Содержание к диссертации
Введение
ГЛАВА 1. Системная методология и методы решения задач сокращения потерь электроэнергии в региональной ЭЭС 15
1.1. Инженерно —экономический подход к управлению процессами сокращения потерь ЭЭ в сетях 15
1.2. Обзор существующих инженерных методов получения информации о потерях ЭЭ в сетях 19
1.3. Организационно — экономические задачи оптимального управления техническим обслуживанием и капитальным ремонтом сетей в составе АСУ региональной ЭЭС 33
1.4. Нерешенные проблемы и постановка задач исследования 40
ГЛАВА 2. Совершенствование математического моделирования и информационной технологии в экономике энергосбережения в сетях ЭЭС 48
2.1. Принципы и методы измерения экономической эффективности сокращения потерь ЭЭ в сетях региональной ЭЭС 48
2.1.1. Основные принципы оценки экономического эффекта от сокращения потерь ЭЭ 48
2.1.2. Методика оценки экономической эффективности текущих мероприятий по снижению потерь ЭЭ в сетях 53
2.2. Экономическая оптимизация планов и графиков ТО и КР распределительных сетей на основе системного подхода 58
2.2.1. Роль геоинформационных систем (ГИС) для реализации АСУ региональной ЭЭС 58
2.2.2. Классификация и паспортизация энергетических объектов для АСУ на основе ГИС 65
2.2.3. Модели и методы экономической оптимизации планов ТО и КР электроэнергетических сетей 78
ГЛАВА 3. Применение математических методов и информационной технологии для совершенствования системы управления АО КЧЭ 84
3.1. Краткая характеристика региональных особенностей эксплуатации ЭЭС АО КЧЭ 85
3.2. Совершенствование инженерно —экономических методов расчёта и нормирования потерь электроэнергии в АО КЧЭ 94
3.2.1. Сравнительная оценка методов и автоматизация расчётов потерь ЭЭ в сетях НО кВ и выше 94
3.2.2. Совершенствование методов расчётов и нормирования потерь ЭЭ в сетях 6 — 35 кВ 108
3.3. Технико —экономический смысл и метод выделения потерь от межсистемных и транзитных перетоков 119
3.4. Экономическая оптимизация мероприятий по снижению потерь ЭЭ в сетях АО КЧЭ 125
3.4.1. Возможность оптимизации за счёт улучшения структурных параметров сети ЭЭС 125
3.4.2. Оптимизация за счёт управления режимными характеристиками эксплуатации сети 130
3.4.3. Оптимизация состава и очередности проведения работ по ТО и КР сети 137
Выводы и предложения 146
Список использованной литературы 149
Приложения 172
Список сокращений 188
- Обзор существующих инженерных методов получения информации о потерях ЭЭ в сетях
- Основные принципы оценки экономического эффекта от сокращения потерь ЭЭ
- Классификация и паспортизация энергетических объектов для АСУ на основе ГИС
- Сравнительная оценка методов и автоматизация расчётов потерь ЭЭ в сетях НО кВ и выше
Введение к работе
Актуальность темы исследования
Энергетика всегда была стержневой отраслью любой экономики. Нестабильный характер общественно —
экономических процессов в России в период становления рыночных отношений отразился и на энергетике, со всей остротой поставил вопросы экономичности и надёжности энергообеспечения всех сфер экономики и коммунального хозяйства страны. Достаточно сказать, что энергоёмкость национального дохода в нашей стране почти в два раза превышает этот показатель в развитых странах. В электроэнергетике возникли новые экономические проблемы, связанные с неплатежами, нехваткой оборотных средств, износом оборудования и энергосетей, недостатком средств на их эксплуатацию, техническое обслуживание, капитальный ремонт и реконструкцию. Как результат этого — резкое возрастание потерь мощности и электроэнергии (ЭЭ) на всех этапах её производства, транспортировки и использования. Потери ЭЭ в электрических сетях в настоящее время составляют 12—13% (около 200 млрд. кВт. ч. в год) и соизмеримы с количеством ЭЭ, потребляемой за год такими отраслями, как транспорт и сельское хозяйство. Потери в сетях Минтопэнерго в последние годы составляют около 9% от ЭЭ, отпущенной в сеть.
Большой резерв сокращения потерь ЭЭ (по расчётам специалистов [5, 6], около 15 — 20 млрд. кВт. ч. в год) заключается
в оптимизации структурных и режимных параметров работы региональных энергосистем, в совершенствовании средств и методов учёта и нормирования ЭЭ, оптимизации инженерных и организационных решений по сокращению потерь в сетях.
Проведённый нами анализ инженерных и экономических проблем, связанных с потерями мощности и ЭЭ в электроэнергетических сетях (ЭЭС) показал, что для использования этого резерва необходимо решить ряд научных и прикладных задач, лежащих на стыке инженерии и экономики.
