Содержание к диссертации
Введение
ГЛАВА 1. Анализ существующих методик по выбору параметров элементов городских систем электроснабжения низкого напряжения 16
1.1. Городские системы электроснабжения низкого напряжения и основные параметры их элементов 16
1.2. Нагрузки элементов системы электроснабжения 22
1.2.1. Расчет значения зимнего суточного максимума 22
1.2.2. Типовые графики колебания электрических нагрузок... 26
1.3. Требования нормативных документов по выбору параметров элементов городских систем электроснабжения низкого напряжения 28
1.3.1. Выбор сечений жилы проводников 29
1.3.2. Выбор числа и мощности трансформаторов 34
1.4. Обзор существующих математических моделей и методик
выбора параметров элементов городских систем электроснабжения 37
Выводы по первой главе 43
ГЛАВА 2. Исследование параметров элементов существующих городских систем электроснабжения низкого напряжения 44
2.1. Структура и основные характеристики городской системы электроснабжения (г.Комсомольск-на-Амуре) 44
2.2. Трансформаторные подстанции и трансформаторы 45
2.3. Кабельные линии 0.4 кВ . 48
2.4. Анализ нагрузок элементов городской системы электроснабжения низкого напряжения 51
2.4.1. Анализ максимальных нагрузок жилых домов 52
2.4.2. Анализ нагрузок кабельных линий 0.4 кВ 55
2.4.3. Анализ нагрузок трансформаторных подстанций и трансформаторов в них 56
2.4.4. Общий анализ нагрузок 57
2.5. Анализ потерь в элементах городской системы электроснабжения низкого напряжения 58
2.5.1. Анализ потерь в кабельных линиях 58
2.5.2. Анализ потерь в понижающих трансформаторных подстанциях 60
2.5.4. Общий анализ потерь.' 61
2.6. Анализ соответствия параметров элементов существующих городских систем электроснабжения низкого напряжения нормативным рекомендациям 62
2.6.1. Анализ соответствия сечения жилы кабеля 62
2.6.2. Анализ соответствия выбора мощности понижающих трансформаторных подстанций и трансформаторов в них 63
Выводы по второй главе 66
ГЛАВА 3 Задача выбора оптимальных параметров элементов городских систем электроснабжения низкого напряжения и метод её решения 67
3.1. Постановка задачи и выбор целевой функции 67
3.2. Математическая модель 70
3.3. Вычисление потерь в элементах городской системы электроснабжения низкого напряжения 72
3.3.1 Влияние нагрева проводника под воздействием тока на величину джоулевых потерь в нем 73
3.3.2. Вычисление потерь электроэнергии в кабельных линиях 80
3.3.3. Вычисление потерь электроэнергии в понижающих трансформаторах 82
3.3.4. Полные потери электроэнергии в городской системе электроснабжения низкого напряжения 83
3.4. Алгоритмы поиска оптимальных параметров элементов существующих городских систем электроснабжения низкого напряжения 85
3.4.1. Алгоритм определения длины и местоположения кабельных линий от понижающей трансформаторной подстанции до точки ввода потребителя 85
3.4.2. Алгоритм поиска оптимального местоположения понижающей трансформаторной подстанции и оптимальных параметров элементов городских систем электроснабжения низкого напряжения 87
3.5. Оценка погрешности решения 89
Выводы по третьей главе 94
ГЛАВА 4. Исследование влияния параметров нагрузки и стоимостных показателей электроэнергии на выбор параметров элементов существующих городских систем электроснабжения низкого напряжения 95
4.1. Обоснование параметров нагрузки городских систем электроснабжения низкого напряжения для расчетного исследования 95
4.2. Результаты расчета параметров элементов городских системэлектроснабжения низкого напряжения на основании нормативных рекомендаций 98
4.3. Результаты расчета параметров элементов городских систем электроснабжения низкого напряжения на основании решения оптимизационной задачи и их анализ 99
4.4. Рекомендации по выбору оптимального сечения жилы кабельной линии 106
4.5. Рекомендации по выбору оптимальной мощности и числа трансформаторов трансформаторных подстанций и числа подключений нагрузок к трансформаторам 113
4.6. Анализ экономической эффективности выбора параметров элементов городских систем электроснабжения низкого напряжения по предлагаемым рекомендациям 116
Выводы по четвертой главе 118
Заключение 119
Список использованных источников 121
Приложения 134
- Городские системы электроснабжения низкого напряжения и основные параметры их элементов
- Анализ максимальных нагрузок жилых домов
- Влияние нагрева проводника под воздействием тока на величину джоулевых потерь в нем
- Обоснование параметров нагрузки городских систем электроснабжения низкого напряжения для расчетного исследования
Введение к работе
Актуальность работы обусловлена ростом стоимости электроэнергии и элементов городских систем электроснабжения: кабелей, понижающих трансформаторных подстанций и понижающих трансформаторов. Существующие методики по выбору параметров элементов системы электроснабжения были разработаны более 30 лет назад и не учитывают изменения стоимости электроэнергии и оборудования и поэтому не могут обеспечить минимум затрат на сооружение и эксплуатацию системы электроснабжения в современных экономических условиях. Для формулирования новых рекомендаций по выбору параметров элементов требуется провести уточнение зависимостей оптимальных параметров элементов от параметров потребителей.
