CC BY
24
УДК 621.316.1
А. О. Шепелев
Омский государственный технический университет (ОмГТУ), г. Омск, Российская Федерация
РАЗРАБОТКА АЛГОРИТМА И МЕТОДА РАСЧЕТА РЕЖИМА РАЗОМКНУТОЙ ЭЛЕКТРИЧЕСКОЙ СЕТИ НАПРЯЖЕНИЕМ 6-35 кВ С УЧЕТОМ ТЕМПЕРАТУРНОЙ ЗАВИСИМОСТИ АКТИВНЫХ СОПРОТИВЛЕНИЙ
Аннотация. В настоящей статье представлены алгоритм и метод расчета режима разомкнутой электрической сети напряжением 6-35 кВ с учетом температурной зависимости активных сопротивлений. Расчет электрического и теплового режима электрической сети проводится при совместном решении уравнений. Определение напряжений в узлах производится с помощью обратной матрицы узловых и собственных прово-димостей. Определение обратной матрицы узловых и собственных проводимостей осуществляется на основе известного прямого метода Жордана - Гаусса. Уравнение теплового баланса провода, используемое для расчета фактической температуры, решается численным методом. Конвективный теплообмен записывается только для вынужденной конвекции, так как провода воздушных линий электропередачи напряжением 6 кВ и выше расположены на различных типах опор, на высоте как минимум 10 м. Этот факт позволяет отказаться от использования формул для естественной конвекции и применять выражения только для вынужденной. Учет солнечной радиации в представленном алгоритме возможен на основе двух способов: упрощенном и рассмотренным в стандарте ПАО « ФСК ЕЭС», который позволяет учитывать фактическое расположение провода относительно севера. На примере тестовой схемы произведен расчет установившегося режима с учетом температурной зависимости активных сопротивлений. Приведены результаты численного эксперимента, подтверждающие работоспособность разработанного алгоритма. Уточнение при определении потерь активной мощности с учетом и без учета фактора нагрева для рассмотренной схемы составляет около 13 %. Проверка алгоритма, реализующего метод расчета установившегося режима (УР) разомкнутой электрической сети среднего класса напряжения с учетом температурной зависимости активных сопротивлений, показала, что в технически допустимых режимах разработанный алгоритм обладает достаточно хорошей точностью в сравнении с программным комплексом RastrWin3.
Ключевые слова: метод расчета установившегося режима, уравнение теплового баланса, воздушные линии электропередачи, температура провода, потери активной мощности.
Alexander O. Shepelev
Omsk State Technical University (OmSTU), Omsk, the Russian Federation
DEVELOPMENT OF AN ALGORITHM AND METHOD FOR CALCULATING THE OPEN-OPERATED ELECTRIC NETWORK WITH A VOLTAGE OF 6-35 kV TAKING INTO ACCOUNT THE TEMPERATURE DEPENDENCE OF ACTIVE
RESISTANCE
Abstract. This article presents an algorithm and a method for calculating power flow of an open electric network with a voltage of 6-35 kV, taking into account the temperature dependence of active resistances. Calculation of the electric and thermal conditions of the electric network is carried out with a joint solution of the equations. The determination of stresses in the nodes is carried out using the inverse matrix of the nodal and intrinsic conductivities. The inverse matrix of nodal and intrinsic conductivities is determined based on the well-known direct Jordan-Gauss method. The equation of the heat balance of the wire used to calculate the actual temperature is solved numerically. Convective heat transfer is recorded only for forced convection, because wires of overhead power lines with a voltage of 6 kV and higher are located on various types ofpoles, at a height of at least 10 m. This fact allows us to abandon the use offormulas for natural convection and use expressions only for forced convection. Accounting for solar radiation in the presented algorithm is possible on the basis of two methods: simplified and considered in the standard of PJSC FGC UES, which allows you to take into account the actual location of the wire relative to the north. Using the test circuit as an example, the steady-state mode was calculated taking into account the temperature dependence of the active resistances. The results of a numerical experiment are presented, confirming the operability of the developed algorithm. The refinement in determining active power losses with and without taking into account the heating factor for the considered circuit is about 13%. Verification of the algorithm that implements the method of calculating the steady state (SS) of an open electrical network of a medium voltage class taking into account the temperature dependence of active resistances showed that in technically acceptable modes the developed algorithm has good accuracy in comparison with the RastrWin3 software package.
Keywords: method of power flow, heat balance equation, overhead power lines, wire temperature, active power losses.
