CC BY
20
Electrical & Electronics Engineers (IEEE), 2013. — P. 740-743. doi:10.1109/iceets.2013.6533476
3. Билека, Б. Д. Экономичность когенерационных и комбинированных когенерационно-теплонасосных установок с газопоршневыми и газотурбинными двигателями [Текст] / Б. Д. Билека, Р. В. Сергиенко, В. Я. Кабков // Авиационно-космическая техника и технология. — 2010. — № 7(74). — С. 25-29.
4. Билека, Б. Д. Использование ГТУ и ГПД в когенерацион-ных системах получения теплоты [Текст] / Б. Д. Билека, Л. К. Гаркуша // Двигатели и энергоустановки аэрокосмических летательных аппаратов. — 2009. — № 7(54). — С. 16-18.
5. Билека, Б. Д. Когенерационно-теплонасосные технологии в схемах горячего водоснабжения большой мощности [Текст] / Б. Д. Билека, Л. К. Гаркуша // Промышленная теплотехника. — 2012. — Т. 34, № 4. — С. 52-57.
6. Doseva, N. Advanced exergatic analysis of cogeneration system with a biogas engine [Text] / N. Doseva // 14th SGEM GeoConference on Energy and Clean Technologies Conference Proceedings. — June 19-25, 2014. — Book 4, Vol. 1. — P. 11-18. doi:10.5593/sgem2014/b41/s17.002
7. Горобець, В. Г. Ексергетичний аналiз ефективносп енерге-тичних систем для комплексного виробництва електрич-но! та теплово! енергп з використанням поновлювальних джерел енергп [Текст] / В. Г. Горобець, Б. Х. Драганов // Вщновлювальна енергетика. — 2010. — № 3(22). — С. 5-12.
8. Dev, N. Development of reliability index for cogeneration cycle power plant using graph theoretic approach [Text] / N. Dev, Samsher, S. S. Kachhwaha, R. Attri // International Journal of System Assurance Engineering and Management. — 2014. — Vol. 5, № 4. — P. 700-710. doi:10.1007/s13198-014-0235-4
9. Чайковська, 6. 6. Розробка енергозберпаючо! технологи функцюнування бюгазово! установки у склада когенерацшно! системи [Текст] / 6. 6. Чайковська // Схщно-6вропейський журнал передових технологш. — 2015. — № 3/8(75). — С. 44-49. doi:10.15587/1729-4061.2015.44252
10. Чайковська, 6. 6. Узгодження виробництва та споживання енергп у склада когенерацшно! системи [Текст]: зб. наук. пр. / 6. 6. Чайковська, В. В. Стефанюк, I. В. Абросимов // Вюник Нащонального техшчного ушверситету «ХП1». Се-рiя: Новi ршення в сучасних технолопях. — 2015. — № 46(1155). — С. 63-67.
РАЗРАбОТКА МЕТОДА ПОДДЕРЖКИ ФУНКЦИОНИРОВАНИЯ КОГЕНЕРАЦИОННОЙ СИСТЕМЫ НА бИОГАЗОВОМ ТОПЛИВЕ
В работе на основе предложенной когенерационной системы разработан метод поддержки температуры местной воды при измерении температуры обратной воды и температуры греющего теплоносителя на входе в теплообменник и на выходе из теплообменника контура охлаждения двигателя. Принятие решений на изменение количества пластин теплообменника при сохранении постоянными расходов теплоносителей позволяет согласовывать функционирование биогазовой установки и когенерационной системы с использованием теплового насоса, для которого низкопотенциальным источником энергии является сброженное сусло.
Ключевые слова: когенерационная система, биогазовое топливо, тепловой насос.
Чайковська €вгетя Свстафпвна, кандидат технгчних наук, старший науковий ствробтник, доцент, кафедра теоретичног, загальног та нетрадицшног енергетики, Одеський нацюнальний полтехшч-ний ушверситет, Украгна, e-mail: eechaikovskaya@gmail.com. Стефанюк Вадим Володимирович, астрант, кафедра теоретичног, загальног та нетрадицшног енергетики, Одеський нацюнальний полтехшчний утверситет, Украгна.