Вопросам выбора параметров городских систем электроснабжения посвящены работы многих авторов, например, Хрущова В.М., Козлова В.А., Железко Ю.С, Мельникова Н.А., Идельчика В.И., Говорова Ф.П., Болотова В.В. и др.
Основоположником теории оптимизации городских систем электроснабжения в отечественных условиях является профессор В.М.Хрущов, предложивший в свое время общие принципы оптимизации электрических сетей, не утративших свою актуальность и по настоящее время.
Современные критерии выбора параметров систем электроснабжения городов основаны на рекомендациях Минэнерго СССР и изложены в инструкции по проектированию городских электрических сетей - РД 34.20.185-94. В данных критериях осуществляется раздельный выбор параметров кабельных линий и понижающих трансформаторных подстанций.
Выбор сечения жилы кабеля осуществляется по критерию экономического сечения, ставящего в зависимость оптимальное сечение жилы от максимума передаваемой мощности и числа часов максимума в год.
Выбор мощности понижающей трансформаторной подстанции и числа трансформаторов в ней осуществляется в зависимости от поверхностной плотности нагрузки, определяемой по суммарной пиковой нагрузке потребителей питаемого района с учетом совпадения максимумов.
Выбор местоположения понижающей трансформаторной подстанции осуществляется в центре электрических нагрузок с учетом градостроительной планировки и возможности прокладки кабельных линий.
Используемые в приведенных критериях укрупненные показатели нагрузок потребителей - число часов использования максимума и поверхностная плотность нагрузки - ограничивают при выборе параметров системы электроснабжения использовать данные по суточным и сезонным колебаниям нагрузки различных потребителей.
Альтернативная методика выбора параметров элементов городских систем электроснабжения основана на технико-экономических расчетах при которых различные варианты сравниваются по значению функции приведенных затрат, с учетом роста стоимости электроэнергии. При этом задача определения оптимальных значений параметров элементов системы электроснабжения является нелинейной оптимизационной задачей со сложной целевой функцией.
Исходными данными задачи являются место размещения потребителей на плане района, их нагрузка, которая, как правило, задается ступенчатым графиком с осреднением по получасам. Ограничениями задачи являются градостроительные нормы по размещению элементов на плане города, требования по качеству и безопасности электроснабжения.
Решением задачи являются значения параметров элементов городской системы электроснабжения: места размещения элементов на плане города, сечения жилы кабельных линий, число и мощность понижающих трансформаторных подстанций и трансформаторов в них.
Дискретность многих характеристик элементов системы электроснабжения и сложность аналитического описания зависимости
значения целевой функции от значений параметров элементов делает невозможным построение аналитического решения в строгой математической постановке. Кроме того, для экономического обоснования эффективности рекомендаций по выбору параметров элементов сети необходимо также учитывать рост стоимости электроэнергии и изменения стоимости оборудования.
Таким образом, задача определения оптимальных значений параметров элементов городской системы электроснабжения низкого напряжения должна решаться с использованием всей полноты имеющейся информации и существующих математических моделей элементов сети с учетом всех факторов, которые могут оказать существенное влияние на результаты расчетов.
Следовательно, проведение исследований по выявлению характера зависимости оптимальных значений параметров элементов системы электроснабжения городов от исходных данных является актуальным и позволит сформулировать рекомендации по выбору значений параметров элементов, обеспечивающих снижение суммарных приведенных затрат на сооружение и эксплуатацию системы электроснабжения на этапе ее проектирования.
Целью работы является разработка эффективных в современных экономических условиях рекомендаций по выбору параметров элементов городских систем электроснабжения низкого напряжения - сечений жилы кабельных линий, числа, мощности и местоположения понижающих трансформаторных подстанций и числа трансформаторов в них -обеспечивающих минимум функции приведенных затрат на сооружение и эксплуатацию системы электроснабжения.
