CC BY
13
© М.М. Авезова, О.С. Рахимов и М.И. Тошходжаева УДК 621.31:551.58: 332.1
ПОВЫШЕНИЕ НАДЕЖНОСТИ ЭНЕРГОСИСТЕМЫ РЕГИОНА В КОНТЕКСТЕ РЕКОНСТРУКЦИИ ВЛЭП-110 кВ: ТЕХНИЧЕСКО-ЭКОНОМИЧЕСКОЕ ОБОСНОВАНИЕ
М.М. Авезова, О.С. Рахимов и М.И. Тошходжаева
Политехнический институт Таджикского Технического Университета имени академика М.С. Осими, г. Худжанд, Республика Таджикистан
shukrona14_01_2011@mail.ru
Резюме. ЦЕЛЬ. Рассмотреть проблемы эффективности ВЛЭП-110 кВ с учетом природно-климатических и эксплуатационных факторов, для повышения надежности функционирования энергосистемы региона. В статье проведено технико-экономическое обоснование эффективности реконструкции. Установить характер выработки электроэнергии, выявить причины дефицита активной мощности в зимний период, привести характеристику электрической системы Согдийской области и характеристику воздушных линий электропередач напряжением 110 кВ, выявить основные факторы влияющие на количество технологических нарушений на примере конкретной линии электропередачи, разработать алгоритм выбора оптимального варианта реконструкции ВЛЭП-110 кВ с учётом природно-климатических факторов, рассчитать основные показатели надежности воздушных линий. Расчетные данные сравнить с нормативными данными, составить уравнение зависимости технологических нарушений от природных и эксплуатационных факторов, определить недоотпуск электроэнергии за счет технологических нарушений, предложить вариант реконструкции проводов для повышения надежности линий, произвести сравнение приведенных годовых затрат на реконструкцию линий с объемом ежегодных потерь валового регионального продукта от нехватки электрической энергии в результате технологических нарушений. МЕТОДЫ. При решении поставленной задачи применялся корреляционно -регрессионный анализ, методы экспертной оценки. РЕЗУЛЬТАТЫ. В статье описана актуальность темы, рассмотрены влияния природно-климатических и эксплуатационных факторов на надежность ВЛЭП-110 кВ. Рассчитано влияние природно-климатических факторов на количество технологических нарушений. Произведено сравнение приведенных годовых затрат на реконструкцию линий с объемом ежегодных потерь валового регионального продукта от нехватки электрической энергии в результате технологических нарушений.
Ключевые слова: электроэнергия, воздушные линии электропередачи, энергосистема региона, технологические нарушения, уравнение регрессии, экономическая эффективность, приведенные годовые затраты, капитальные вложения, валовый региональный продукт
IMPROVING THE RELIABILITY OF THE REGION'S POWER SYSTEM IN THE CONTEXT OF THE RECONSTRUCTION OF THE 110 KV OVERHE AD TRANSMISSION LINE: TECHNICAL AND ECONOMIC JUSTIFICATION
MM. Avezova, OS. Rakhimov, MI. Toshkhodzhaeva
Polytechnic Institute of the Tajik Technical University named after academician M.S. Osimi,
Khujand, Republic of Tajikistan
shukrona14_01_2011 @mail.ru
Abstract: THE PURPOSE: Consider the problems of the efficiency of 110 kV overhead transmission lines, taking into account the climatic and operational factors, in order to increase the reliability of the functioning of the region's power system. The article provides a feasibility study for the effectiveness of reconstruction. Establish the nature of electricity generation, identify the reasons for the active power shortage in the winter period, give the characteristics of the electrical system of the Sughd region and the characteristics of 110 kV overhead power lines, identify the main factors affecting the number of technological violations using the example of a specific power line, develop an algorithm for choosing the optimal option for the reconstruction of
overhead transmission lines -110 kV, taking into account natural and climatic factors, calculate the main indicators of the reliability of overhead lines. Compare the calculated data with the normative data, draw up an equation for the dependence of technological disturbances on natural and operational factors, determine the undersupply of electricity due to technological disturbances, propose an option for reconstructing wires to increase the reliability of lines, compare the reduced annual costs for the reconstruction of lines with the volume of annual losses of gross regional product from a lack of electrical energy as a result of technological disturbances. METHODS. When solving the problem, correlation-regression analysis and expert assessment methods were used. RESULTS. The article describes the relevance of the topic, considers the influence of climatic and operational factors on the reliability of 110 kV overhead transmission lines. The influence of natural and climatic factors on the number of technological disturbances has been calculated. A comparison is made of the reduced annual costs for the reconstruction of lines with the volume of annual losses of the gross regional product from the lack of electricity as a result of technological disruptions.