В настоящее время в Российской Федерации реализуются задачи повышения эффективности работы электросетевого комплекса. Основными нормативными документами, на основе которых реализуются задачи модернизации, являются Распоряжение Правительства РФ от 3 апреля 2013 г. № 511-р «Стратегия развития электросетевого комплекса Российской Федерации»; «Энергетическая стратегия России на период до 2030 года»; Постановление Правительства РФ от 15.04.2014 № 321 «Об утверждении государственной программы Российской Федерации «Энергоэффективность и развитие энергетики». В указанных документах ставятся задачи повышения пропускной способности существующих и вновь проектируемых электрических сетей и снижения потерь мощности и электрической энергии. Значительное внимание уделяется учету температуры проводов для расчета потерь активной мощности [1 - 3] и предельных токовых нагрузок [4, 5].
Обычно при расчете установившегося режима электрической сети (ЭС) напряжением 6-35 кВ учетом фактической температуры провода воздушной линии электропередачи пренебрегают. Температура провода определяется на основе решения уравнения теплового баланса и может быть рассчитана, например, по следующему выражению [6]:
р + р = р +I2R(г ), (1)
конв изл солн V пр/' у ^
где Рконв и Ризл - мощности, отдаваемые элементом сети в окружающую среду соответственно конвекцией и излучением; - поток солнечной радиации, поглощаемый элементом сети; I - ток нагрузки; я(гпр ) - активное сопротивление элемента, приведенное к фактической температуре 0.
В большинстве случаях (особенно при пасмурной и дождливой погоде) учетом солнечной радиации пренебрегают. Однако при определенных условиях фактором влияния солнечной радиации на фактическую температуру провода пренебрегать нельзя [7, 8].
Электрические сети напряжением 6-35 кВ по своей конфигурации в большинстве случаев являются разомкнутыми. В некоторых случаях данные сети выполняются замкнутыми, но с обязательным размыканием замкнутого контура в какой-либо точке сети. В литературе обычно такие сети называют петлевыми. Данный факт позволяет улучшить сходимость трудоемкого метода Ньютона для расчета установившегося режима на основе применения более простых топологических методов расчета. Ожидаемо, что метод Ньютона и его модификации могут в некоторых случаях долго сходиться к искомому решению или разойтись. Поэтому необходимо выбрать метод и форму записи уравнений, которые позволят с наименьшей потерей в быстродействии определять параметры режима.
В общем случае уравнение теплового баланса для воздушной линии электропередачи можно записать в форме (подробное описание составляющих, входящих в уравнение, представлено в [9]):
АР0 (1 + а©ж ) = ^пр Г^вын (©внеш - ©окр ) + ™пС0 (Тв1еш - То"кр ) - АЯ
(2)
Выражение (2) записано для неизолированного провода воздушной линии электропередачи, т. е. 0внеш = 0ж. В связи с широким распространением самонесущих изолированных проводов (например, СИП 3), выражение (2) необходимо дополнить формулой связи температур жилы и внешней поверхности провода [10]:
© =®.неш + 4й> ' ^из (3)
1 -а-Лр'а-' ^
В выражении (2) учет конвективного теплообмена записан для вынужденной конвекции. В действительности можно было бы записать это выражение и для естественной конвекции,
№ 2(42 2020
однако провода воздушных линий электропередачи напряжением 6 кВ и выше расположены на различных типах опор на высоте как минимум 10 м. Этот факт позволяет отказаться от использования формул для естественной конвекции и применять выражения только для вынужденной. Коэффициент вынужденной конвекции определяется по выражению [11]:
= 0,044 •(Р "Т, (4)
(Т • d)0,4 '
где ку - коэффициент угла атаки ветра; Р - атмосферное давление окружающего воздуха, Па; " - скорость ветра, м/с; Тв - температура воздуха, К; d - диаметр провода, м.
Коэффициент угла атаки ветра можно определить на основе данных, представленных в работе [12].
При расчете уровня солнечной радиации можно воспользоваться двумя способами учета -упрощенным и методом, рассмотренным в Методике расчета [12].
Упрощенный метод расчета солнечной радиации основан на том факте, что провод поглощает часть солнечной радиации непосредственно после прохождения лучами атмосферы, а другая поглощаемая часть образуется путем отражения солнечных лучей от поверхности Земли и других объектов. Тогда плотность потока солнечной радиации на поверхности провода будет определяться по выражению [7]:
4солн = кзтЯs пр ( + Щарасс , (5)
где кзт - коэффициент учитывающий затененность участков линии; пр - плотность потока прямой солнечной радиации на поверхность, перпендикулярную солнечным лучам; ( -угол между осью провода и направлением солнечных лучей; расс - плотность потока рассеянной солнечной радиации.
