощности в ограниченном числе режимов. В этом случае потери мощности умножают на определённые тем или иным способом интегрирующие множители, численные значения которых рассчитывают на основе данных о графиках нагрузки. Расчёты по данным телеизмерений обычно называют оперативными расчётами, расчёты с использованием интегрирующих множителей - аналитическими, а проводимые на основе обобщённых данных о схемах сетей - оценочными. Аналитические расчёты позволяют осуществлять анализ влияния на потери предполагаемых изменений схем нагрузок и режимов, а оперативные расчёты дают точное

Список литературы диссертационного исследования доктор наук Геркусов Алексей Анатольевич, 2022 год

-» -

1 г * 1 I нб, А.

50

65

100

150

200

250

300

34§50

400

0

0

Рисунок 2.22 - Оптимальные токовые интервалы одноцепной ВЛ-110 кВ, сооружаемой на ж/б опорах в 4-ом районе гололёдности при постоянной нагрузке и времени 1=7318 ч

1200000

1000000

800000

600000

400000

Зд, р/км

ас-240 а с-400 с-500

ас-300

АС-400 АС-500

г 1 1 I нб, А.

200000

100

250

200 250 300

457

400 457 500

600

69700

800

0

0

Рисунок 2.23 - Оптимальные токовые интервалы одноцепной ВЛ-220 кВ, сооружаемой на ж/б опорах в 4-ом районе гололёдности при постоянной нагрузке и времени t=1585 ч

3500000

3000000

2500000

2000000

1500000

1000000

500000

Зд, р/км а с-400

ас-240 а с-500

ас-300

АС-500 г I нб, А.

100

250

200 250 300

400

500

600

800

0

0

Рисунок 2.24 - Оптимальные токовые интервалы одноцепной ВЛ-220кВ, сооружаемой на ж/б опорах в 4-ом районе гололёдности при постоянной нагрузке и времени т=7318 ч

100

200

300

357

400

436

500

575

600

670

700

800

Рисунок 2.25 - Уточнённые токовые экономические интервалы одноцепной ВЛ-220 кВ, сооружаемой на ж/б опорах в 1-м районе гололёдности и 3-м районе СЗА при времени т=1575 ч.

0

0

З, р/км ас-240

x ас-300

ас-400

ас -500 ас-61 0

АС-300 АС-400 АС-500 АС-600

1нб, А

100

200

240 276

300

390

400

500

600

670

700

800

Рисунок 2.26 - Уточнённые токовые экономические интервалы одноцепной ВЛ-220 кВ сооружаемой на ж/б опорах в 1-м районе гололёдности и 3-м районе СЗА при времени т=3411 ч

0

0

По результатам проведенного на ЭВМ расчёта, для различных х строим пересекающиеся кривые З=Г(1нб), (рисунки 2.25-2.27) точки пересечения которых отделяют один экономический интервал от другого. Из приведенных на этих рисунках кривых следует, что для ВЛ с небольшой плотностью нагрузки (т =1585 ч, рисунок 2.25) величина и положение уточнённых экономических интервалов примерно соответствуют ранее полученным (рисунок 2.3), а доля затрат, соответствующая потерям на корону, для провода марки АС-300, при х = 1585 ч не превосходит 6%, плавно понижаясь с ростом нагрузки и плотности её графика (рисунок 2.28), что позволяет, при небольшой плотности графика нагрузки, в расчётах приведенных и дисконтированных затрат потери на корону не учитывать [14, 15, 17, 34, 36, 97]. Для ВЛ с высокой плотностью графика нагрузки т =7318 ч (рисунки 2.4, 2.27, 2.29) предлагается, в силу узости экономических интервалов сократить номенклатуру применяемых марок проводов, отказавшись от применения в 1-м и 2-м районах гололёдности, проводов марок АС-240 и АС-400. Для каждой марки провода по полученным кривым и формуле (2.18) определяем интервал оптимальных [экономических] плотностей тока. Результаты расчета рав-ноэкономичных плотностей тока 1р сводим в таблицу 2.9, откуда следует, что непосредственно полученные значения 1р примерно соответствуют экономическим и оптимальным плотностям тока (таблицы 2.2 и 2.8).