Key words: electricity, regression equation, technological disturbances, gross regional product
Введение
Обеспечение бесперебойного электроснабжения потребителей напрямую связано с вопросами надежности работы воздушных линий электропередачи, так как последние являются наиболее повреждаемым элементом электрических сетей из-за территориальной протяженности и подверженности влиянию климатическим воздействиям. Особенно это актуально для регионов с резко-континентальным климатом, как например, регионы Республики Таджикистан, где наряду с значительными суточными и сезонными перепадами температуры окружающей среды наблюдаются гололёдо-ветровые воздействия [1].
За 30-ти летний период независимости Таджикистана установленная мощность генерирующих установок страны возросла почти в 1,35 раза, в то время как рост потребления электроэнергии оценивается в 5 раз, что обусловлено резким ростом жилищного строительства и использованием электроэнергии населением для целей обогрева помещений, теплоснабжения и приготовления пищи. Централизованное отопление помещений и горячее водоснабжение в республике, кроме столицы республики города Душанбе, практически не функционирует, что создает дополнительные трудности в системе электроснабжения потребителей, в частности, в обеспечении надежности режимов работы электрических сетей. Это положение усугубляется тем, что потребление электроэнергии характеризуется сезонностью выработки, т.е. в летний период наблюдается избыток электроэнергии по отношению к объемам потребления и ее дефицит в зимнее время. Поэтому вопросы повышения надежности системы электроснабжения, в частности, линий электропередачи региона являются актуальной народнохозяйственной задачей [2].
Цель исследования заключается в технико-экономическом обосновании реконструкции ВЛЭП-110 кВ с учётом природно-климатических факторов для повышения надежности функционирования энергосистемы региона.
Материалы и методы
В Республике Таджикистан основная доля выработки электроэнергии приходится на гидроэлектростанции (ГЭС), в летнее время страна имеет возможность экспортировать электроэнергию в соседние государства, а в зимний период, когда сток воды в реках уменьшается, возникает дефицит электроэнергии [1]. После завершения строительства ВЛЭП-500 кВ «Север-Юг» в 2011 году создана единая энергетическая система страны, соединяющая южную энергосистему страны с северной, т.е. Согдийской энергосистемой Таджикистана, что значительно повысило энергетическую безопасность и надежность электроснабжения региона.
Согдийская энергосистема получает электроэнергию от подстанции «Нурек» воздушной линией 500 кВ, внешнее кольцо электрической сети выполнено напряжением 220 кВ, протяженность которого составляет 324,4 км. Эти линии связывают линиями между собой Исфаринскую РЭС (районная электрическая сеть), Истаравшанскую РЭС, ХГЭС (Худжандские городские электрические сети), Канибадамскую РЭС. Внутреннее кольцо выполнено линиями напряжения 110 кВ и, в основном, предназначено для питания крупных промышленных потребителей и потребителей городского населения [3].
В Согдийских электрических сетях воздушные линии электропередачи (ВЛЭП) напряжением 110 кВ, общая протяженность которых составляет 576 км, являются основным звеном системы электроснабжения области. Они играют большую роль в
функционировании энергосистемы Согдийской области, и от их исправности зависит надёжная работа последней. В условиях горной местности на долю ВЛЭП 35-220 кВ приходится большая часть отключений (от 35 % до 65 %). Это положение обусловлено тем, что на ВЛЭП помимо эксплуатационных факторов, существенное влияние оказывают ряд таких факторов, как климатическое воздействие (ветровые нагрузки, повышенная солнечная радиация, осадки агрессивного характера, камнепады, перекрытие перелетными птицами, оползни), постороннее вмешательство (обрыв проводов, изменение стрелы провеса), сложность контролирования технического состояния элементов объекта. В настоящее время около 80 % ВЛЭП 110 кВ эксплуатируются на протяжении более 50-ти лет без капитального ремонта, что отрицательно сказывается на степени надежности функционирования высоковольтных линий электропередачи [3, 4].
Поскольку ВЛЭП 35-750 кВ относятся к сложным техническим системам, их надежность определяются целым рядом показателей, таких как безотказность, ремонтопригодность, долговечность. Исходя из этого положения, актуальной задачей является выбор оптимального варианта реконструкции ВЛЭП-110 кВ с учётом природно-климатических факторов и экономическое обоснование эффективности проведения данных мероприятий по повышению их надежности.
Блок - схема алгоритма выбора оптимального варианта реконструкции ВЛЭП-110 кВ с учётом природно-климатических факторов приведена на рисунке 1 и состоит из ряда этапов:
Рис.1 - Алгоритм выбора оптимального варианта реконструкции ВЛЭП-110 кВ с учётом природно-климатических факторов
1) Выбор цели разработки. Она сформулирована как технико-экономическое обоснование выбора такого варианта реконструкции ВЛЭП-110 кВ, который учитывает влияние природно-климатических факторов на надежность работы энергосистемы региона.