Для достижения поставленной цели решались следующие задачи:
Городские системы электроснабжения низкого напряжения и основные параметры их элементов
Город является крупным потребителем электрической энергии, электроснабжения потребителей которого осуществляется системой электроснабжения, являющейся совокупностью электрических станций, понижающих и преобразовательных подстанций, питающих и распределительных линий и электроприемников [1]. Городская система электроснабжения обеспечивает снабжение электроэнергией технологических процессов коммунально-бытовых, промышленных и транспортных потребителей города и частично в пригородной зоне [2].
Мощность и структура городской системы электроснабжения зависит от числа и мощности городских потребителей, их расположения на плане города и, в общем случае, сложность структуры ГСЭ напрямую зависит от размера города [3]. Общие требования к структуре ГСЭ, с одной стороны, аналогичны общим требованиям к электрическим системам [4], с другой стороны, имеют свою специфику, заключающейся в применении по возможности простых схем с минимальным количеством электрооборудования, часть которого работает в помещениях без отопления.
В общей структуре системы электроснабжения города потребители электроэнергии разделяются на три категории в зависимости от требований надежности электроснабжения. При рассмотрении надежности электроснабжения коммунально-бытовых потребителей к соответствующей категории относят, как правило, отдельные электроприемники или группы электроприемников, характеризующиеся одинаковыми требованиями к надежности электроснабжения.
Электроприемники относятся к первой категории, если перерыв в электроснабжении может повлечь за собой опасность для жизни людей или нарушение функционирования особо важных элементов городского хозяйства. Электроприемники этой категории обеспечиваются электроэнергией от двух независимых источников, и перерыв их электроснабжения допускается только на время автоматического восстановления питания.
Электроприемники относятся ко второй категории, если перерыв электроснабжения может привести к нарушению нормальной деятельности значительного количества городских жителей. Электроприемники этой категории обеспечиваются электроэнергией от двух независимых взаиморезервирую-щих источников. Электроприемники относятся к третьей категории, если они не могут быть отнесены ни к первой, ни ко второй категории. Электроприемники этой категории обеспечиваются электроэнергией от одного источника питания. Для электроснабжения городских потребителей применяются различные типы распределительных сетей [1]: - радиально-магистральные без резервирования линий и трансформаторов; - петлевые неавтоматизированные; - радиально-магистральные автоматизированные с резервированием линий и трансформаторов; - сложнозамкнутные. Радиально-магистральные распределительные сети без резервирования линий и трансформаторов характеризуются наименьшими капиталовложе 18 ниями из-за отсутствия резервирования элементов сети и выбора параметров всех элементов сети только по условиям нормального режима работы. В случае повреждении любой линии или трансформатора электроснабжение потребителей прерывается на время определения места повреждения, выполнения ремонтных работ и последующих оперативных действий. Как правило, такие сети применяются для электроснабжения потребителей III категории. Петлевые неавтоматизированные распределительные сети выполняются, как правило, с одним или двумя понижающими трансформаторными подстанциями (ПТП), с размыканием в нормальном режиме петлевой линии на одной из ПТП. Электроснабжение потребителей в такой сети является более надежным по сравнению с первой схемой, поскольку электроснабжение прерывается только на время определения места повреждения и оперативных переключений, осуществляемых эксплуатационным персоналом. В современных городских условиях такие сети являются наиболее распространенными при электроснабжении потребителей II и III категории. Радиально-магистральные автоматизированные распределительные сети с резервированием линий и трансформаторов выполняются обычно кабельными линиями с одно- или двухтрансформаторными ПТП. Электроснабжение потребителей такой распределительной сети не прерывается при повреждении одной из линии или трансформатора. Повышенная надежность делает данные сети пригодными для электроснабжения потребителей II категории, а при выполнении дополнительных условий на вводно-распределительное устройство - потребителей I категории. Также считается целесообразными применение данных сетей в районах, в которых по технико-экономическим показателям целесообразно применение двухтрансформатор-ных ПТП. Сложнозамкнутные распределительные сети характеризуются значи 19 тельными капиталовложениями и повышенными требованиями к технической эксплуатации. Не смотря на минимальную стоимость потерь электроэнергии и высокое качество напряжения, такие сети имеют высокую сложность и стоимость, поэтому ограниченно применяются в городских условиях. Для малых и средних городов с населением до 500 тыс. жителей основным видом потребителей являются жилые дома до 10 этажей, которые по надежности электроснабжения относятся к электропотребителям III категории [1]. Поэтому распределительные сети .жилых районов чаще выполняются по типу радиально сетей без резервирования линий и трансформаторов. С целью повышения надежности электроснабжения распределительные сети также могут выполняться по типу петлевых неавтоматизированных распределительных сетей. Но поскольку такой тип сети в нормальных режимах работы разомкнут, то в рамках вопроса проектирования сетей и выбора оптимальных параметров, не нарушая общности, можно считать типовым для городских сетей малых и средних городов применение радиально-магистральных схем электроснабжения. Городская распределительная сеть низкого напряжения вне зависимости от применяемой схемы характеризуется параметрами применяемого оборудования - типом понижающей трансформаторной подстанции (ПТП), мощностью понижающих трансформаторов (ТП), сечением, длиной и местоположением на плане города кабельных и воздушных линий. Каждый элемент сети имеет собственный набор характеристики, рассмотренный ниже.