Таблица 2.9 - Уточнённые диапазоны равноэкономичных плотностей тока ВЛ-220 кВ

N п/п Время максим. потерь х ,ч Границы эконом. интервала А I, А Марка провода Диапазоны равноэкономичных плотностей тока 1р, А/мм2

1 1585 100 - 200 АС-240 0,416 - 0,833

2 1585 200 - 357 АС-300 0,667 - 1,19

3 1585 357 - 436 АС-400 0,893 - 1,09

4 1585 436 - 575 АС-500 0,872 - 1,15

5 1585 575 - 670 АС-600 0,958 - 1,117

6 3411 100 - 240 АС-300 0,333 - 0,8

7 3411 240 - 276 АС-400 0,6 - 0,69

8 3411 276 - 390 АС-500 0,552 - 0,78

9 3411 390 - 670 АС-600 0,65 - 1,117

10 7318 100 - 170 АС-300 0,333 - 0,667

11 7318 170 - 265 АС-500 0,34 - 0,53

12 7318 265 - 670 АС-600 0,441 - 1,117

З, р/км ас-240

ас-300

ас-400 ас-500

ас-6 00

ас-300 а кс-500 ас-600 Iнб, А

100

170

200 265 300

400

500

600

700

800

0

0

Рисунок 2.27 - Уточнённые токовые экономические интервалы одноцепной ВЛ-220 кВ, сооружаемой на ж/б опорах в 1-м районе гололёдности и 3-м районе СЗА при времени т=7318 ч

Рисунок 2.28 - Доли составляющих затрат на сооружение и эксплуатацию одноцепной ВЛ-220 кВ, выполненной проводами марки АС-300 в 1-м районе гололёдности и 3-м районе СЗА при времени 1=1585 ч

Рисунок 2.29 - Уточнённые токовые универсальные номограммы для одноцепной ВЛ-220 кВ, сооружаемой на ж/б опорах в 1-м и 2-м районе гололёдности и 3-м районе по СЗА

Аналогично предложенной выше методике выбора сечений проводов по обобщенным дисконтированным токовым интервалам (универсальным дисконтированным номограммам), построим, для каждого стандартного сечения провода кривые 1расч=А( т), каждая из которых представляет собой верхнюю границу разделяющую области применения проводов смежных сечений (рисунок 2.29). Зависимость 1расч=А( т), полученная из условия равенства приведенных затрат З в точке пересечения кривых З(1нб) (если такая точка существует) для проводов смежных сечений имеет вид:

1 расч

(Ен + ра) • (*0> г+1 - К о, г) + 8760 • Ц • (АР,, г+1 - АР,, г)

(2.50)

0,003 • т- Ц • (Го,, - Го,г+1) Таким образом, ток 1расч, вычисляемый по (2.50) является функцией полной совокупности выше рассмотренных экономических параметров: Ен, ра, К0, Ц. Техническими параметрами, определяющими значение расчетного тока, в данном случае являются разность погонных активных сопротивлений для смежных сечений (гои - г0 ¡+1) и годовое число часов использования максимума нагрузки Тнб, от которого зависит время потерь т. Полученные области, расположенные между соответствующими кривыми, назовём обобщёнными токовыми экономическими интервалами (токовыми универсальными номограммами) [27, 97, 106].

Примечание 1. Потери электроэнергии в линейной изоляции не зависят от применяемой марки и сечения провода (2.47; 2.48) и не оказывают влияния на величину и положение экономических интервалов, а соответственно и на выбираемое сечение проводов.

Примечание 2. При фиксированном токе нагрузки и варьируемом значении ЕН, последнее не оказывает существенного влияния на величину приведенных затрат. Так при изменении Ен от 0,1 до 0,7 - величина отклонения затрат З составляет не более 0,7%, что позволяет нам принять в качестве Ен какую-либо усреднённую величину, обратную сроку окупаемости, который в данном случае определяется, как время в течении которого сделанные капиталовложения полностью окупаются за счёт экономии годовых эксплуатаци-

онных издержек. Для 2-х сопоставляемых вариантов срок окупаемости дополнительных капитальных вложений определяется выражением:

(К, - К ,)

Т =-г--л-Ч-, (2.51)

о ( И - и ) ( )

где КЛ1 и КЛ2 - капитальные вложения в 1-й и 2-й варианты, причём Кш > КЛ2; И1 и И2 - годовые эксплуатационные издержки вариантов 1 и 2 (И2 > И1).

Принимая, например, Ен = 0,125 год-1 получаем То=1/0,125 = 8 лет.