Экономические показатели эффективности ЭЭС
непосредственно зависят от технической надёжности работы её элементов, и здесь важную роль играет научное обоснование инженерных и организационных решений, повышающих параметры надёжности.
Экономическая эффективность эксплуатации электроэнергетических сетей при данном техническом уровне может возрастать лишь до определённого предела за счёт сокращения потерь ЭЭ, так как некоторый уровень технических потерь неизбежен. Чётко установить эту закономерность — инженерно —экономическая задача.
Вариации величины технических потерь определяют изменения уровня себестоимости ЭЭ для ЭЭС, а величины коммерческих потерь в распределительных сетях и у потребителей — изменения суммарной выручки за отпущенную ЭЭ. Таким образом, влияние на интегральный экономический показатель — величину суммарной прибыли ЭЭС — у этих видов потерь оказывается различным. Разделить и правильно учесть эти факторы формирования экономических показателей — важная инженерно — экономическая задача.
Потери в региональных сетях на межсистемные и транзитные перетоки ЭЭ должны быть выделены и учтены особо,
поскольку они весьма существенно снижают экономическую эффективность региональных ЭЭС. Эта проблема разграничения экономической ответственности также является инженерно — экономической задачей.
Определение экономической эффективности сокращения потерь ЭЭ за счёт увеличения точности измерений параметров и режимных характеристик, учёта их случайного характера связано с необходимостью совершенствования методов и средств инженерных решений и сопоставления связанных с этим затрат и стоимости сэкономленной ЭЭ.
Все эти инженерно —экономические задачи необходимо решать системно: с применением современных методов моделирования и расчётов, информационных технологий и ЭВМ в составе АСУ региональных ЭЭС.
Моделирование и экономико —математические методы в области электроэнергетики применялись и применяются достаточно широко. Методология и важные методические разработки по оптимизации энергетических систем изложены в работах Иркутской школы под руководством Макарова А. А. и Мелентьева Л. А. [149]. Вероятностные методы и стохастические экономико — математические модели в электроэнергетике,
учитывающие техническую надёжность и экономическую устойчивость работы ЭЭС, исследовались в работах Кардаша В. А. и Плющева Д. Б. [117], Кушнарева Ф. А. и Хлебникова В. К. [133], Непомнящего В. А. [183] и многих других авторов достаточно широко. Однако, как и в других областях приложений экономико —математических методов, здесь имеет место существенный пробел. В большинстве случаев основное внимание акцентируется на вопросах конструирования, анализа и численной реализации достаточно агрегированных оптимизационных или имитационных моделей. Вопросы же
полноты информационного обеспечения, достоверности и репрезентативности информации остаются недостаточно разработанными. Особенно это касается информации, требующей серьезных обоснований методов измерений, нормирования, инженерных расчётов. Между тем от научного обоснования самих методов подготовки информации, оценки её полноты и репрезентативности, стохастических её характеристик зависит прикладная ценность разрабатываемых экономико — математических методов и конкретных решений на их основе.
Системный принцип применения математических моделей и методов к проблеме сокращения потерь ЭЭ в сетях реализуется в наших исследованиях на основе общей модели управления ЭЭС (гтЭЗ) и предусматривает подробное инженерно— техническое обоснование информации о потерях ЭЭ в электроэнергетических сетях различного уровня.
В инженерной практике используется значительное количество методов и их программных реализаций, позволяющих рассчитывать величину потерь ЭЭ при решении тех или иных частных задач развития или управления режимами ЭЭС в различных условиях и с различной точностью.
Широко применяемые в настоящее время традиционные методы расчёта потерь ЭЭ не обеспечивают удовлетворительной точности инженерных расчётов для достоверной оценки эффективности мероприятий по снижению потерь, особенно для элементов схемы сети. Такое положение сложилось вследствие того, что в этих методах не предусмотрен учёт необходимой совокупности свойств нагрузок узлов. Это, в конечном счёте, приводит к тому, что практически любые методы в явном или неявном виде должны использовать различного рода допущения и ограничения, позволяющие формализовать алгоритм решения. Работа в условиях ЕЭС РФ сопровождается значительными
перетоками ЭЭ транзитом через сети региональных ЭЭС. Уже в 1990 году обмен мощностями между ЭЭС составил 25% всей выработки в ЕЭС. При этом возникает дополнительный технологический расход ЭЭ от транзитных перетоков (ТРП). В условиях полного хозрасчёта при стремлении энергосистем к снижению стоимости перетоков необходим гибкий механизм взаиморасчётов за межсистемные перетоки (МП) и ТРП. Выделение потерь от МП и ТРП важно для анализа эффективности внедрения мероприятий по снижению потерь (МСП) ЭЭ, так как величина этих потерь становится соизмеримой с величиной снижения потерь ЭЭ от внедрения мероприятий по снижению потерь в самой региональной системе.