Анализ максимальных нагрузок жилых домов
Для оценки нагрузок трансформаторных подстанций и трансформаторов в них был проведен анализ 11 598 результатов замеров силы тока по фидерам 367-ми ПТП в период зимнего годового максимума. Результаты анализа были сопоставлены с базой данных по трансформаторным подстанциям и трансформаторам в них.
На основании полученных данных были рассчитаны максимальные коэффициенты нагрузки Ртах/РНом трансформаторов. Гистограмма распределения трансформаторов по коэффициенту нагрузки представлена на рис.2.12 трансформатора не превышает 40%. Среднее значение коэффициента нагрузки в период зимнего максимума составляет 21.3%. Учитывая, что при летнем сезонном снижении нагрузки потребителей коэффициент нагрузки также снижается, можно сделать вывод, что в настоящее время трансформаторы для городских электрических сетей выбираются с большим запасом мощности, что приводит к дополнительным потерям в трансформаторах и росту стоимости сетей.
Из результатов исследований нагрузок в распределительных сетях следует, что действительные значения нагрузок жилых многоэтажных домов и значения, полученные на основании расчетов по методике нормативных документов [2, 13] согласуются между собой и, следовательно, нормативная методика определения нагрузки жилых домов соответствует современным условиям.
Согласно проведенным исследованиям, элементы городских систем электроснабжения нагружены в целом меньше, чем предполагается нормативными документами [4, 6, 11, 13] по выбору значений параметров элементов ГСЭ. При этом кабельные линии нагружены в 1.6, а понижающие трансформаторы в 2 раза ниже рекомендуемых норм. По предельно допустимой нагрузке распределительные сети нагружены в целом в 2-3 раза меньше предельно допустимых значений нагрузок, при этом кабели в среднем нагружены в 3, а понижающие трансформаторы - в 2.5 раза ниже максимально допустимой нагрузки.
Недостаточная нагрузка элементов, с одной стороны, снижает суммарные потери, а с другой стороны, стоимость сооружения данных распределительных сетей фактически получается завышенной. Снижение мощности применяемых в сети понижающих трансформаторов позволит повысить коэффициент нагрузки, что приведет как к снижению потерь при трансформации, так и стоимости сети. Для кабельных линий уменьшение сечения и, как следствие снижение их стоимости, приводит к увеличению потерь, поэтому для кабельных сетей необходимы дополнительные технико-экономические расчеты по определению эффективного сечения, при котором бы достигался минимум суммарных приведенных затрат.
Поскольку распределительные сети проектируются с учетом роста потребностей на энергоресурсы, на основании недостаточной загруженности элементов сетей можно сделать вывод, что фактический рост нагрузки меньше, чем предполагалось на стадии проектирования существующих сетей.
Для оценки величины реальных потерь в распределительных сетях был проведен анализ результатов замеров силы тока по фидерам ПТП в период с 03.01.1999 по 04.01.2003. Всего анализу было подвергнуты результаты более 5 тысяч замеров, приходящихся на период зимнего годового максимума. Результаты анализа были сопоставлены с базой данных по кабелям и потребителям.
Для расчета потерь в распределительной сети 0.4кВ использовались результаты замеров силы тока по фидерам, данные о сечение и длине кабелей.
Расчет потерь (в % от передаваемой мощности) производился по каждой фазе без учета взаимовлияния жил кабеля. Сопротивление токопроводящей жилы переменному току было взято по справочным данным при температуре 20С.