2.7 Экономико-математическая модель линии электропередачи на основании удельных дисконтированных затрат

Суммарные дисконтированные затраты, которые, согласно сказанному выше, хотя и являются важнейшим динамическим критерием выбора оптимального варианта инвестиционного проекта, однако не определяют реальную (минимальную) цену производства единицы продукции, например, передачи одного кВтч электроэнергии по ЛЭП и не могут служить критерием для сопоставления вариантов с различными производительностями (мощностями) или с различным сроком расчетного периода, что в условиях конкурентного рынка электроэнергии увеличивает ценовые риски и препятствует оптимальному выбору поставщика электроэнергии [8, 9, 144].

Так, например, не вполне корректно проводить технико-экономическое сравнение по минимуму суммарных дисконтированных затрат для линий разного номинального напряжения, т. к. эти электропередачи различаются не только по величине капиталовложений на единицу длины линии и уровнем потерь электроэнергии в них, но и различными экономическими нагрузками, тарифами на передаваемую электроэнергию, ликвидной стоимостью линий и.т.д.

Поэтому, в случае необходимости определения минимальной расчётной цены единицы продукции целесообразно использовать показатель удельных

дисконтированных затрат на производство продукции (на передачу 1 кВтч электроэнергии по ЛЭП):

З

Здд = тг-д- , (2.52)

Е W (1 + Ер)-'

t=0

где Wt - отпуск продукции (электроэнергии) по годам расчётного периода. При сравнении 2-х или более вариантов основанием для выбора оптимального варианта является минимум Зудд Полученные значения Зудд сопоставляются со средними ценами на продукцию (тариф за кВтч). В случае, если величина Зудд превышает цены на продукцию, то при её дефиците в условиях отсутствия альтернативы может встать вопрос о пересмотре цен в сторону увеличения [8, 9, 144].

Так как Зудд, в конечном итоге представляет собой реальную цену передачи одного кВтч электроэнергии по ЛЭП, то минимум этого показателя может служить критерием оптимального решения конкретной инженерной задачи (например, выбора оптимального сечения проводов ВЛ и жил кабелей).

В связи с тем, что практика проектирования линий электропередач предусматривает постепенный отказ от выбора сечений проводов методом экономической плотности тока и переход к методам оптимальных токовых интервалов и универсальных номограмм, то применим эти методики, используя в качестве целевой функции, функцию удельных дисконтированных затрат.

С учётом потерь на корону и в линейной изоляции выражение (2.52) для ВЛ единичной длины примет вид [127]:

Ко +

3W„ „ =

/ U 2 Т J^

Шо( Роб,ремКо + 0,003-12б-Го-т-Ц+8760-АР1И)р-Ц+ Н^/^Ц Rl+Eq,)^

УД-Д If=o V^U^WWcos ф<1+ЕСр)^

или:

3 =

"ГД-Д

(2.53)

Uz■Т ■ N

"и 1 вл 1,1 гир

Ко + ( Роб,рем ■ Ко + а003 • • г0 ■ т • Ц + 8760 • ДРТОр ■ Ц + f N .R р ■ Ц) ■ D

У J х*из ^из у

V3 ■ ии ■ 1иб ■ Тиб ■ cos ф ■ D

(2.54)

Выражения (2.53) и (2.54) представляют собой дискретную технико-экономическую модель сооружаемой ЛЭП и определяют зависимость удельных дисконтированных затрат на передачу 1 кВтч электроэнергии от технико-экономических параметров ЛЭП, которые являются заданными: номинального напряжения ЛЭП, сечения и конструкции фазы, района прохождения линии по гололёдности и СЗА, тарифа на электроэнергию и других, а также режима её работы. Их совокупность рассматривается как многомерный вектор исходной информации [142, 143, 158].

Такие параметры, как дисконтирующий множитель D, зависящий от величины нормы дисконта, cos ф, ток максимальной нагрузки линии 1нб и число часов использования её максимума Тнб являются переменными независимыми параметрами.