Большой вклад в решение различных аспектов данной проблемы внесли ученые: Арутюнян А. А., Арзамасцев Д. А., Бартоломей П. И., Веников В. А., Воротницкий В. Э., Гераскин О. Т., Железко Ю. С, Казанцев В. Н., Каялов Г. М., Липес А. В., Мамедаров О. С, Идельчик В. И., Маркушевич Н. С, Пекелис В. Г., Поспелов Г. Е., Совалов С. А., Ухалов В. А., Сыч Н. М.( Шапиро И. Э., Щербина Ю. В., и другие. На базе их исследований разработано большое количество различных методов, математических моделей и программ. Однако, как показывает опыт эксплуатации, это не снижает актуальности дальнейших исследований как в направлении поиска новых, так и повышения эффективности существующих способов расчёта и снижения потерь ЭЭ, экономического обоснования соответствующих мероприятий.
Уровень потерь ЭЭ в значительной степени зависит от технического состояния электрических сетей и оборудования, которое, в свою очередь, определяет эффективность планирования и выполнения работ по техническому обслуживанию (ТО) и капитальному ремонту (КР).
В новых экономических и эксплуатационных условиях затраты на транспорт ЭЭ, ТО и КР электрических сетей постоянно растут, что делает актуальным внедрение автоматизированных систем управления (АСУ), новых методов, информационных технологий, геоинформационных систем (ГИС), современной компьютерной техники и сетей ЭВМ.
Актуальность, теоретическая и практическая значимость системного подхода к использованию экономико —
математических и инженерных моделей и методов в составе АСУ ЭЭС для решения проблемы сокращения потерь ЭЭ обусловили выбор темы диссертационного исследования.
Целью работы является разработка новых и совершенствование существующих моделей, методов расчётов и информационных технологий для повышения экономичности работы региональных ЭЭС в условиях АСУ.
Для достижения указанной цели были поставлены и решены следующие основные задачи:
1. Построить концептуальную экономико —математическую модель системного управления процессами развития и эксплуатации ЭЭС и на её основе дать научное обоснование необходимости органической увязки экономико —математических и инженерных моделей и методов для совершенствования информационных технологий в составе АСУ ЭЭС.
2. Выделить основные инженерно — экономические и организационно — экономические задачи повышения эффективности управления региональной ЭЭС путём сокращения потерь ЭЭ в сетях.
3. Разработать принципы и методы экономической оценки эффективности мероприятий по сокращению потерь ЭЭ в сетях.
4. Разработать модели оптимизации планов ТО и КР по критериям комплексной экономической эффективности сокращения потерь ЭЭ в сетях.
5. Исследовать факторы и оценить погрешности результатов учёта и расчётов потерь ЭЭ различными методами и разработать методы, позволяющие подразделять потери по факторам и рассчитывать потери ЭЭ с минимальными погрешностями при имеющейся исходной информации.
6. Усовершенствовать алгоритм построения нормативных характеристик потерь ЭЭ (НХПЭ) и оценить интервал неопределённости технических потерь.
7. Разработать методики, алгоритмы и программное обеспечение для выделения потерь мощности и ЭЭ от МП и ТРП и дать рекомендации по снижению погрешностей расчётов.
8. Определить предельные небалансы ЭЭ по каждой подстанции и по ЭЭС в целом для выявления недопустимо высоких коммерческих потерь и разработать наиболее эффективные рекомендации по реальному снижению потерь ЭЭ в АО КЧЭ.
9. Разработать системный подход к классификации и паспортизации энергетических объектов для АО КЧЭ и предложения по совершенствованию управления ТО и КР распределительных сетей (PC) в новых экономических и эксплуатационных условиях.
Методы исследований. Все теоретические исследования проводились с применением системного подхода, математических моделей и информационных технологий, ПЭВМ. В основу разработанных моделей и методик положены методы теории вероятностей и математической статистики, теории регрессионного анализа, теории планирования активных экспериментов, теории погрешностей и метода статистических испытаний, теории принятия решений, динамическое программирование.
Научную новизну работы представляют следующие её результаты:
1. Впервые разработана концептуальная экономико — математическая модель управления ЭЭС, в структуре которой отражено системное влияние мероприятий по сокращению потерь ЭЭ на экономическую эффективность её функционирования и развития.
2. Впервые сформулированы основные проблемы сокращения потерь ЭЭ в сетях региональных ЭЭС как инженерно — экономические задачи, решаемые в составе АСУ ЭЭС.