2) Критерии выбора модели. Основным показателем уровня развития электроэнергетической системы является надежность электрических сетей. ВЛЭП в этой системе играют ключевую роль. Природные факторы, которые влияют на надежное функционирование ВЛЭП, можно разделить на две группы - эксплуатационные и природно-
климатические: действие ветра, солнечной радиации, осадков, химически агрессивных сред. Основными критериями функционирования системы являются безотказность ее работы, ремонтопригодность, сохраняемость и долговечность.
3) Разработка альтернативных решений выбора типов ВЛЭП-110 кВ. С учетом природных особенностей региона и на основании технико-экономических показателей разработаны альтернативные варианты, учитывающие перспективные токовые нагрузки, прогнозируемые механические и климатические нагрузки, потери электроэнергии на ВЛЭП и техническое состояние линий.
4) Выбор оптимального решения. На данном этапе принимается решение, которое отвечает критерию Вальда: стратегия, которая в наихудших условиях гарантирует максимальный выигрыш.
Основными показателями надежности ВЛЭП, согласно ГОСТ, являются:
Вероятность безотказной работы ВЛЭП Рв интервале времени, которая определяется статистическими данными, определяется выражением [5,6].
N - и(р), (1)
Р(1) = -
N о
где Р(^ -вероятность безотказной работы ВЛЭП; N0 - количества ВЛЭП, работоспособных в начальный момент времени; и(^ - количества ВЛЭП, отказавших в интервале времени от 0 до 1.
Параметр потока отказов
w — ■
т и • Т
(3)
где и - количество ВЛЭП в период нормального функционирования и работающих в одинаковых условиях; т - время надзора за объектом (лет); т -количество технологических отказов.
В табл. 2 приведены основные показатели надежности ВЛЭП-110 кВ Согдийской области за период с 2012 по 2018 гг.
ВЛЭП в основном выполняются на железобетонных, стальных и очень редко на деревянных опорах. Как видно из таблицы 1, превышение значения параметра потока отказов для стальных опор юст от нормативного ю отн норм находится в пределах от 1,059 до
2,525, для железобетонных опор х южб от нормативного Южб отн норм в пределах 3,836 до
9,148. Это обусловлено тем, что стальные опоры менее подвержены природным воздействиям по сравнению с другими опорами. Таким образом, можно заключить, что надежность ВЛЭП-110 ниже нормативных значений, что требует разработки неотложных мер по их повышению.
Таблица 1
Показатели надежности ВЛЭП-110 кВ Согдийской энергосистемы
Показатель надежности Отчётный период, год
2012 2013 2014 2015 2016 2017 2018
Р(г) 0,530 0,803 0,727 0,636 0,667 0,545 0,652
Юст 9,849 4,130 5,719 7,625 6,989 9,531 7,307
южб 11,893 4,987 6,906 9,207 8,440 11,509 8,824
ю отн.норм 2,525 1,059 1,466 1,955 1,792 2,444 1,874
Южб.норм 9,148 3,836 5,312 7,083 6,492 8,853 6,788
За 2012-2018 гг. службой СН и ТБ (служба надежности и техника безопасности Согдийской области) на исследуемой линии Л-ГЭС-24-ПСТ-Ленинабадская, общей протяженностью 11, 4 км было зафиксировано 183 технологических нарушения различного характера, максимум которых наблюдается в январе и декабре каждого года, а минимум в июле и августе. Такое положение обусловлено, тем что зимой из-за нехватки электроэнергии происходит принудительное отключение потребителей [3]. Поэтому в
разрабатываемой корреляционно -регрессионной модели в качестве переменной приняты технологические нарушения на данной линии.
В качестве факторов, которые влияют на надежность ВЛЭП-110 кВ, приняты усредненные данные скорости ветра, количества осадков, температуры воздуха, изменения стрелы провеса и токовую нагрузку на питающей линии по квартально за 2012-2018 гг. Поскольку все вышеприведенные факторы имеют различные размерности, согласно [1] принимаем нормативное значение каждого фактора и вышеприведенные факторы разделим на нормативное значение. Нормативное значение каждого эксплуатационного фактора приведено в таблице 2.