Цель решения задачи оптимизации заключается в отыскании значений компонентов вектора независимых переменных (1нб, Тнб, D), реализующих минимум целевой функции удельных суммарных дисконтированных затрат Зудд на сооружение и эксплуатацию воздушной линии электропередачи, при выполнении условий допустимости режима, заданных в виде ряда неравенств, которым должны удовлетворять зависимые и независимые переменные [144, 157, 158]:

!нб.тт — !нб — ^нб.тах, (2.55)

TH6.min — Тнб — Тнб.тах, (2.56)

Dmin — D — Dmax- (2.57)

Но как следует из (2.54), увеличение дисконтирующего множителя D, за счёт снижения нормы дисконтирования Еср, ведёт к монотонному уменьшению значений функции удельных суммарных дисконтированных затрат Зудд. Следовательно, оптимизация Зудд. по переменной D не имеет смысла, которой следует просто придать максимальное значение, т.е. верхнюю границу неравенства (2.57) и отыскивать локальный минимум целевой функции (2.54) только с учётом ограничений (2.55) и (2.56).

Трёхмерный график зависимости Зуд.д=Г(1нб,Тнб), построенный с помощью пакета Mathcad 2000, представлен на рисунке 2.30.

Зуд. д, р/км

1нб, а

Рисунок 2.30 - Зависимость удельных дисконтированных затрат от тока нагрузки и времени использования её максимума на сооружение и эксплуатацию ВЛ-220 кВ, сооружаемую в 1-ом, 2-м районе гололёд-

ности и 3-м районе по СЗА проводом АС-300/39

Выражение (2.54) после простых алгебраических преобразований принимает вид:

3™ „ = + ЛН^ + Аз1нб + А41нбтнб

где

А =

уд д 1нб-Тнб Тнб

Ко + ( Роб,рем-Ко + 8760-АРКОр-Ц+и2гТВЛ.'киГиР"Ц

(2.58)

А2 = Аз = А4 =

/3-ин-1нб-Тнб"^ф^ 0,2333-гоЦ

ин cos ф 0,000376-гоЦ ин cos ф

15,174-10-8гоЦ ин cos ф

(2.59)

(2.60); (2.61); (2.62)

Взяв частные производные

^3уд.д ^3уд.д

—-— и —, приравняв их к нулю, составля-

31

нб

зт

нб

ем систему уравнений,

г 33„

-'уд.д _

^нб

^3уд.д _

^тнб

Л1 , Л2

1нб'Тнб Тнб

Л1 Л2-1нб

1нб'Т;

+ + А3 + А4 ■ Тнб = 0 ,

2

нб

Т2

тнб

+ А4 ■ 1нб = 0 ,

(2.63)

решая которую относительно 1нб, и Тнб находим критические точки целевой функции удельных суммарных дисконтированных затрат: Ткр, и 1кр.

2 А

Т = —

ткр л.

= -1241 ч ( 2.64), 1кр =

Л1

,4-Л4-Л2-Лн-Л|

(2.65).

Принимая в качестве области ограничений прямоугольник ЛВСБ (рисунке 2.31) и с учётом условий допустимости (2.55) и (2.56), находим значения переменных 1нб, Тнб, соответствующих локальному минимуму целевой функции Зуд.д=Г(1нб,Тнб) для ВЛ-220 кВ, проходящей в 1-м и 2-м районах голо-лёдности и 3-м районе по СЗА и выполненной проводами марки АС различных сечений (таблица 2.10).

Тнб, ч

8000

1200

A

B

D

С

1нб, А

50

Рисунок 2.31 - Область ограничений при отыскании минимума целевой функции удельных суммарных дисконтированных затрат на сооружение и

эксплуатацию ВЛ-220 кВ

Таблица 2.10 - Оптимизированные значения тока нагрузки и числа часов использования её максимума для ВЛ-220 кВ при минимизации целевой функции удельных дисконтированных затрат

I

Марка и сечение провода Максимально допустимый ток нагрузки, А Критическ. точка нагрузочного тока линии, А Оптим. ток нагрузки линии, А Оптим. число часов использован. максимума нагрузки, ч Критическая точка числа часов использования максимума нагрузки, ч

АС- 240/56 610 3,055 1010 610 1200 -1241

АС- 300/39 710 1,38110п 710 1200 -1241

АС- 400/64 860 5,294 1010 860 1200 -1241

Таким образом, как следует из рисунка 2.30 и таблицы 2.10, оптимальный ток нагрузки линии соответствует максимально допустимому длительному току, при минимальном числе часов использования максимума нагрузки.