3. Впервые сформулированы принципы и предложены методы экономической оценки эффективности мероприятий по сокращению потерь ЭЭ в сетях, уточняющие факторы, формирующие затраты и эффект в стоимостных показателях.
4. Предложены оригинальные по критериям модели оптимизации экономической эффективности сокращения потерь ЭЭ при проведении ТО и КР.
5. Разработан ряд новых методик, алгоритмов и программ для инженерных расчётов, связанных с совершенствованием учёта, нормирования и выбора мероприятий по снижению потерь ЭЭ:
5а) методика оценки систематической составляющей погрешности учёта ЭЭ, вносимой измерительными
трансформаторами;
56) методика оценки структуры потерь ЭЭ, позволяющая определить интервал неопределённости технических потерь в ЭЭС, качество работы метрологической службы, допустимый интервал коммерческих потерь;
5в) алгоритм и программное обеспечение для выполнения оперативных расчётов потерь мощности в элементах сети по данным телеизмерений;
5г) алгоритм для оценки интервала неопределённости технических потерь в питающих сетях на основе множественного коэффициента корреляции;
5д) при построении регрессионной функции НХПЭ для конкретных параметров и конфигурации сети предложено применять метод планирования экспериментов и метод статистических испытаний.
6. Для питающих сетей региональной ЭЭС разработана тестовая модель, на основе которой выполнена оценка погрешностей применяемых в настоящее время методов для расчёта потерь ЭЭ.
7. Предложено использование интегральной количественной оценки технического состояния, "инженерно —экспертных" оценок, карт опроса, представления вероятности отказа оборудования через необходимые и имеющиеся у бригад комплексного ремонта ресурсы.
8. Выполнен анализ потерь ЭЭ в АО КЧЭ, проведены оптимизационные расчёты и даны рекомендации по их снижению.
Обоснованность и достоверность научных положений, выводов и рекомендаций. Обоснованность научных положений подтверждена корректностью принятых допущений и использованием системного подхода и математических методов, соответствующих характеру решаемых задач, а также соответствующими расчётами на ПЭВМ. Достоверность научных положений, выводов и рекомендаций подтверждена проверочными расчётами и результатами эксплуатации разработанных моделей, методик и программного обеспечения в реальной ЭЭС на основе повышенных требований к достоверности информации.
Практическая ценность работы. Разработанная методика обработки ежемесячных балансов ЭЭ по подстанциям региональной ЭЭС позволяет оперативно оценивать качество учёта ЭЭ, определять структуру и источники потерь ЭЭ. Предложенные в работе методы и модели позволяют оценить интервал, в котором находятся технические потери, и выделить величину коммерческих потерь, выбрать состав мероприятий, дающих максимальную дополнительную прибыль от сокращения потерь ЭЭ. Основные результаты, имеющие прикладную значимость, заключаются в следующем:
— рекомендовано использовать предложенные методы для расчёта потерь ЭЭ в питающих сетях АО КЧЭ, построены НХПЭ;
— выделены потери от ТРП в сетях АО КЧЭ, исследованы погрешности выделения потерь и даны рекомендации по их снижению;
— даны рекомендации по реальному снижению потерь ЭЭ в электрических сетях АО КЧЭ;
— предложен системный подход к классификации и паспортизации энергетических объектов и компьютерная технология управления ТО и КР.
Предложенные в работе методы, модели и программное обеспечение могут быть широко использованы в других ЭЭС для решения аналогичных задач.
Реализация результатов работы и внедрение. Полученные результаты диссертационной работы используются в АО КЧЭ. Они также включены в отчёты, выполняемые АСУ ЭНЕРГО по хоздоговорам.
На основе анализа информационных потоков, существующей системы управления электрическими сетями и структуры интегрированной базы данных выполнен проект локальной вычислительной сети (ЛВС) АО КЧЭ. В АСДУ КЧЭ переданы
разработанные автором алгоритмы и комплексы программ для ПЭВМ, позволяющие выполнять расчёты потерь ЭЭ различными методами, выполнять структурный анализ потерь ЭЭ, выделять потери ЭЭ от МП и ТРП и строить НХПЭ для питающих и PC с оценкой интервала неопределённости технических потерь.
Апробация работы и публикации. Основные результаты работы докладывались и обсуждались на конференции ICPST —94 (Китай, 1994 г.), XXV научно — технической конференции СтГТУ (Ставрополь, 1995 г.), 1-й научно —практической конференции КЧТИ (Черкесск, 1995 г.), а также на научном семинаре СтГТУ (Ставрополь, 1996 г.). Обсуждались на кафедрах информатики и вычислительной техники КИЭП (Кисловодск, 1997 г.) и кафедрах экономики и организации КИЭП (Кисловодск, 1998 г.). Результаты диссертационных исследований опубликованы в семи статьях, тезисах докладов и методических разработках автора.