Таблица 2
Нормативные значения климатических и эксплуатационных факторов согласно [1]_
Фактор Единица измерения Нормативное значение
1. Скорость ветра м/с 4
2. Температура воздуха 0С 14
3. Токовая нагрузка линии А 38,84
4. Количества осадков Мм 14
5. Изменение стрелы провеса проводов См 1,2
Для определения степени влияния природных факторов на надежность ВЛЭП-110 кВ используется метод корреляционно-регрессионного анализа [7].Уравнение множественной регрессии описывается следующим выражением:
7 = Ъй + Ъ, X, + Ъ, X, + Ь X + ...ЪЯХЯ + е, (4)
где 7 -зависимая переменная, которая показывает количество отказов, и в качестве которой выбран показатель количества технологических нарушений ВЛЭП-110 кВ за квартал; X,,Х2....ХЯ - независимые переменные (среднее значение скорости ветра; среднее значение
температуры окружающей среды; среднее значение токовой нагрузки на линии; среднее
значение количества осадков; среднее значение изменения стрелы провеса провода и
среднее значение технологических нарушений за счёт ударов молнии;
Ъ0,Ъ,,...ЪЯ-коэффициенты регрессии, которые необходимо определить; е - случайное
отклонение.
С помощью пакета программ Ех1в№ находим уравнение множественной регрессии:
7 = 9,59 +1,92X, + 0,67X2 + 3,88Х3 - 0,305Х4 + 6,12Х5 + 0,15Х6, (5)
где Y - количество технологических нарушений ВЛЭП-110 кВ за квартал;
X, - среднее значение скорости ветра;
Х2 - среднее значение температуры окружающей среды;
Х3 - среднее значение токовой нагрузки на линии;
Х4 - среднее значение количества осадков;
Х5 - среднее значение изменения стрелы провеса провода;
Х6 - среднее значение технологических нарушений за счёт ударов молнии.
Свободная составляющая уравнения (6) показывает влияние остальных факторов, которые не учтены при составлении модели.
Для полученной корреляционно-регрессионной зависимости коэффициент множественной корреляции равен Я = 0,8873, поэтому связь между зависимой переменной и факторами сильная. Коэффициент детерминации= 0,79 Следовательно, 79 % отказов ВЛЭП-110 кВ обусловлены воздействием эксплуатационных и природных факторов, а 21 %-воздействием других факторов.
Для оценки уровня значимости уравнения множественной регрессии определяется наблюдаемое значение Б-критерия посредством коэффициента детерминации. По таблицам распределения Фишера-Снедеккора определяется критическое значение Г-критерия (Гкр). В этом случаи задаются уровнем значимости а = 0,05, двумя цифрами степеней свободы к, = я, к2 = п - я -1 [7]. Проверка данной гипотезы производится с помощью Б-статистики распределения Фишера. Для уравнения (5) Гкр = 3,09, а значениеГ = 6,89. Так как Гкр<Г, коэффициент детерминации является статистически значимым.
В целом, данное уравнение характеризует зависимость отказов ВЛЭП-110 кВ от природных и эксплуатационных факторов. Как видно из уравнения (5), изменение стрелы
66
провеса провода на относительную единицу приводит к увеличению отказов, в среднем на 6,12 относительных единиц, увеличение скорости ветра на относительную единицу приводит к увеличению отказов в среднем на 1,92 единицы, а увеличение токовой нагрузки на линии приводит к возрастанию отказов в среднем на 0,67 единицы.
Таким образом, можно заключить, что изменение стрелы провеса является наиболее значимым фактором, определяющим количество отказов на ЛЭП. Изменение стрелы провеса проводника происходит под воздействием температуры окружающей среды, токовой нагрузки и сочетания влияния обоих факторов. Этот показатель отражает физико-механические свойства проводника. Резкое ухудшение физико-механических свойства проводника приведет к его удлинению, что способствует возникновению «пляски» и «качания», короткого замыкания, увеличению числа устойчивых отказов ВЛЭП-110 кВ [8,
9].
Как видно из уравнения (5), на отказ ВЛЭП-110 кВ существенно влияет скорость ветра, которая вызывает качание, сближение, иногда обрыв проводов. С повышением скорости (интенсивности) ветра повышается вероятность возникновения отказов. Эти аварии могут быть устойчивыми и неустойчивыми. С изменением условий внешней среды изменяются и условия эксплуатации, и при превышении скорости ветра выше нормативного, его негативное влияние на конструкции ВЛЭП-110 кВ в целом повышается.
Воздействие температуры окружающей среды также оказывает существенное влияние на показатели надежности ВЛЭП-110 кВ. При повышении температуры выше допустимого значения ухудшается естественный конвективный теплообмен, уменьшается пропускная способность линий, возрастает сопротивление провода, что приводит к удлинению, изменению механических свойств проводов, следовательно, к снижению надежности ВЛЭП-110 кВ.
Изменение токовой нагрузки на линиях является немаловажным фактором при эксплуатации, причём при увеличении токовой нагрузки сверх допустимой, увеличивается сопротивление, изменяется микроструктура проводникового материала под воздействием выделяемого тепла, тем самым срок эксплуатации провода снижается.
Относительно низкое влияние осадков на надежность ВЛЭП-110 кВ показывает, что в целом в регионе экологическая среда благополучна, кроме отдельных регионов (Аштский район, где наблюдается соляная пыль).