По результатам проведенного по формуле (2.54) на ЭВМ расчёта удельных дисконтированных затрат Зуд.д, при варьируемом токе нагрузки 1нб и заданных значениях Тнб, cos (^), Ц, сечениях проводов, районе гололёдности и СЗА, для ВЛ-110-220 кВ строим серии пересекающихся кривых, точки пересечения которых определяют токи, при которых целесообразен переход от одного сечения провода к другому (рисунки 2.32-2.35).

Рисунок 2.32 - Токовые удельные оптимальные интервалы для одноцепной ВЛ-110 кВ, сооружаемой проводами марки АС на ж/б опорах в 1-м районе гололёдности и проходящей в 3-м районе по СЗА,

при времени потерь т = 1575 ч

0,0008

0,0007

0,0006

0,0005

0,0004

0,0003

0,0002

0,0001

50

60

86

100

150

200

250

300

330

Рисунок 2.33 - Токовые удельные оптимальные интервалы для одноцепной ВЛ-110 кВ, сооружаемой проводами марки АС на ж/б опорах в 1-м районе гололёдности и 3-м районе по СЗА при времени потерь т=7318 ч

0

0

0,0005

0,00045

0,0004

0,00035

0,0003

0,00025

0,0002

0,00015

0,0001

0,00005

100

155

200

305 300

357

400

475

500

600

680

700

Рисунок 2.34 - Токовые удельные оптимальные интервалы для одноцепной ВЛ-220 кВ, сооружаемой проводами марки АС на ж/б опорах в 1-м, 2м районе гололёдности и 3-м районе по СЗА при времени т=1575 ч

0

0

0,00025

0,0002

Зуд.д, р/кВт. ч

АС-240

0,00015

0,0001

0,00005

400

1нб, А

100

140 170

200

220

300

400

500

600

680

700

Рисунок 2.35 - Токовые удельные оптимальные интервалы для одноцепной ВЛ-220 кВ, сооружаемой проводами марки АС на ж.б. опорах в 1-м и 2-м районе гололёдности и 3-м районе по СЗА при времени т=7318 ч

0

0

Как следует из этих рисунков, кривые Зуд.д = f(IH6) представляют собой дробно-линейные зависимости и изменение тока нагрузки сопровождается конкурирующим эффектом между составляющей дисконтированной стоимости нагрузочных потерь и составляющих стоимости условно-постоянных потерь, отчислений на обслуживание и ремонт, а также инвестиционной составляющей.

Сопоставляя рисунки 2.32, 2.33 с одной стороны и 2.34, 2.35 с другой, следует, что удельные дисконтированные затраты в ВЛ-110 кВ в среднем на 30^35% выше затрат в ВЛ-220 кВ. Тем не менее оснований для отказа от сооружения линий напряжением 110 кВ и ниже нет, т.к. напряжение линии определяется не только экономическими, но и её техническими параметрами и прежде всего её назначением, полной длиной, передаваемыми объёмами электроэнергии, напряжением прилегающей энергосистемы.

Основным преимуществом использования модели удельных дисконтированных затрат является то, что эта модель (2.54) реально показывает не только затраты на сооружение и эксплуатацию самой линии, но и затраты на передачу 1 кВтч электроэнергии по ней, т.е на выполнение основного назначения линий электропередач. Данное обстоятельство позволяет проводить технико-экономическое сравнение вариантов сооружаемых ЛЭП с различными сечениями проводов, конструкциями фаз, числом часов использования максимума нагрузки и объёмами передаваемой электроэнергии; проводить нормирование потерь электроэнергии, исходя из минимума целевой функции удельных дисконтированных затрат на передачу одного кВтч по ЛЭП.

Выбор номинального напряжения ВЛ. При выборе номинального напряжения линии, величина которого существенно влияет, как на технико -экономические показатели, так и на её технические характеристики, до настоящего времени используются эмпирические формулы А.М. Залесского

(2.55)

и Г.А. Илларионова

и = -JUL. (2.56)

'500^2500 4 7

L P

где P - передаваемая по линии мощность, Мвт, L - полная длина линии, км.

Представленные формулы дают лишь ориентировочное значение номинального напряжения линии и не позволяют наметить альтернативный источник электроэнергии. Для оправданного выбора любых характеристик сети, в том числе и её номинального напряжения, необходима оценка не только технических свойств, но и экономической целесообразности [14, 15].

Приближённо области экономически целесообразных значений номинального напряжения для различных сочетаний длин одноцепных линий и передаваемой мощности могут быть установлены с помощью характеристик приведенных на рисунке 4.1 [3]. Эти характеристики получены в результате серии расчетов на основе критерия технико-экономической эффективности.