Влияние нагрева проводника под воздействием тока на величину джоулевых потерь в нем
Автоматизация решения данной задачи, и, следовательно, связанной с ней задачей определения длин кабелей от ПТП к потребителям, возможна при использовании теории графов.
Для этого зоны на территории квартала, запрещенные для прокладки кабелей, описываются в виде односвязных многоугольников. Тогда задача о размещении кабельных линий на территории квартала может быть сведена к уже известной в теории графов задаче поиска кратчайшего расстояния в лабиринте. Для этого лабиринт представляется в виде нагруженного неориентированного графа: точка размещения ПТП, точки ввода потребителей, вершины многоугольников являются вершинами графа, стороны многоугольников - ребрами графа. Дополнительные ребра в графе - это все возможные прямые соединения между вершинами, не имеющие общих точек с внутренними точками многоугольников запретных зон. Вес каждого ребра есть расстояние на местности между двумя соответствующими вершинами. Тогда, участком прокладки кабельной линии на плане квартала будет являться набор ребер, определяющих минимальный маршрут в графе из начальной вершины, соответствующей точке размещения ПТП, в конечную вершину - точку ввода потребителя. Длина кабельной линии равна длине такого маршрута. Определение минимального маршрута является стандартной задачей в теории графов и может быть успешно решена применением алгоритма «фронт волны». Таким образом, представление геометрии квартала в виде нагруженного неориентированного графа позволяет автоматизировать решение задачи о выборе места размещения и вычисления длин кабельных линий от произвольного места размещения ПТП на плане квартала до точек ввода потребителей с учетом требований существующих нормативных документов. 3.4.2. Алгоритм поиска оптимального местоположения понижающей трансформаторной подстанции и оптимальных параметров элементов городских систем электроснабжения низкого напряжения Переменные величины функционала (3.3), являющегося целевой функцией задачи поиска оптимального местоположения ПТП и оптимальных параметров элементов распределительных сетей, являются дискретными величинами, из которых только координаты местоположения ПТП можно рассматривать как непрерывную величину, в то время как число, мощность трансформаторов и сечения кабелей принимают значения из конечного множества табличных значений. Это означает, что данную задачу возможно решить путем перебора всех возможных сочетаний значений переменных величин и выбора среди них по критерию минимальности принимаемого функционалом значения. Однако поскольку таких вариантов сочетаний значений переменных величин слишком много (хотя и конечно), решение задачи представляет определенную вычислительную сложность. При определенной предварительной оптимизации алгоритма возможно существенное сокращение рассматриваемых вариантов и, следовательно, снижение вычислительной сложности. Снижение числа рассматриваемых вариантов мест расположения ПТП возможно за счет ограничения точности определения координат оптимальной точки. С точки зрения практической применимости результатов, нет необходимости определения местоположения ПТП с точностью более 1 метра, поэтому достаточно покрыть территорию квартала прямоугольной сеткой с шагом 1 метр, узлы которой будут являться множеством возможных точек размещения ПТП. Большое сокращение числа рассматриваемых вариантов размещения ПТП возможно путем применения алгоритма покоординатного спуска, позво 88 ляющего производить поиск точки экстремума последовательным приближением. Основным недостатком алгоритма покоординатного спуска является отсутствие возможности отличить точку локального экстремума от точки экстремума в области. Использование нескольких начальных точек, расположенных достаточно далеко друг от друга позволяет снизить риск получения локального минимума, однако приводит к увеличению объема вычислений и, следовательно, снижает ценность применяемого метода. Особенностью задачи поиска оптимального месторасположения ПТП является малое число возможных локальных экстремумов, поскольку при расположении потребителей в углах выпуклого многоугольника имеется ровно одна точка внутри данного многоугольника являющаяся точкой экстремума. Использование вышеуказанной особенности задачи позволяет достоверно найти точку глобального экстремума целевой функции в области любой сколь угодно сложной конфигурации. Для этого область разделяется на выпуклые множества, в каждом из которых производится поиск точки экстремума и, в случае нескольких таких точек, среди них выбирается наилучшая. На каждом шаге метода покоординатного спуска необходимо вычислять значение целевой функции. В задаче поиска оптимального местоположения ПТП и оптимальных параметров элементов распределительной сети в качестве целевой функции выступает функционал с переменными являющимися целевыми параметрами задачи. Поэтому в процессе вычисления значения функционала также требуется решать оптимизационную задачу. Как говорилось выше, параметры задачи - число, мощность трансформаторов и сечения кабелей - являются дискретными величинами принимающие табличные значения. Поэтому подбор оптимальных значений данных параметров осуществляется методом полного перебора всех возможных сочетаний их значений и то сочетание значений считается оптимальным, которое дает наименьшее значение целевой функции. Общая блок-схема алгоритма поиска оптимального местоположения ПТП и оптимальных параметров элементов распределительной сети приведена на рис. 3.4.