Данный способ не учитывает достаточно большое количество факторов, влияющих на солнечное излучение, однако он позволяет хотя бы приближенно оценить уровень солнечной радиации, воздействующей на провод.
Перед тем как рассчитывать фактическую температуру провода, необходимо определить примерный уровень токов, протекающих по элементам сети. Для этого необходимо определить граф электрической сети. Построение графа электрической сети осуществляется на основе известных выражений. Конфигурация сети в матричном виде представляется на основе первой матрицы инциденций. Предварительный уровень токов, протекающих по элементам, определим по выражению:
1 лин пред = М Х Jзад, (6)
где М - первая матрица инциденций; Jзад - задающий ток в узле электрической сети.
После определения примерного уровня токов, протекающих по элементам сети, необходимо преобразовать выражение (2) с учетом (3) к следующему виду для расчета температуры внешней поверхности изоляции:
г
0=0 +
внеш окр
1
^вын
^•(1 + «-0вН6ш )-Л-£п • Со -(Тв4неш - То4кр )+ 4 • ^Солн
d
К пр У
.(7)
Используемый при решении уравнений режима метод узловых напряжений предполагает определение значений проводимостей ветвей электрической сети. Определение проводи-мостей элементов сети производится обычно с помощью матрицы узловых проводимостей:
У = M•diag (z-1 )• Мт, (8)
где diag (Z-1) - матрица проводимостей продольных ветвей (матрица является квадратной и
неособенной), причем индуктивные проводимости считаются положительными.
Определение напряжений в узлах производится с помощью выражения (8). Тогда напряжения в узлах сети рассчитываются по выражению:
и = У-1' 1узл б, (9)
где У - матрица узловых проводимостей; 1узл б - вектор-столбец задающих токов с учетом
базисного балансирующего узла.
Определение обратной матрицы узловых и собственных проводимостей можно произвести на основе известных прямых методов: Жордана - Гаусса или ШШР-разложения. В данной работе обратную матрицу будем определять на основе метода Жордана - Гаусса.
Для определения токов 1лин, протекающих по элементам, необходимо произвести расчет падений напряжений А и. Выражения для определения этих параметров представлены ниже.
ли = Мт х и; (10)
1лин = diag (2-1 )х Аи, (11)
где Мт - транспонированная первая матрица инциденций; и - напряжения в узлах (без учета базисного узла); Ли - падение напряжений; 2-1 - обратная матрица сопротивлений.
Тепловые уравнения могут быть записаны различными способами, однако все они в целом отражают основную суть, представленную в выражении (1): количество полученной теплоты равно количеству отданной, включают в себя те или иные допущения и поэтому могут быть записаны разными способами.
После окончания итерационного процесса необходимо произвести расчет фактического уровня потерь активной мощности с учетом температуры провода по формуле:
ЛР©= II © -Л0 (1 + а • ©пров). (I2)
Алгоритм расчета установившегося режима электрической сети напряжением 6-35 кВ представлен на рисунках 1 и 2. Представленная работа является логическим продолжением ранее опубликованной [13] и подытоживает исследования в разрезе проблемы расчета установившихся электрического и теплового режимов разомкнутой электрической сети среднего класса напряжения.
При расчете установившегося режима ЭС с учетом температурной зависимости сопротивлений необходимо первоначально определить напряжения в узлах, затем протекающие токи и только после расчета параметров электрического режима перейти к определению тепловых параметров. Похожий подход используют авторы в работе [14] для распределительной сети с распределенной генерацией. Далее необходимо произвести корректировку существующих значений активных сопротивлений, которые обычно принимаются по паспортным данным и приводятся к температуре 20 °С.
Начало
1) Марки проводов электрической сети. ъх-ений ЛЭГ ь гфостр^Ектзе.
.
.
Коэффициент черноты поверхности
.
.
.