В результате отказов или технологических нарушений на ВЛЭП-110 кВ происходит отключение потребителей электроэнергии от энергосистемы. Динамика объемов недоотпущенной потребителям электроэнергии за период 2011-2018 годы из-за природных и эксплуатационных факторов приведена на рисунке 1. Как видно из графика, максимум недополученной электроэнергии в объеме 80 тыс. кВт.час наблюдается в 2013 году, а минимум наблюдается в 2017 году и составляет 47 тыс. кВт. час. Отключение потребителей электроэнергии от системы приводит к вынужденному простою промышленных предприятий, остановке подачи воды для орошения сельскохозяйственных земель, следовательно снижается объем выпускаемой продукции во многих отраслях народного хозяйства региона. Данные получены из СН и ТБ Согдийских электрических сетей для исследуемой линии Л-ГЭС-24-ПСТ-Ленинабадская общей протяженностью 11, 4 км [3].
Недоотпуск электроэнергии (тыс.кВт*час)
90 80 70 60 50 40 30 20 10 0
Рис. 1. Динамика объемов недоотпущенной потребителям электроэнергии
Следующий этап исследования заключается в выборе варианта реконструкции ВЛЭП-110 кВ для повышения механической прочности провода, для снижения стрелы провеса, так как до 65% отказов линии возникает из-за повреждения проводов. Сегодня выдвигаются следующие требования к проводниковым материалам [10, 12]:
- наибольшая электропроводность материала провода;
- наибольшая механическая прочность;
- наименьшая погонная масса провода;
- устойчивость при максимальной температуре;
- наименьшие температуры удлинения;
- устойчивость к износу и напорам ветра.
Главной целью проектирования ВЛЭП является создание такой линии, которая в процессе эксплуатации выдержит любые природные факторы в течение длительного времени [10].
Провода и грозозащитные тросы должны обладать механической прочностью, малым удельным электрическим сопротивлением, противостоять атмосферным воздействиям, иметь достаточное удлинение на разрыв. В Таджикистане, главным образом, применяются сталеалюминиевые провода марки АС. Стрелы провеса для таких проводов по сравнению с алюминиевыми и стальными проводами значительно меньше, механические характеристики значительно выше. Помимо чистых металлов исходным материалом для изготовления проводов служат такие сплавы, как бронза, алдрей, алмелек [12, 13].
Поскольку на провод ВЛЭП в процессе эксплуатации помимо механических и природных факторов влияют и токовые нагрузки, то для повышения надежности ВЛЭП-110 кВ предлагается вариант провода на основе композиционных материалов, которые нашли широкое применение за рубежом.
Провода серии ТЛСБЯ-продукт фирмы Ьишр1-Бгтпйо/, (Австрия). Повышение проводимости проводника достигается за счёт большой рабочей температуры. Данные провода, по сравнению с традиционными проводами, достаточно термоустойчивы, в естественной окружающей среде длительное время способны выдерживать значительные токовые нагрузки. По своему строению они идентичны проводникам марки АС. Применение термоустойчивого алюминия дает возможность значительно увеличить пропускную способность провода. При повышении электрической проводимости относительно провода АС в 1,5 раза, предлагаемые проводники имеют меньший диаметр, что дает возможность удлинить расстояние между опорами и уменьшить нагрузку на линии. Эти провода по конструкционному строению идентичны с традиционными, что не требует дополнительных затрат на монтажные работы.
Для сравнения выбранных типов провода за основу принимается традиционный провод марки АС. Сравнительная характеристика традиционных проводов марки АС и высокотемпературных проводов ТЛСБЯ/ЛСБ приведена в таблице 3.
Таблица 3
Сравнительная характеристика традиционных проводов марки АС и высокотемпературных ___проводов [12]___ _
Фирма Марка .Ртч^« мм2/ мм2 Т, * доп °с £>Пр, мм МПр.0, кг/км •доп, А/о.е. С0, о.е. /пр, м
Заводы РФ АС 240/39 90 21,6 952 480/1,0 1,0 10,1
Ь-Б ТЛСБШСБ 212/49 150 21,0 914 870/1,8 3,6 11,6
Замена используемых проводов на термоустойчивые с малой стрелой провеса дает возможность повысить длительно допустимый ток провода при одинаковых условиях эксплуатации. Продолжительное функционирование при температурах до 200 °С без изменения механических и электрофизических свойств дает возможность снизить электрическое сопротивление проводов примерно на 40 %.
Далее необходимо провести экономическое обоснование эффективности реконструкции ВЛЭП-110 кВ в условиях резко - континентального климата на основе применения высокотемпературных проводов марки ТЛСБЯ/ЛСБ. В исследовании предлагается объем затрат на реконструкцию сопоставить со стоимостным объемом недополученной продукции и оказываемых услуг в регионе в результате недоотпуска электроэнергии в экономику региона.