Обоснование параметров нагрузки городских систем электроснабжения низкого напряжения для расчетного исследования
Общие результаты расчета параметров элементов городских электрораспределительных сетей на основании нормативных рекомендаций, характеризуются значениями целевой функции от 0.033951 до 1.0483 при среднем значении 0.2108.
В нормативных методиках отсутствуют стоимостные показатели электроэнергии и электрооборудования, поэтому на выбор мощности ТП влияют только значения мощности нагрузок и расстояния между потребителями.
При выборе значения сечения кабеля по нормативным рекомендациям на основании критерия экономической плотности тока учитываются только значения мощности нагрузок. Стоимостные показатели электроэнергии и электрооборудования в нормативных методиках являются скрытыми в значениях коэффициентов и общих рекомендациях, а потому не могут быть скорректированы к текущей экономической ситуации. При выборе параметров элементов городской электрораспределительной сети на основании нормативной методики суммарная стоимость оборудования сети составляет от 2.6% до 85.7% значения функции относительных приведенных затрат при среднем значении 28%; стоимость приведенных суммарных потерь электроэнергии, соответственно, составляет от 14.3% до 97.4% значения функции относительных приведенных затрат при среднем значении 72%. Большой разброс доли стоимостей оборудования и приведенных затрат в значении целевой функции не позволяет однозначно определить приоритет одной из долей. Общие результаты расчета параметров элементов городских распределительных сетей при всех комбинация варьируемых параметров, описанных выше, характеризуются следующими показателями: - интервал значений целевой функции - от 0.033946 до 0.654106 при среднем значении 0.1573; - интервал вклада суммарной стоимости оборудования и стоимости сооружения сетей в значение целевой функции от 3.2% до 77.8% при среднем значении 25.7%; - интервал вклада стоимости суммарных приведенных потерь в значение целевой функции от 22.2% до 96.8% при среднем значении 74.3%. Из полученных расчетных результатов следует, что оптимальные параметры сети невозможно определять только лишь через стоимость оборудования или стоимость потерь. Сопоставимый вклад в значение целевой функции обеих составляющих (стоимость оборудования и стоимость суммарных потерь электроэнергии в элементах сети) подтверждает комплексность задачи и необходимость применения нового подхода к решению задачи об определении оптимальных значений параметров городских электрораспределительных сетей. При расчетах было сопоставлено значение целевой функции для случаев одного и двух трансформаторов в ПТП. Из всех вариантов, только в 16% случаев двух-трансформаторные подстанции оказались выгоднее одно-трансформаторных. Двух-трансформаторные подстанции выгоднее одно трансформаторной в тех случаях, когда добавочные суммарные приведенные затраты в кабельных линиях, возникающие при подключении удаленных потребителей меньше разности в стоимости здания одно- и двух-трансформаторной подстанции. Как показал анализ, такая ситуация является характерной для городских распределительных сетей при малом числе подключений к одному трансформатору (1-3) и при конечной мощности потребителя менее 200 кВт. Но поскольку в вариантах двух-трансформаторных подстанций снижение значения целевой функции по сравнению с аналогичным вариантом одно-трансформаторной подстанции составляет от 0.001% до 12.8% при среднем значении 3.5%. По результатам расчетов оптимальной мощности ТП следует отметить, что среди оптимальных значений отсутствуют мощности 63, 100 и 160 кВА, что позволяет сделать вывод об их неэффективность в рассматриваемых интервалах значений исходных данных городских электрораспределительных сетей. Анализ взаимного влияния величины начальной мощности потребителей и оптимального значения мощности трансформатора не выявил существенной корреляционной зависимости между данными величинами. Диаграмма относительной частоты мощностей ТП при различных значениях мощности потребителя приведена на рис.4.1. Анализ взаимного влияния величины конечной мощности потребителей и оптимального значения мощности трансформатора не выявил наличия явной корреляционной зависимости между данными величинами: для каждого интервала значений конечной мощности потребителя соотношения частот оптимальной мощности трансформатора примерно сохраняется. Исключением являются два интервала мощности: в интервале 150-190 кВт преимущественно является оптимальным трансформатор мощности 400 кВт, а в интервале 190-240 - трансформатор мощности 250 кВт.