Приведенные эмпирические формулы и графические характеристики хотя и позволяют ориентировочно наметить ограниченное число возможных целесообразных номинальных напряжений, но они не отражают всего спектра технико-экономических параметров, влияющих на выбор номинального напряжения сети и требуют дальнейшего детального технико-экономического сопоставления рассматриваемых вариантов.

В качестве такового предлагается приравнять левые и правые части уравнения удельных дисконтированных затрат на передачу 1 кВтч электроэнергии для ВЛ разной длины (Li и L2) и разных номинальных напряжений (Ui и U2):

Зуд. д и1(рп) = Зуд. д. u2 (Рп); (2.57)

К^Т 4-п 1С"1 П . I рп-Рт"1 т-Ц ,„-■■„ ,рП1 .. n , , ("l)2 -WD IrNrap Ко 'М + Роб,рем'ко DLJ+-—--+8760 ДРкор ЦИЬ1+-———-^Ц

(Uj) •(cos ф)^ из из

Рп'Тнб-D

U г0_L2 т ц , Q^» . ADU2 . >> .г» . i ("2)_ТВЛ " "

К"2 • L2 + Роб,рем • К"2 • D • L2 + (со,2ф;^ + 8760 • APgp • Ц • D • L2 ^ - 3 ^ • гир • Ц

Рп-Тнб-D

(2.58)

где Рп - присоединённая мощность нагрузки линии электропередачи, при которой целесообразен переход на следующую ступень номинального напряжения и называемая переходной экономической мощностью.

В результате решения уравнения удельных дисконтированных затрат (2.58) относительно Рп получаем:

Рп =

II п /II2 -Т ■ NU2 П2.Т ■ NU1 . S

(KU2 - KU1 -S)-(1 + Роб,рем • D) + 8760 • Ц • D • (ДР™ - ДР™ • S) + ^ • Г2 ^ "иир - Ul .TBBI • RrUP S

\ NH3 RH3 NH3 RH3

т • D • Ц • rU1 • S т • D • Ц • rU2 U2^cos2(9) U2^cos2(9)

(2.59)

где S=L1/L2 - отношение абсолютных длин конкурирующих линий электропередач; U1, U2 - номинальные напряжения конкурирующих ВЛ; rU1, rU2 -удельные сопротивления ВЛ с номинальным напряжением U1 и U2 соответственно; KU1, KU2- удельная стоимость ВЛ соответственно c номинальным напряжением U1 и U2; NU31, N^2 — среднее число изоляторов в гирляндах конкурирующих ВЛ; Кгирш, Кгирш - среднее число гирлянд изоляторов на 1 км ВЛ, ДРКОр, ДРКОр - удельные среднегодовые потери мощности на корону [127].

По результатам проведенного на ЭВМ расчета для конкурирующих одно-цепных ВЛ напряжением 110 и 220 кВ, построим зависимости Рп = А(Тнб) (рисунки 2.36, 2.37), при заданных технико-экономических параметрах этих линий. Графическая зависимость Рп = А(Тнб) является геометрическим местом точек, отделяющим области рационального применения различных ступеней номинального напряжения. Как следует из рисунков 2.36, 2.37 и формулы (2.59), экономическая мощность перехода к следующей ступени напряжения зависит от числа часов использования максимума нагрузки Тнб, напряжений конкурирующих линий U1 и U2, соотношения их длин S, сечений проводов ВЛ, условий и района сооружения ВЛ или её реконструкции, значений cos а также целого ряда экономических параметров. Если присоединённая мощность на приёмном конце ВЛ оказывается выше переходной экономической мощности, то в качестве источника электроснабжения следует принять альтернативный источник и более высокую ступень напряжения питающей линии [127].