В качестве первого показателя может выступать объем приведенных годовых затрат и второго показателя - ежегодные потери валового регионального продукта (ВРП) от нехватки электрической энергии. Может выполняться одно из двух условий [13, 14]:
Зпр< Д ВРП - затраты на реконструкцию ЛЭП превышают ущерб от не произведенного объема продукции и услуг в регионе;
Зпр< Д ВРП - затраты на реконструкцию ЛЭП составляют меньшую сумму чем ущерб от не произведенного объема продукции и услуг в регионе. В этих случаях реконструкция линий является эффективным мероприятием. Даже при условии равенства сравниваемых показателей проведение реконструкции оправдано социальными аспектами, так как нехватка электроэнергии для производства отечественных товаров и услуг, а также для нужд населения, снижает качество жизни в регионе [15].
Объем приведенных годовых затрат рассчитывается по формуле:
В = 0,15 • К + Сп + Са (6)
где, К - капитальные затраты по укрупненным стоимостным показателям на 2018/2019 год, тыс. руб; Сп - стоимость потерь электроэнергии на линии 110 кВ (Сп = ДЖ • Р), при этом стоимость 1 кВт^час электроэнергии (Р) составляет 0,226 сомони (национальная валюта Таджикистана) /1,46 руб./0,024$по курсу Национального банка Таджикистана; ДЖ - объем потери электроэнергии в линии; Са -амортизационные отчисления на ремонт и
обслуживание ВЛЭП-110 кВ, норма амортизационных отчислений в электроэнергетике составляет 0,035 тыс.руб./0,49$.
Ежегодные потери валового регионального продукта (ВРП) от нехватки электрической энергии можно рассчитать по формуле электроёмкости экономики региона как отношение годового объема потребленной электроэнергии к объему валового регионального продукта [16, 17]:
= Жп / ВРП (7)
где Же - средняя электроёмкость экономики региона, 0,31квт*ч/сомони или 0,031квт*ч/$, Ж - годовой объем потребленной электроэнергии, тыс. кВт*ч; ВРП - объем валового
регионального продукта, тыс.$.
Выражение формулы 7 показывает, что ежегодные потери валового регионального продукта (ВРП) равны отношению недополученного объема электрической энергии экономикой региона к значению средней электроёмкости, ДВРП = Д Ж / Ж
Недополученный объем электроэнергии иллюстрирует рис. 1. Средняя электроёмкость Согдийской области составляет 0,03 квт*ч/$.
Результаты
Результаты расчета приведены в табл. 4. Так как стоимостные показатели рассчитаны по данным СН и ТБ (служба надежности и техники безопасности) Согдийских электрических сетей для исследуемой линии Л-ГЭС-24-ПСТ-Ленинабадская общей протяженностью 11,4 км, оценка приведенных затрат проводилась для линии протяженностью 11,4 км, далее для 1 км и для всей электроэнергетической системы Согдийской области для ВЛЭП-110 кВ, общая протяженность которой составила 504,76 км.
Таблица 4
Экономическое обоснование эффективности реконструкции ВЛЭП-110 кВ Согдийской
Показатель На 11,4 км тыс.руб На энергосистему СО, млн.руб На энергосистему СО, млн.$
К 68096,15 - -
Д Ж тыс.кВтхчас 525,83 - -
Сп 767,71 - -
С 2383,37 - -
З Зпр 13365,5 591,79 8,26
Жп тыс.кВтхчас 63,0 2789,5 -
ДВРП, млн.$ 2,03 - 89,98
Оценка показывает высокую степень эффективности проведения реконструкции ВЛЭП-110 кВ, так как мероприятия по замене на высокотемпературные провода марки ТЛСБЕ/ЛСБ обойдутся экономике региона в объеме 8,26 млн.$, в то же время как объем ежегодных потерь валового регионального продукта от нехватки электрической энергии в
результате технологических нарушений оценивается в сумму 89,98млн.$, что составляют порядка 3,5% годового объема ВРП Согдийской области Республики Таджикистан.
Выводы
Таким образом, можно заключить, что в условиях горной местности из-за существенного влияния климатического воздействия на ВЛЭП-110кВ в виде ветровых нагрузок, повышенной солнечной радиации, осадков агрессивного характера на их долю приходится большая часть отключений или технологических нарушений в энергосистеме региона. Кроме того, около 80% линий электропередачи 110 кВ эксплуатируются на протяжении более чем 50-ти без капитального ремонта, что отрицательно сказывается на надежности функционирования высоковольтных линий электропередачи.