1
Рисунок 1, лист 2
Расчет установившегося режима с учетом температурной зависимости для разомкнутой распределительной сети напряжением 6-35 кВ произведен с помощью представленного выше алгоритма. Для расчета взаимного влияния электрического и теплового режимов рассмотрим распределительную сеть, представленную на рисунке 2. Параметры сети и нагрузки в узлах представлены в таблицах 1 и 2 соответственно. В данной схеме за балансирующий (базисный) узел принимается шина низкого напряжения понижающей подстанции 110/10 или
35/10 кВ. Температура окружающего воздуха 0окр принимается равной 25 °С. Скорость ветра
варьировалась от 0,6 до 1,2 м/с. Солнечная радиация принималась в соответствии с солнечным днем, чистой атмосферой в день летнего «солнцестояния».
Рисунок 2 - Схема рассматриваемой распределительной сети 10 кВ Таблица 1 - Параметры ветвей в электрической сети 10 кВ
Марка провода L, км Г0, Ом/км Dср, м гвнутр, м гвнеш, м V, м/с Е, о. е. ^изол, Вт/ (м -К) Рлин, град •А® о. е. хнач хкон
СИП3 120 1,02 0,288 0,65 0,0067 0,009 0,6 0,8 0,4 160 0,9 1 2
АС120/19 1 0,244 1 0,0076 0,0076 1,2 0,6 0,024 150 0,6 2 3
СИП3 70 1,97 0,493 0,65 0,0052 0,0075 0,9 0,8 0,4 125 0,9 3 4
АС120/19 1,32 0,244 1 0,0076 0,0076 1 0,6 0,024 10 0,6 3 5
АС120/19 1,22 0,244 1 0,0076 0,0076 0,6 0,6 0,024 140 0,6 5 6
СИП3 95 0,95 0,363 0,65 0,0057 0,008 0,6 0,8 0,4 170 0,9 6 7
Таблица 2 - Параметры нагрузки в электрической сети 10 кВ
Активная мощность, кВт Реактивная мощность, квар
900 450
820 500
710 350
680 420
620 390
580 280
В результате проведенного математического моделирования (расчета электрического режима) были получены следующие результаты (таблица 3):
1) напряжения в узлах сети;
2) токи в линиях с учетом тепловых процессов;
3) токи в линиях без учета тепловых процессов;
4) сопротивления линий с учетом и без учета климатических факторов;
5) фактическая температура проводника.
Таблица 3 - Результаты расчета УР ЭС 10 кВ с учетом температурной зависимости активных сопротивлений
и&, В и20, В /д , А /20, А ЯД, Ом ^ Ом АРД, кВт АР20, кВт 0 , 0 С лин'
10274,4 10301,2 282,7 284,5 0,355 0,294 85,14 69,909 76,02
10121 10156,1 226,2 226,5 0,267 0,244 40,97 37,171 45,082
10026,5 10065,8 45,6 45,7 1,026 0,971 6,395 6,006 35,114
10009,4 10049,2 126 125,5 0,345 0,322 16,431 15,208 39,163
9944,7 9987,1 79,9 79,4 0,315 0,298 6,037 5,653 35,779
9914,6 9958,6 37,5 37,2 0,373 0,345 1,572 1,442 41,608
Далее произведем расчет активной мощности в линиях электропередачи без учета и с учетом температуры, а также определим разницу потерь с учетом и без учета температуры:
с учетом температуры -
АР =у /Д .R = 156,546 кВт;.
темп / 1 0 0' '
без учета температуры -
АР = X/2о • ^20 = 135,39 кВт;
разница потерь с учетом и без учета температуры -
АР
АР
АР = темп
о". АР
• 100 = 13,514 %.
Произведем сравнение результатов, полученных с помощью разработанного алгоритма, и данных, полученных с помощью расчета установившегося режима по программе RastrWm3 (только электрического режима уже с учетом изменения активного сопротивления). Воспользуемся данными по узлам и ветвям, представленными в таблицах 1 и 2, приняв в расчете активное сопротивление, полученное по результатам работы алгоритма с учетом температурной зависимости активного сопротивления (столбец 5 в таблице 3). Результаты расчета установившегося режима с помощью программного комплекса RastrWin3 представлены на рисунках 3 и 4.