Структура и объём работы. Диссертационная работа состоит из введения, трёх глав, выводов и предложений, списка использованной литературы и двух приложений. Объём 171 машинописные страницы основного текста, содержащего 20 рисунков, 37 таблиц. Список использованной литературы содержит 188 наименований отечественных и зарубежных источников.
Работа выполнена на кафедре информатики и вычислительной техники Кисловодского института экономики и права в рамках научной проблемы института: "Разработка математических методов и информационных технологий для решения гуманитарных проблем современного общества".
Обзор существующих инженерных методов получения информации о потерях ЭЭ в сетях
Практическая ценность работы. Разработанная методика обработки ежемесячных балансов ЭЭ по подстанциям региональной ЭЭС позволяет оперативно оценивать качество учёта ЭЭ, определять структуру и источники потерь ЭЭ. Предложенные в работе методы и модели позволяют оценить интервал, в котором находятся технические потери, и выделить величину коммерческих потерь, выбрать состав мероприятий, дающих максимальную дополнительную прибыль от сокращения потерь ЭЭ. Основные результаты, имеющие прикладную значимость, заключаются в следующем: — рекомендовано использовать предложенные методы для расчёта потерь ЭЭ в питающих сетях АО КЧЭ, построены НХПЭ; — выделены потери от ТРП в сетях АО КЧЭ, исследованы погрешности выделения потерь и даны рекомендации по их снижению; — даны рекомендации по реальному снижению потерь ЭЭ в электрических сетях АО КЧЭ; — предложен системный подход к классификации и паспортизации энергетических объектов и компьютерная технология управления ТО и КР. Предложенные в работе методы, модели и программное обеспечение могут быть широко использованы в других ЭЭС для решения аналогичных задач. Реализация результатов работы и внедрение. Полученные результаты диссертационной работы используются в АО КЧЭ. Они также включены в отчёты, выполняемые АСУ ЭНЕРГО по хоздоговорам.
На основе анализа информационных потоков, существующей системы управления электрическими сетями и структуры интегрированной базы данных выполнен проект локальной вычислительной сети (ЛВС) АО КЧЭ. В АСДУ КЧЭ переданы разработанные автором алгоритмы и комплексы программ для ПЭВМ, позволяющие выполнять расчёты потерь ЭЭ различными методами, выполнять структурный анализ потерь ЭЭ, выделять потери ЭЭ от МП и ТРП и строить НХПЭ для питающих и PC с оценкой интервала неопределённости технических потерь.
Апробация работы и публикации. Основные результаты работы докладывались и обсуждались на конференции ICPST —94 (Китай, 1994 г.), XXV научно — технической конференции СтГТУ (Ставрополь, 1995 г.), 1-й научно —практической конференции КЧТИ (Черкесск, 1995 г.), а также на научном семинаре СтГТУ (Ставрополь, 1996 г.). Обсуждались на кафедрах информатики и вычислительной техники КИЭП (Кисловодск, 1997 г.) и кафедрах экономики и организации КИЭП (Кисловодск, 1998 г.). Результаты диссертационных исследований опубликованы в семи статьях, тезисах докладов и методических разработках автора.
Структура и объём работы. Диссертационная работа состоит из введения, трёх глав, выводов и предложений, списка использованной литературы и двух приложений. Объём 171 машинописные страницы основного текста, содержащего 20 рисунков, 37 таблиц. Список использованной литературы содержит 188 наименований отечественных и зарубежных источников.
Работа выполнена на кафедре информатики и вычислительной техники Кисловодского института экономики и права в рамках научной проблемы института: "Разработка математических методов и информационных технологий для решения гуманитарных проблем современного общества".
Экономические показатели работы электроэнергетических систем (ЭЭС) за определённый период существенно зависят от величины потерь электроэнергии (ЭЭ) в источниках, узлах и на трассах питающих (ПС) и распределительных (PC) сетей.
В свою очередь, потери определяются характеристиками экономичности и надёжности инженерно —технических решений по структурным параметрам и эксплуатационных решений по режимным параметрам работы элементов ЭЭС. Эту связь управляющих стратегических и текущих решений в составе АСУ ЭЭС с интегральными экономическими показателями работы ЭЭС иллюстрирует рис. 1.1.
Прежде всего ясно, что круг организационных мероприятий и инженерно— технических решений, реализуемых в рамках АСУ ЭЭС, не исчерпывается только теми, которые непосредственно направлены на сокращение потерь мощности ЭЭ в узлах и ветвях электрических сетей. Так, экономическая эффективность эксплуатации электроэнергетических сетей при данном техническом уровне может возрастать за счёт снижения потерь ЭЭ лишь до определённого уровня. Некоторый чётко нормируемый уровень технических потерь совершенно неизбежен. Этот уровень может ограничиваться, с другой стороны, экономической целесообразностью: затраты, связанные с мероприятиями по снижению потерь, должны, по крайней мере, окупаться стоимостью сбереженной ЭЭ. Так что сбережение ЭЭ в пределах технически и технологически допустимых уровней должно осуществляться не любой ценой.