Разработанная модель зависимости количества технологических нарушений на ВЛЭП-110 кВ от природных и эксплуатационных факторов показала, что изменение стрелы провеса провода, увеличение скорости ветра и токовой нагрузки на линии являются наиболее значимыми факторами, определяющими количество отказов на ЛЭП.
Заключение
В работе для повышения надежности ВЛЭП-110 кВ предлагается проведение реконструкции линии на основе использования композиционных материалов, например, марки TACSR/ACS. Оценка показывает высокую степень эффективности проведения реконструкции, так как мероприятия по замене на высокотемпературные провода марки TACSR/ACS обойдутся экономике региона в значительно меньшую сумму, чем объем ежегодные потери валового регионального продукта от нехватки электрической энергии в результате технологических нарушений.
Литература
1. Таджикистан. Ситуационный анализ социально-экономического развития Республики Таджикистан в условиях изменения климата [Электронный ресурс] режим доступа: https://carececo.org/upload/02/rus_CSA%20Tajikistan.pdf
2. Тошходжаева М.И., Ходжиев А.А. Перспективы применения композиционных проводов в условиях резко континентального климата // Международный технико-экономический журнал. 2018. № 1. С. 91-97.
3. Данные службы надежности и техники безопасности Согдийских электрических сетей, ОАХК «Барки точик».
4. Gracheva E.I, et al. Modelling of emergency modes with FACTS devices installed/ // E3S Web of Conferences 178, 01052 (2020), HSTED-2020. С. 1-5
5. Toshkhodzhaeva M.I., Dadabaev S.T., Gracheva E. I. Reliability modeling of high-voltage power lines in a sharply continental climate // E3S Web of Conferences 178, 01051 (2020) https://doi.org/10.1051/e3sconf/202017801051, HSTED-2020
6. Alberdi R. et al. Security and Reliability Assessment of Overhead Lines Ampacity Forecasting //2018 IEEE International Conference on Environment and Electrical Engineering and 2018 IEEE Industrial and Commercial Power Systems Europe (EEEIC/I&CPS Europe). IEEE, 2018. С. 1-6.
7. Istomin, S. The use of correlation and regression analysis for assessment of the energy effectiveness of the dc electric locomotives auxiliary equipment //MATEC Web of Conferences. EDP Sciences, 2018. Т. 239. С. 01038.
8. Грачева Е.И. Информационные параметрические характеристики надежности низковольтных аппаратов промышленных комплексов/О.В.Наумов, З.М. Шакурова//Вестник казанского государственного энергетического университета. 2018. № 3 (39) С. 27-33
9. Грачева Е.И., Алимов А.Н. Методы расчета и сравнительный анализ потерь активной электрической энергии в устройствах низкого напряжения // International Ural Conference on Electrical Power Engineering (UralCon), 2019. С. 361-367
10. Vokhidov A. Multicriteria optimization problem for the layout of a complex technical system // International Journal of Advanced Trends in Computer Science and Engineering. 2020. №9(4). С. 57845787, 235
11. Рахимов, О. С. Определение потерь электроэнергии моделированием низковольных сельсих электрических сетей/ О.С. Рахимов, Д.Н. Мирзоев// Известия Тульского государственного университета. Технические науки. -2020. №4-С. 440-449.
12. Бородин М.В. Программный продукт по сокращению коммерческих потерь электроэнергии // Вестник казанского государственного энергетического университета. 2020. №12 2(46) с. 76-85
13. Илюшин П.В., Тыквинский А.М. Особенности обеспечения надёжного электроснабжения промышленных потребителей в изолированных энергосистемах // Вестник казанского государственного энергетического университета. 2019. №11 1(41) с. 39-50
14. Секретарев Ю. А.,Левин В. М. Оценка влияния на надежность системы электроснабжения различного рода дефектов ее основных элементов / Ю.А. Секретарев, В.М. Левин// Вестник казанского государственного энергетического университета. 2019. №11 4(44) с. 55-63
15. Урунов А.А., Авезова М.М., Насимова М.А. Методологические и практические аспекты выявления полюсов развития и точек роста в региональной экономике // Вестник университета. 2020. № 5. С. 161-168.
16. Авезова М.М., Хомидова М.И // Методология оценки эффективности функционирования электроэнергетической производственной инфраструктуры региона // Международный научный журнал. Москва. №5. 2020. С. 51-64.
17. Gibadullin A.A., Pulyaeva N., Yerygin Y.V. The need for a digital substation during the digitalization of energy // 2018 International Youth Scientific and Technical Conference Relay Protection and Automation (RPA). IEEE, 2018. С. 1-12.
Авторы публикации
Махбуба Мухамедовна Авезова - д-р. экон. наук., профессор, Политехнический Институт Таджикского Технического Университета имени академика М.С. Осими.