Узлы и 1!Нетрн к Графика = J
1/ -Г - Я № 1Э й
О г Тип Номер Название и_ноя И_ин Район 0_н Р_г 0_г ^ад йнйп 0_гпгй В._ш V ОеНа Территории
1 □ Ьэза 1 10 500 1 4 466,3 2 545,6 10 500,0
2 □ Наф 2 10 000 1 900,0 450,0 10 2 74,4 0*25
3 □ Нагр 3 10 000 1 820,0 500,0 10 120,0 -0,57
4 □ Нэф 4 10 000 1 710,0 350,0 10 076,4
5 □ Нагр 5 10 000 1 №0,0 420,0 10 009,2 -0,81
6 □ Напр 6 10 000 1 620,0 390,0 9 944,8 -е,9б
7 О Наф 7 10 000 1 550,0 200,0 9 914.6 -1,00
а -
Рисунок 3 - Результаты расчета установившегося режима из программы RastrWin3 (таблица узлов)
е Е Узлы х !! Ветви X Графика к 1
15 ш ■ш 3» й
О 5 Тип N. _наи Ч_кон 1Ч_П [[) Группы Название к X 0 КтД ц бй^анц р_нач О но1' N3 I тах 0Р 1 Зйгр.
I □ лэп 1 2 - 0,355 0,308 -4 466 2 546 ?Э2Г671 65,129
2 □ лэп 2 Э о,гь? 0,321 -3 482 ■2 023 ¿26,285 10,988
3 □ лэп 3 Л - 1,026 0,626 -716 -354 45,565 6,300
4 а лэп } 5 - 0,345 0,424 -I 904 1 116 125,946 16,423
5 □ лэп 5 6 0,315 0,391 -1 20« -679 79,905 6,037
6 лэп 6 7 - и, 373 0,296 -582 -281 37,5Е14 1,572
к !............|
Рисунок 4 - Результаты расчета установившегося режима из программы RastrWin3 (таблица ветвей)
Результаты, полученные с применением предложенного алгоритма и программы RastrWin3, приведены в таблице 4.
Таблица 4 - Результаты сравнения расчета установившегося режима с применением предложенного алгоритма и программы RastrWin3 для разомкнутой сети
U , в узл ' I , А лин ' AP, кВт
СН* RastrWin3 AU, % СН RastrWin3 AI, % СН RastrWin3 AP, %
10274,4 10274,4 0 282,69 282,67 0,007 85,14 85,129 0,013
10121 10120,9 0,001 226,235 226,29 0,024 40,97 40,988 0,044
10026,5 10026,4 0,001 45,581 45,57 0,024 6,395 6,39 0,078
10009,3 10009,2 0,001 125,981 125,95 0,025 16,431 16,423 0,049
9944,8 9944,8 0 79,905 79,905 0 6,037 6,037 0
9914,6 9914,6 0 37,504 37,504 0 1,572 1,572 0
* - сокращение от названия метода расчета установившегося режима.
Как видно из данных таблицы 4, погрешность определения режимных параметров не превышает долей процента относительно программного комплекса RastrWin3.
Разработанный метод и алгоритм расчета установившегося режима разомкнутой ЭС позволяет рассчитывать установившийся режим разомкнутой электрической сети среднего класса напряжения с учетом температурной зависимости активных сопротивлений. По результатам работы алгоритма были уточнены значения токов, напряжений и потерь активной мощности. Уточнение потерь активной мощности для представленной схемы с учетом фактической температуры относительно неучета составляет 13,514 %. Наибольшее уточнение наблюдается в сильно загруженных линиях (свыше 70 % от номинального значения), так как активное сопротивление также подвергается значительному уточнению относительно расчета режима без учета температурной зависимости активных сопротивлений. Представленный метод расчета установившегося режима разомкнутой электрической сети с учетом температурной зависимости активных сопротивлений можно рекомендовать для практического применения в электросетевых организациях.
Список литературы
1. Воротницкий, В. Э. Оценка погрешностей расч^а переменных потерь электроэнергии в ВЛ из-за неучета метеоусловий / В. Э. Воротницкий, О. В. Туркина. - Текст : непосредственный // Электрические станции. - 2008. - № 10. - С. 42 - 49.
2. Герасименко, А. А. Учет схемно-структурных и режимно-атмосферных факторов при расчете потерь электроэнергии по данным головного учета / А. А. Герасименко, Г. С. Тимофеев, И. В. Шульгин. - Текст : непосредственный // Вестник КрасГАУ. - 2008. -№ 3. - С. 287 - 293.
3. Шведов, Г. В. Оценка влияния метеоусловий на годовые нагрузочные потери электроэнергии в проводах воздушных линий / Г. В. Шведов, А. Н. Азаров. - Текст : непосредственный // Электричество. - 2016. - № 2. - С. 11 - 18.
4. Вихарев, А. П. Расчет допустимых токов для защищенных проводов ВЛ напряжением 110 кВ / А. П. Вихарев. - Текст : непосредственный // Электрические станции. - 2017. - № 3. -С. 31 - 34.