Основные принципы оценки экономического эффекта от сокращения потерь ЭЭ
Следует отметить, что хотя наиболее перспективными являются вероятностно —статистические методы, расчёты по интегральным характеристикам нагрузок в крупных региональных ЭЭС типа АО КЧЭ практически не возможны из-за сложности математического описания и недостаточной информационной обеспеченности. В связи с этим необходимы новые разработки для повышения эффективности существующих методик.
Особенность энергетики как отрасли народного хозяйства заключается в том, что выработка ЭЭ — показатель основной продукции отрасли и одновременно фактор, оказывающий наибольшее влияние на потери ЭЭ — постоянно изменяется и корректируется в зависимости от сложившихся условий. Также трудно выполнить на длительный период прогноз межсистемных перетоков (МП). Всё это делает показатель "потери ЭЭ" крайне неустойчивым с точки зрения его планирования и приводит к необходимости расчётов нормативных характеристик потерь электроэнергии (НХПЭ), причём необходимы НХПЭ для характерных расчётных периодов (РП). Для их анализа и расчётов строят расчётные модели НХПЭ.
Под моделью НХПЭ в общем случае понимается зависимость потерь ЭЭ от совокупности параметров, характеризующих техническое состояние и режимы работы ЭЭС за РП. Нормативом потерь ЭЭ (НП) называется значение потерь, определённое по модели НХПЭ при планируемых или фактических значениях её параметров. В первом случае получаем ожидаемый норматив потерь (НП), во втором — фактический. За каждый месяц НП определяется отдельно, а за любой период (квартал, полугодие, год) определяется путём суммирования нарастающим итогом нормативных значений за все месяцы этого периода.
Различают модели НХПЭ, построенные по расчётным данным [21, 42, 55, 57, 65] и по отчётным данным (15, 64] ЭЭС. Формула расчёта НХПЭ для системы имеет вид: где DWr — нормативное значение технических потерь; DWce3 — сезонная составляющая потерь ЭЭ.
Подход, основанный на построении модели НХПЭ по отчётным данным, не нашёл широкого распространения в ЭЭС, так как в НП входит и коммерческая составляющая. Составляющие модели НХПЭ, построенной по расчётным данным, представлены выражением (1.2). При этом существуют свои расчётные выражения для каждой составляющей (1.2). Неполнота информации при проведении расчётов по (1-2) учитывается теми или иными допущениями. В связи с этим для распределительных разомкнутых сетей в большинстве методов, применяемых в настоящее время, приняты две основные группы допущений, изложенных в [2, 13, 66]. В различных методах эти допущения принимаются в том или ином сочетании с добавлением ряда новых или исключением отдельных из вышеуказанных в зависимости от того, чем располагает реальная ЭЭС. Одним из первых по времени создания методов расчёта потерь ЭЭ в PC принято считать метод среднеквадратичного тока [66 —68], который предопределил развитие нескольких методик. В [67, 68] предложено определять значение среднеквадратичного тока 1СК через потоки ЭЭ по линии, с учётом вероятностного характера нагрузки. При этом среднеквад —ратичный ток вычисляется через среднее значение и дисперсию полного тока. Отсутствие полной информации о нагрузках узлов за весь расчётный период (РП) привело к. необходимости упрощения метода среднеквадратичного тока.
Метод расчёта потерь ЭЭ по времени потерь был разработан для проектных задач. Он основан на зависимости между 1ск и максимальным током нагрузки 1.чах- Использование таких методов приводит к погрешности расчёта /сл. до 20 — 30%, поскольку максимумы нагрузки по току отдельных линий могут не совпадать по времени с общесистемным максимумом.
Подход, изложенный в [69], позволяет учесть при вычислении максимальных потерь несовпадение максимумов активной и реактивной нагрузки. Однако значительно снизить погрешность расчёта за счёт уточнения не удаётся. Это обусловлено тем, что в PC низкая достоверность определения максимума нагрузки. Максимальная нагрузка распределительных линий определяется по данным контрольных замеров. В то же время максимум нагрузки линии, как правило, не совпадает с общесистемным максимумом, что в сочетании с ошибками приборов приводит к погрешности 1мах до 15%. Тем не менее по данным [40] этот метод расчёта нашёл применение почти в 40% ЭЭС страны.
Развитие детерминированных методов расчёта и анализа потерь ЭЭ привело к созданию методов, использующих обобщенные показатели: коэффициенты, определяемые формами графиков активной и реактивной мощности, эквивалентные напряжения сети [13] и некоторые другие.