Охунбобо Сайфиддинович Рахимов - канд. техн. наук., профессор Политехнический Институт Таджикского Технического Университета имени академика М.С. Осими.
Мухайе Исломовна Тошходжаева - канд. техн. наук, старший преподаватель, Политехнический Институт Таджикского Технического Университета имени академика М.С. Осими.
References
1. Tajikistan. Situational analysis of the socio-economic development of the Republic of Tajikistan in the context of climate change [Electronic resource] - access mode: https://carececo.org/upload/02/rus_CSA%20Tajikistan.pdf
2. Toshkhodzhaeva MI, Khodzhiev A.A. Prospects for the use of composite wires in a sharply continental climate. International technical and economic journal. 2018; 1:91-97.
3. Data of the service of reliability and safety of Sughd electrical networks, OJSC Barki Tojik.
4. Gracheva EI, Udaratin A, Loginov K, et al. Modelling of emergency modes with FACTS devices installed. E3S Web of Conferences 178, 01052 (2020), HSTED-2020. С. 1-5
5. Toshkhodzhaeva MI, Dadabaev S.T, Gracheva EI. Reliability modeling of high-voltage power lines in a sharply continental climate. E3S Web of Conferences 178, 01051 (2020) https://doi.org/10.1051/e3sconf/202017801051, HSTED-2020
6. Alberdi R. et al. Security and Reliability Assessment of Overhead Lines Ampacity Forecasting. 2018 IEEE International Conference on Environment and Electrical Engineering and 2018 IEEE Industrial and Commercial Power Systems Europe (EEEIC/I&CPS Europe). IEEE, 2018. С. 1-6.
7. Gracheva EI, Naumov OV, Shakurova Z.M. Information parametric characteristics of the reliability of low-voltage devices of industrial complexes. Bulletin of Kazan State Power Engineering University. 2018;3 (39):27-33
8. Gracheva EI., Alimova A.N. Calculation methods and comparative analysis of active electrical energy losses in low voltage devices. International Ural Conference on Electrical Power Engineering (UralCon). 2019. pp. 361-367
9. Istomin S. The use of correlation and regression analysis for assessment of the energy effectiveness of the dc electric locomotives auxiliary equipment. MATEC Web of Conferences. EDP Sciences, 2018;239:01038.
10. Vokhidov A, Churakova EY. Multicriteria optimization problem for the layout of a complex technical system. International Journal of Advanced Trends in Computer Science and Engineering. 2020;9(4):5784-5787, 235.
11. Rakhimov OS, Mirzoev DN. Determination of electricity losses by modeling low-voltage rural electrical networks. Bulletin of the Tula State University. Technical sciences. 2020; 4:440-449.
12. Borodin MV. Programmnyy product po sokrashcheniyu kommercheskikh poter' elektroenergii. Vestnik kazanskogo gosudarstvennogo energeticheskogo universiteta. 2020;12 2(46):76-85.
13. Ilyushin PV, Tykvinskiy AM. Osobennosti obespecheniya nadozhnogo elektrosnabzheniya promyshlennykh potrebiteley v izolirovannykh energosistemakh. Vestnik kazanskogo gosudarstvennogo energeticheskogo universiteta. 2019;11 1(41):39-50
14. Sekretarev YUA, Levin VM. Otsenka vliyaniya na nadezhnost' sistemy elektrosnabzheniya razlichnogo roda defektov yeye osnovnykh elementov. Vestnik kazanskogo gosudarstvennogo energeticheskogo universiteta. 2019;11 4(44):55-63
15. Urunov AA, Avezova MM, Nasimova MA. Methodological and practical aspects of identifying development poles and growth points in the regional economy. Bulletin ofthe University. 2020; 5:161-168.
16. Avezova MM, Khomidova MI. Methodology for assessing the efficiency of the functioning of the electric power production infrastructure of the region. International scientific journal. Moscow. 2020; 5:5164.
17. Gibadullin AA, Pulyaeva VN, Yerygin YV. The need for a digital substation during the digitalization of energy. 2018 International Youth Scientific and Technical Conference Relay Protection and Automation (RPA). IEEE, 2018. Pp.1-12.
Authors of the publication
Makhbuba M. Avezova - Polytechnic Institute of the Tajik Technical University named after academician M.S. Osimi, Khujand, Republic of Tajikistan.
Okhunbobo S. Rakhimov - Polytechnic Institute of the Tajik Technical University named after academician M.S. Osimi, Khujand, Republic of Tajikistan.
Mukhayo I. Toshkhodzhaeva - Candidate of Technical Sciences, Senior Lecturer Polytechnic Institute of Tajik Technical University named after academician M.S. Osimi.
Получено
Отредактировано
Принято
19 ноября 2020 г. 09 декабря 2020 г. 09 декабря 2020 г.