5. Никифоров, Е. П. Предельно допустимые токовые нагрузки на провода действующих ВЛ с учетом нагрева проводов солнечной радиацией / Е. П. Никифоров. - Текст : непосредственный // Электрические станции. - 2006. - № 7. - С. 56 - 59.
6. IEEE Std. 738-2012. (Revision of IEEE Std 738-2006 - Incorporates IEEE Std 738-2012 Cor 1-2013). Standard for Calculating the Current-Temperature Relationship of Bare Overhead Conductors, NY, The USA: IEEE, 2012, 72 p.
7. Петрова, Е. В. Оценка влияния солнечной радиации на нагрузочные потери активной мощности в высокотемпературных и самонесущих изолированных проводах линий электро-
передачи / Е. В. Петрова. - Текст : непосредственный // Известия Транссиба. - 2019. -№ 3 (39). - С. 134 - 145.
8. Никифоров, Е. П. Учет мощности нагрева солнечной радиацией проводов В Л электропередачи / Е. П. Никифоров. - Текст : непосредственный // Электрические станции. - 2008. -№ 2. - С. 49 - 51.
9. Гиршин, С. С. Разработка усовершенствованных методов расчёта установившихся режимов электроэнергетических систем с учетом температурной зависимости активных сопротивлений ВЛ / С. С. Гиршин, А. О. Шепелев. - Текст : непосредственный // Электрические станции. - 2019. - № 11. - С. 44 - 54.
10. Математическая модель расчета потерь мощности в изолированных проводах с учетом температуры / С. С. Гиршин [и др.]. - Текст : непосредственный // Омский научный вестник. - 2009. - № 3 (83). - С. 176 - 179.
11. Бубенчиков, А. А. Расчет температуры и потерь электрической энергии в самонесущих изолированных проводах воздушных линий электропередачи электроэнергетических систем : специальность 05.14.02 «Электрические станции и электроэнергетические системы» : диссертация на соискание ученой степени кандидата технических наук / Бубенчиков Антон Анатольевич; Омский гос. техн. ун-т. - Омск, 2012. - 154 с. - Текст : непосредственный.
12. Методика расчета предельных токовых нагрузок по условиям сохранения механической прочности проводов и допустимых габаритов воздушных линий : СТО 5694700729.240.55.143-2013. - Москва: ПАО «ФСК ЕЭС», 2013. - 67 с. - Текст : непосредственный.
13. Разработка алгоритма расчета потерь мощности в воздушных линиях электропередачи распределительных сетей с учетом режимных и климатических факторов / А. О. Шепелев [и др.]. - Текст : непосредственный // Омский научный вестник. - 2017. - № 3 (153). -С. 78 - 81.
14. Picanco A. F., A.C.Z. de Souza. Temperature-dependent Radial Power Flow with Distributed Generation, IEEE Milan PowerTech: 23-27 June 2019, Italy, Milan, 2019. -P. PTC.2019.8810992-1-PTC.2019.8810992-6. DOI: 10.1109/PTC.2019.8810992.
References
1. Vorotnickij V. E., Turkina O. V. Evaluation of errors in calculating variable electricity losses in overhead lines due to neglect of weather conditions [Ocenka pogreshnostej raschyota peremen-nyh poter' elektroenergii v vl iz-za neuchyota meteouslovij]. Elektricheskie stancii - Power Technology and Engineering, 2008, no. 10, pp. 42 - 49.
2. Gerasimenko A. A., Timofeev G. S., Shul'gin I. V. Consideration of structural, structural and atmospheric factors in the calculation of electricity losses according to the head accounting [Uchet skhemno-strukturnyh i rezhimno-atmosfernyh faktorov pri raschete poter' elektroenergii po dannym golovnogo ucheta]. VestnikKrasGAU- Bulletin KrasGAU, 2008, no. 3, pp. 287 - 293.
3. Shvedov G. V., Azarov A. N. Estimating the need to consider the actual meteorological conditions in calculating annual load losses of electric energy in the wires of overhead power lines [Ocenka vliyaniya meteouslovij na godovye nagruzochnye poteri elektroenergii v provodah vozdushnyh linij]. Elektrichestvo - Electrical Technology Russia, 2016, no. 2, pp. 11 - 18.
4. Viharev A. P. Calculation of permissible currents for protected wires of 110 kV overhead lines [Raschyot dopustimyh tokov dlya zashchishchyonnyh provodov VL napryazheniem 110 kV]. Elektricheskie stancii - Power Technology and Engineering, 2017, no. 3, pp. 31 - 34.