В [50, 72, 73] предлагается параметры сети определить на основе вероятностно — статистических методов. Среднеквадратичная погрешность расчёта эквивалентного сопротивления Л.т по уравнениям регрессии не превосходит 6% при числе линий более 80 [50].
Классификация и паспортизация энергетических объектов для АСУ на основе ГИС
Основой ГИС являются электронные карты (планшеты) топоосновы различных масштабов (1:100000, 1:10000, 1:500). Карты получают в результате геодезической и аэро — фото съёмки.
Ввод топоосновы в ПЭВМ, как правило, выполняется с помощью сколки на специализированном оборудовании — дигитайзерах. Все ГИС используют векторный формат представления электронных карт.
Электронные карты, полученные в результате сканирования и векторизации, содержат большое количество ошибок и искажений, а трудозатраты на их доработку — векторизацию, нормализацию и привязку объектов к технологическим слоям, больше чем при сколке карт с помощью дигитайзера.
В настоящее время в США, Франции, Англии и других странах, имеющих 15 —20 —летний опыт использования ГИС, существуют единые электронные карты различных масштабов. В первую очередь электронные карты использовались для кадастровых целей, землепользования, управления городским хозяйством и энергетики. В Испании работа по созданию электронных карт была начата энергетическими компаниями, которые впоследствии получили значительную прибыль в результате их продажи. Государственная энергетическая компания Electricite de France International одним из направлений своей коммерческой деятельности также считает создание и распространение электронных карт. Российский опыт использования ГИС в энергетике составляет от трёх лет в кабельных сетях Ленэнерго до одного года в АО Мосэнерго и Калининградских электрических сетях. В Московских кабельных сетях попытка самостоятельной разработки ГИС потерпела неудачу, и данное направление было закрыто. Кабельные электрические сети С —Петербурга и Москвы и городские электрические сети (г. Калиниград МО) имеют значительные технологические и эксплуатационные особенности. Поэтому для АО КЧЭ был наиболее полезен опыт разработки и внедрения ГИС в предприятиях электрических сетей АО Мосэнерго. В 1994 г. АО Мосэнерго приобрело у разработчиков единые электронные карты для Москвы и области "МГП": карты г. Москвы (10000 формата) и 20% Московской области (100000 формата).
Электронные карты поставляются в векторном графическом формате системы AutoCAD (DWG) и в международном обменном формате AutoCAD (DXF), поддерживаемом всеми промышленными зарубежными и отечественными ГИС. Электронные карты содержат подробную геодезическую и картографическую информацию. На картах также нанесены подстанции, обозначенные специальными символами (,) и трассы линий 35 кВт и выше с указанием номинального напряжения.
Напряжение, номера, наименование подстанций и линий, какая —либо другая информация об энергетических объектах на картах отсутствует. Вопрос о способах использования электронных карт 100000 формата в АО Мосэнерго в настоящее время остаётся открытым. Более эффективным является использование карт 500 формата по трассе КЛ и ВЛ, находящихся на балансе энергосистемы.
Значительный положительный опыт использования различными технологическими службами карт 500 и 2000 формата накоплен кабельными сетями Ленэнерго и Калининградскими электрическими сетями (г. Калиниград МО). EDF также использует электронные карты в основном для распределительных сетей 0,38 —10 кВт. Использование карт 100000 масштаба целесообразно в качестве общего плана или чертежей верхнего уровня, от которого при необходимости можно автоматически перейти к чертежам нижнего уровня 2000 или 500 формата. Оптимальная структура ГИС должна включать в себя иерархическую систему технологически и программно связанных электронных карт различных форматов. Примеры такой структуры ГИС, разработанной и внедрённой на базе АО КЧЭ, приведены на рис. 2.3.
Подобная ГИС с иерархической структурой, разработанная Аозт НТФ "АСУ ЭНЕРГО", ВНИИЭлектроэнергетики совместно с ГНТП "Парус" (С — Петербург) внедрена в АО КЧЭ. Необходимо отметить, что электронные карты различных форматов также являются чертежами верхнего уровня для различных инженерных и технологических чертежей (см. рис. 2.4.). НТФ "АСУ ЭНЕРГО" и предприятие "КДУ" (ВНИИЭ) в 1994-1995 г.г. поставили АО КЧЭ необходимое для создания ГИС программное обеспечение. В 1995 г. ГИС успешно прошла 64 опытно — промышленную эксплуатацию. В настоящее время выполняются подготовительные работы для массового ввода топоосновы в ПЭВМ. Минимальная стоимость сколки с помощью дигитайзера одного планшета масштаба 1:500 составляет 16 долларов. Общие затраты на ввод в ПЭВМ тысячи пятисот планшетов по трассе сетей 6—10 кВт составляют 24000 долларов.