Рисунок 2.36 - Зависимости рекомендуемой мощности перехода Рп от числа часов использования максимума нагрузки Тнб, при выборе номинального напряжения конкурирующих В. Л., сооружаемых проводами марки АС-240, напряжением 110 кВ и проводами марки АС-300, напряжением 220 кВ на ж/б опорах в 1-м районе гололёдности и 3-м районе по СЗА и различных длинах конкурирующих ВЛ

0 1000 2000 3000 4000 5000 6000 7000 8000 9000

Рисунок 2.37 - Зависимости рекомендуемой мощности перехода (Рп) от числа часов использования максимума нагрузки (Тнб), при выборе номинального напряжения конкурирующих В.Л., сооружаемых проводами марки АС-300, напряжением 110 кВ и проводами марки АС-400, напряжением 220 кВ на ж/б опорах в 1-м районе гололёдности и 3-м районе по СЗА и различных длинах курирующих ВЛ

При 8=Ь1/Ь2=1, возникает частный случай, когда выбор источника электроснабжения потребителей сводится чисто к выбору номинального напряжения линии. Действительно: в указанном случае длина линии, присоединённая мощность и число часов использования максимума нагрузки уже заданы в техническом задании. Требуется выбрать только номинальное напряжение питающей ВЛ. Что достигается применением разработанной выше методики.

Выражение

Wп=Тнб•Pп•(Тнб) (2.60)

представляет собой объём электроэнергии, переданной по питающей ЛЭП, за отчётный период, при превышении которого, целесообразно ставить вопрос о реконструкции питающей ЛЭП и переходе на более высокое номинальное напряжение, однако при этом необходимо дополнительное технико-экономическое обоснование, т.к. сама реконструкция проводится исходя из рассмотрения целого комплекса условий и требует значительных дополнительных затрат, эффективность которых на практике оценивается по их сроку окупаемости (сроку возврата средств за счёт экономии дисконтированных затрат при переводе ВЛ на более высокое номинального напряжения) [8, 9, 103].

По результатам проведенных по формуле (2.60) расчётов, при варьируемых значениях Тнб, и Рп(Тнб) построим зависимости Wп=Тнб•Pп(Тнб) (рисунок 2.38), из которого следует, что при нарастании плотности графика нагрузки линии (при росте Тнб) растёт и ордината точки перехода объёма потребляемой электроэнергии в область рационального применения более высокой ступени номинального напряжения, создавая, таким образом, условия для отказа от преждевременной реконструкции питающей сети. Кроме того создаются очевидные удобства в работе оперативного персонала, связанные с облегчением надзора за режимом работы и сокращением объёма технической документации.

Рисунок 2.38 - Зависимости рекомендуемых объёмов передаваемой электроэнергии от числа часов использования максимума нагрузки, при выборе номинального напряения конкурирующих ВЛ, сооружаемых проводами марки АС-300, напряжением 110 кВ и проводами марки АС-400, напряжением 220 кВ на ж/б опорах в 1-м районе гололёдности и 3-м районе по СЗА и различных длинах конкурирующих ВЛ

Нормирование потерь электроэнергии. Нормирование потерь электроэнергии на основании минимума функции удельных дисконтированных затрат позволяет дать принимаемому нормативу потерь электроэнергии не только техническую, но и финансово-экономическую оценку, мотивировать энергоснабжающие организации и потребителей к повышению эффективности затрат в энергосберегающие мероприятия и снижению тарифов на полученную электроэнергию [103, 113, 118]. Так, на основании выражения (2.52) и (2.54), для линии электропередачи длиной L имеем:

З =

"гд.д

/ и2 • Т • N \

Ко + ( Роб,рем • Ко + 0,003 • 12б • Г0 • т • Ц + 8760 • ДРКОр • Ц + ^n'V^ • Ц) • D • L

У J 1Л|из ^из у

V3 • UH • 1нб • Тнб • cos ф • D

(2.61)

Взяв 1-ю производную ёЗд.уд/dI, приравняв её к нулю и решая полученное уравнение относительно 1нб, получаем оптимальный ток нагрузки, соответствующий минимальным удельным дисконтированным затратам, который является током минимальных затрат [12 8]

(1Обт)'

/ K0 \ /8760-ДРк-Ц\ /Ко • Роб,рем\ /Цн • Твл • НГир • Ц\

VD^ + V Цн J + ( Цн j + ( )

/0,003 • r0 • Ц • т\ ( UH )

иь

Далее, подставляя значение ООГ)' в выражение годовых суммарных относительных потерь электроэнергии (1.23), получаем рекомендуемое расчётное значение норматива технологических потерь электроэнергии Ы', совпадающего с выражением (1.23 а).