5. Nikiforov E. P. Maximum permissible current loads on the wires of existing overhead lines, taking into account the heating of the solar radiation wire [Predel'no-dopustimye tokovye nagruzki na provoda dejstvuyushchih VL s uchetom nagreva provoda solnechnoj radiacii]. Elektricheskie stancii - Power Technology and Engineering, 2006, no. 7, pp. 56 - 59.
6. IEEE Std. 738-2012. (Revision of IEEE Std 738-2006 - Incorporates IEEE Std 738-2012 Cor 1-2013). Standard for Calculating the Current-Temperature Relationship of Bare Overhead Conductors, NY, The USA: IEEE, 2012, 72 p.
2(42)
7. Petrova E. V. Assessment of solar radiation effect on real-power losses under load in high-temperature and self-supporting insulated wires of power lines [Ocenka vliyaniya solnechnoj radi-acii na nagruzochnye poteri aktivnoj moshchnosti v vysokotemperaturnyh i samonesushchih izo-lirovannyh provodah linij elektroperedachi]. Izvestiia Transsiba - Journal of Transsib Railway Studies, 2019, no. 3 (39), pp. 134 - 145.
8. Nikiforov E. P. Accounting for the heating power of solar radiation from the wires of overhead transmission lines [Uchet moshchnosti nagreva solnechnoj radiaciej provodov VL elektroperedachi]. Elektricheskie stancii - Power Technology and Engineering, 2008, no. 2, pp. 49 - 51.
9. Girshin S. S., Shepelev A. O. Development of improved methods for calculating steady-state modes of power systems taking into account the temperature dependence of the active resistances of overhead transmission lines [Razrabotka usovershenstvovannyh metodov raschyota usta-novivshihsya rezhimov elektroenergeticheskih sistem s uchyotom temperaturnoj zavisimosti ak-tivnyh soprotivlenij VL]. Elektricheskie stancii. - Power Technology and Engineering, 2019, no. 11, pp. 44 - 54.
10. Girshin S. S., Bubenchikov A. A., Goryunov V. N., Petrova E. V. A mathematical model for calculating power losses in insulated wires with temperature [Matematicheskaya model' raschyota poter' moshchnosti v izolirovannyh provodah s uchyotom temperatury]. Omskij nauchnyj vestnik - Omsk Scientific Bulletin, 2009, no. 3, pp. 176 - 179.
11. Bubenchikov A. A. Raschet temperatury i poter' elektricheskoj energii v samonesushchih izolirovannyh provodah vozdushnyh linij elektroperedachi elektroenergeticheskih system (Calculation of temperature and electric energy losses in self-supporting insulated wires of overhead power transmission lines of electric power systems). Doctor's thesis, Omsk, Omsk State Technical University, 2012, 154 p.
12. Metodika raschyota predel'nyh tokovyh nagruzok po usloviyam sohraneniya mekhani-cheskoj prochnosti provodov i dopustimyh gabaritov vozdushnyh linij (Methods for calculating the limiting current loads according to the conditions of maintaining the mechanical strength of the wires and the permissible dimensions of overhead lines). Moscow, OAO «FSK EES», 2013, 67 p.
13. Shepelev A. O., Girshin S. S., Goryunov V. N., Kuznetsov E. A., Petrova E. V., Kropotin V. O. Development of an algorithm for calculating power losses in overhead power transmission lines of distribution networks, taking into account operating and climatic factors [Razrabotka algoritma rascheta poter' moshchnosti v vozdushnyh liniyah elektroperedachi raspredeli-tel'nyh setej s uchetom rezhimnyh i klimaticheskih faktorov]. Omskij nauchnyj vestnik - Omsk Scientific Bulletin, 2017, no. 3, pp. 78 - 81.
14. Picanco A. F., A. C. Z. de Souza. Temperature-dependent Radial Power Flow with Distributed Generation, IEEE Milan PowerTech: 23-27 June 2019, Italy, Milan, 2019. -P. PTC.2019.8810992-1-PTC.2019.8810992-6. DOI: 10.1109/PTC.2019.8810992.
ИНФОРМАЦИЯ ОБ АВТОРЕ
Шепелев Александр Олегович
Омский государственный технический университет (ОмГТУ).
Мира пр., д. 11, г. Омск, 644050, Российская Федерация.