В настоящее время выполняются работы по вводу в ПЭВМ всех рабочих чертежей, используемых технологическими службами АО КЧЭ. На основе результатов опытно — промышленной эксплуатации принято решение о внедрении версии ГИС для операционной системы Windows, планируется использование современных графопостроителей (плотеров), позволяющих выполнять подготовку чертежей в цвете на листах формата А4, A3, А2, А1 (максимальный размер чертежа 883 на 579,12 мм).
Сравнительная оценка методов и автоматизация расчётов потерь ЭЭ в сетях НО кВ и выше
Перечень и состав объектов комплексного ремонта подписывается руководством РЭС и утверждается главным инженером предприятия.
Изменения состава объектов, образования новых объектов осуществляется на основании заявки РЭС на присоединение новых электроустановок к действующей электросети или изменения её конфигурации распоряжением главного инженера предприятия.
Отдел АСУ отвечает за создание, ведение и сохранность базы данных (БД) с технической документацией по ТО и КР. В результате работы автоматизированной системы производственные подразделения получают задания на выполнение работ по эксплуатации электроустановок, их обслуживанию и ремонту.
Техническое обслуживание объекта предусматривает выполнение работ на основе анализа его технического состояния и планируется с определённой периодичностью.
Исходя из требований новых ПТЭ (14 —е издание 1989 г.) и опыта эксплуатации в распределительных электросетях напряжением 0,4— 10 кВт устанавливается 6 —летняя периодичность комплексных ремонтов.
Планированию комплексных ремонтов предшествует анализ технического состояния объектов электрической сети, позволяющий с учётом периодичности установить очерёдность включения объектов в многолетние, годовые и сетевые планы — графики ремонтов.
Многолетние планы — графики комплексных ремонтов составляются по каждой РЭС, являются продолжением предыдущих многолетних планов — графиков и находятся для руководства в работе на участке, в РЭС и в ПТС (СРС) предприятия.
Работа по техническому обслуживанию и комплексному ремонту распределительных сетей осуществляется по годовому плану— графику. На основании осмотров, журнала дефектов, данных измерений должны быть составлены ведомости ремонтных работ, которые являются основанием для составления смет и спецификаций на материалы и оборудование для проведения комплексного ремонта. Планируемые объёмы работ по техническому обслуживанию и комплексному ремонту должны быть проверены на соответствие имеющимся трудовым и материальным ресурсам. При этом должен быть предусмотрен резерв времени на выполнение аварийно —восстановительных и других непредвиденных работ, которые могут возникнуть в процессе эксплуатации. После анализа, расчётов, уточнения объёмов работ и согласования с соответствующими службами ПЭС, участвующими в обеспечении и выполнении технического обслуживания и комплексного ремонта, годовой план —график по РЭС утверждается главным инженером ПЭС. С целью сокращения трудозатрат и улучшения качества планирование работ по техническому обслуживанию и комплексному ремонту осуществляется на персональных ЭВМ с автоматизацией рабочего места ИТР РЭС и ПТС. Выполнение работ по техническому обслуживанию осуществляется персоналом мастерских участков с привлечением при необходимости персонала оперативно — выездных бригад. Для более рациональной организации работ и повышения качества ремонтов целесообразно комплексный ремонт объектов распределительных сетей выполнять бригадами централизованного ремонта, а ремонт транспортабельного оборудования осуществлять на базах ПЭС и РЭС в цехах (участках) централизованного ремонта. При больших объёмах работ по комплексному ремонту на отдельных объектах, включая и работы по проверке релейной защиты и испытаниям повышенным напряжением, при необходимости руководством РЭС, ПЭС привлекается персонал других участков РЭС, производственных лабораторий, МСРЗА ПЭС. К этим работам могут быть привлечением подрядные организации. Ежедневно учёт выполненных работ осуществляется мастером в журнале учёта работ. Объёмы работ по комплексному ремонту, выполненные в течение отчётного месяца, оформляются актом типовой формы № 2. Результаты работы комиссии по приёмке работ оформляются актом типовой формы № ОС —3. При этом в графе: "Предусмотренные ведомостью дефектов работы по капитальному полностью ремонту (реконструкции, модернизации) выполнены не полностью устанавливается оценка качества работ и сроки проведения невыполненных работ. Можно выделить шесть этапов внедрения автоматизированной системы по учёту и анализу технического состояния распределительных сетей (PC) и планированию работ по их техническому обслуживанию (ТО) и капитальному ремонту (КР): 1) создание базы данных поопорных схем распределительных сетей; 2) компьютеризация отчётности и информационно — справочной системы по ТО и КР; 3) введение с помощью ПЭВМ листов осмотра и журналов дефектов;