Таким образом, как следует из выражений (1.23 а) и (2.62) значение норматива потерь электроэнергии зависит от целого ряда экономических и технических параметров ЛЭП: сечения проводов, района гололёдности сооружения линии, номинального напряжения ЛЭП, уровня СЗА, числа часов использования максимума нагрузки, коэффициента мощности, тарифа на по-

лучаемую электроэнергию, полной длины линии, удельных потерь на корону, нормы дисконтирования, срока расчётного периода.

Из всего спектра переменных, влияющих на величину норматива потерь, наиболее просто и целесообразно использовать величину коэффициента мощности и такие показатели графика нагрузки, как 1нб и Тнб.

Так, например, изменяя ординаты ступеней суточных графиков нагрузки, снятых в дни зимнего и летнего солнцестояния можно «настроить» энергопотребление питающей объекты народного хозяйства ЛЭП на оптимальные параметры режима Тнб и ОНГ)' [113, 114, 150], что в итоге и приведёт к потерям электроэнергии в линии в пределах рекомендуемого норматива.

Допущение. Поскольку варьированием режимов и параметров ЛЭП достичь абсолютно точного математического минимума суммарных относительных дисконтированных затрат технически не реально, то для принятой величины норматива потерь необходимо ввести пятипроцентную зону равно-экономичности, допускающую, отклонения от математического минимума как влево и вправо по горизонтальной оси.

По результатам проведенного на ЭВМ расчёта, на основании зависимости (2.62), построена серия кривых (1нбТ) =^СТнб) для различных сечений проводов некоторой ВЛ-220 кВ, проходящей в 1-м, 2-м районе гололёдности и 3-м уровне СЗА (рисунок 2.39), из которых следует, что значение оптимального тока нагрузки, соответствующего рекомендуемому нормативу потерь, с ростом времени Тнб, снижается.

Одновременно, как это следует из рисунка 2.40, с ростом времени Тнб, т.е. с ростом плотности графика нагрузки, снижается и сам рекомендуемый норматив потерь электроэнергии [128].

Рисунок 2.39 - Зависимость оптимальных токовых нагрузок от продолжительности использования их максимума для ВЛ-220 кВ, длиной Ь=120 км, построенная по минимуму удельных дисконтированных затрат для ВЛ проходящей в 3-м районе по СЗА и 1-м,

2-м районе гололёдности европейской части СНГ

Рисунок 2.40 - Зависимость рекомендуемого норматива потерь от числа часов использования максимума нагрузки для ВЛ-220 кВ, длиной L=120 км, сооружённой в 1-м, 2-м районе гололёдности и проходящей в 3-м районе СЗА европейской части СНГ

Для определения норматива технических потерь электроэнергии в некоторой среднестатистической ЛЭП, при заданном сечении провода и времени Тнб, по рисунку 2.39, определяется оптимальный ток нагрузки 1опт, который

(рисунок 2.41). После чего, визуально, по кривой рисунка 2.41 определяется значение норматива технических потерь электроэнергии в данной В Л на базовый период.

Пример. Допустим промышленный потребитель получает электроэнергию по одноцепной ВЛ-220 кВ, длиной L = 120 км от крупной электростанции, выведенной на ФОРЭМ. Линия расположена в ОЭС Центра и выполнена проводом марки АС-300 с удельным сопротивлением г0 = 0,098 Ом/км во 2-м районе гололёдности и 3-м уровне СЗА. Ток наибольшей нагрузки потребителя 1нб = 450 А при числе часов использования максимума нагрузки Тнб = 3500 ч; удельные потери мощности на корону ^Pk = 0,924 кВт/км; число часов влажной погоды в году ТВЛ = 1640 ч; сопротивление одного тарельчатого изолятора Rm = 915 кОм; количество изоляторов в гирлянде Nm = 16; количество гирлянд на 1 км линии составляет Ni = 9,8 шт/км; удельные капиталовложения в ВЛ будут K0 = 1743900 р/км.; коэффициент мощности cos ^ = 0,95. Требуется сравнить тарифы на электроэнергию, получаемую данным потребителем, при нормативе потерь определяемым по действующей ныне методике, согласно приказа от 30.12.2008 г. № 326 и при нормативе потерь, определяемым по предлагаемой методике.

1) Определяем объём электроэнергии W, отпускаемой заданной электростанцией:

W = V3 ■ UH ■ 1нб ■ Тнб ■ cos ф = V3 ■ 230 ■ 450 ■ 3500 ■ 0,95 = 596046150

(кВтч),

2) По формуле (1.6) определяем максимальное время потерь т:

2