Старший преподаватель кафедры «Электроснабжение промышленных предприятий», ОмГТУ. Тел.: +7 (983) 624-20-08. Е-таП: [email protected]
INFORMATION ABOUT THE AUTHOR
Shepelev Alexander Olegovich
Omsk State Technical University (OmSTU).
11, Mira st., Omsk, 644050, the Russian Federation.
Senior lecturer of the department «Industrial enterprises power supply», OmSTU. Phone: +7 (983) 624-20-08. E-mail: [email protected]
БИБЛИОГРАФИЧЕСКОЕ ОПИСАНИЕ СТАТЬИ BIBLIOGRAPHIC DESCRIPTION
Шепелев, А. О. Разработка алгоритма и метода расчета режима разомкнутой электрической сети напряжением 6-35 кВ с учетом температурной зависимости активных сопротивлений / А. О. Шепелев. -Текст : непосредственный // Известия Транссиба. -2020. - № 2 (42). - С. 103 - 114.
Shepelev, A. O. Development of an algorithm and method for calculating the open-operated electric network with a voltage of 6-35 kV taking into account the temperature dependence of active resistance. Journal of Transsib Railway Studies, 2020, no. 2 (42), pp. 103 - 114 (In Russian).
УДК 621.311
И. М. Богачков
ООО «Газпром проектирование», Тюменский филиал, г. Тюмень, Российская Федерация
ОПТИМИЗАЦИЯ СИСТЕМЫ ВНЕШНЕГО ЭЛЕКТРОСНАБЖЕНИЯ ПУТЕМ ВЫБОРА ПРОГРЕССИВНОГО КЛАССА НАПРЯЖЕНИЯ С УЧЕТОМ ВСЕГО ЖИЗНЕННОГО ЦИКЛА ГАЗОВОГО МЕСТОРОЖДЕНИЯ
Аннотация. В работе на примере действующих газовых месторождений Западной Сибири обозначена проблема правильного выбора класса напряжения с учетом всех периодов жизненного цикла газовых месторождений. Неверно выбранный класс напряжения приводит к тормозу развития газового месторождения. Произведена оценка динамики электрической нагрузки. Выполнен анализ существующих способов выбора класса напряжения и выявлены их недостатки. Разработаны математические модели расчета оптимального класса напряжения и расчета дисконтируемых затрат путем использования теории планирования эксперимента. Разработан алгоритм выбора оптимального напряжения и исследованы распределительные и питающие сети системы внешнего электроснабжения существующих газовых месторождений Западной Сибири. Предложен прогрессивный класс напряжения для питающей и распределительной сетей.
Ключевые слова: класс напряжения, система внешнего электроснабжения, мобильная компрессорная станция, расчетная электрическая нагрузка, компримирование, теория планирования эксперимента, расчетная нагрузка, коэффициент прироста нагрузки, коэффициент распределения по линии, жизненный цикл месторождения.
Ivan M. Bogachkov
Tyumen branch of LLC «Gazprom engineering», Tyumen, the Russian Federation
EXTERNAL POWER SUPPLY SYSTEM OPTIMIZATION BY CHOOSING A PROGRESSIVE VOLTAGE CLASS CONSIDERING THE TOTAL LIFE CYCLE
OF A GAS FIELD
Abstract. Using the example of operating gas fields in the Western Siberia, the issue of the correct choice of voltage class, considering all the periods of gas fields life cycle, appears. Wrong choice of the voltage class leads to braking development of a gas field. Gas field technological scheme during the each period of the life cycle is considered, the dynamics of the electrical load is estimated. The analysis of existing methods of choosing the voltage class is carried out and their flaws are revealed. Mathematical models of the optimal voltage class calculation and discounted costs calculation are developed using the theory of experiment planning. An algorithm of choosing the optimal voltage is developed and the distribution and supply networks of the external power supply system of the existing gas fields in Western Siberia are investigated. Progressive voltage class for power supply and distribution network is proposed. Conclusions are made.
Keywords: voltage class, external power supply system, mobile compressor station, calculated electrical load, compression, theory of experiment planning, calculated load, load growth factor, distribution factor along the line, field life cycle.
Все газовые месторождения проходят четыре периода жизненного цикла [1, 2]: нарастающая добыча, постоянная добыча, падающая добыча, ликвидация месторождения.
С первого по третий период происходит снижение во времени объемов добычи газа, среднего пластового давления и забойных давлений скважин.
114 ИЗВЕСТИЯ Транссиба №2 021402)