Чайковская Евгения Евстафьевна, кандидат технических наук, старший научный сотрудник, доцент, кафедра теоретической, общей и нетрадиционной энергетики, Одесский национальный политехнический университет, Украина.
Стефанюк Вадим Владимирович, аспирант, кафедра теоретической, общей и нетрадиционной энергетики, Одесский национальный политехнический университет, Украина.
Chaikovskaya Eugene, Odessa National Polytechnic University,
Ukraine, e-mail: eechaikovskaya@gmail.com.
Stefanuk Vadim, Odessa National Polytechnic University, Ukraine
УДК 621.311
Б01: 10.15587/2312-8372.2015.55805
Сиротенко м. А. РАЗРАБОТКА МОДЕЛЕЙ И МЕТОДОВ
ОПТИМИЗАЦИИ ПАРАМЕТРОВ СИСТЕМЫ ПОВЫШЕНИЯ НАДЕЖНОСТИ В РАЗВЕТВЛЕННЫХ СЕТЯХ 10 кВ
Предложен метод оптимизации структуры и параметров системы повышения надежности в распределительной сети 10 кВ, который позволяет учитывать возможность наличия в ее составе различных типов указателей поврежденных участков и коммутационных аппаратов. Приведены результаты поиска оптимальных решений как для разветвленных резервированных, так и нерезервированных электросетей.
Ключевые слова: распределительная электрическая сеть, надежность, секционирование, эффективность, оптимизация.
1. Введение
Время, в течение которого условный потребитель недополучает электроэнергию, зависит в основном от среднего времени, затрачиваемого бригадой на поиск
места повреждения. При этом средства повышения надежности (СПН), которые влияют на величину времени поиска короткого замыкания (КЗ) в электрических сетях можно условно разделить на две группы: методы и средства определения места повреждения на линии;
автоматические секционирующие аппараты, которые также могут передавать информацию о месте повреждения непосредственно на диспетчерский пункт.
Как показывает практика, в распределительных сетях 6-10 кВ особенно эффективной является установка указателей поврежденного участка, которые при поиске повреждения на отключенной линии электропередачи (ЛЭП) дают информацию о наличии или отсутствии КЗ за местом установки устройства.
Однако, разрешение проблемы оптимизации размещения секционирующих аппаратов и устройств для поиска поврежденных участков сети в литературе рассматриваются отдельно, что не позволяет учитывать возможность наличия в составе системы повышения надежности различных средств, влияющих на величину времени поиска места повреждения. Этим обосновывается актуальность проведенного исследования.
2. Анализ литературных данных и постановка проблемы
В среднем в течение года условный потребитель в Украине не получает услуг по электроснабжению 1279 минут [1]. С целью снижения величины данного показателя в [2] используются фиксирующие приборы, устанавливаемые на вводе понижающей подстанции. Однако, несмотря на высокую точность определения расстояния до места КЗ, за счет возможности учета влияния переходного сопротивления, данная методика показывает себя неэффективной в случае, если ЛЭП разветвлена. В [3, 4] предложен алгоритм, позволяющий решить данную проблему, а также приведены возможности программного обеспечения по результатам параметров аварийного режима. При этом определение поврежденного участка происходит с последующим уточнением расстояния до места повреждения [3]. Установка же указателей поврежденного участка, согласно [5], считается целесообразной на ответвлениях, осмотр состояния которых приходится производить пешком, а протяженность равна или превышает 2-2,5 км.
Места расположения секционирующих устройств в [6, 7] определяются исходя из количества аппаратов и расчетной приведенной длины участков между ними. При этом доказано, что общий эффект секционирования сети равен сумме эффектов от установки отдельных коммутационных аппаратов (КА). Методики, позволяющие оптимизировать уровень надежности не только распределительной сети в целом, но и отдельных потребителей, за счет размещения КА также описаны в [8, 9]. Согласно [8], выбор количества и мест установки секционирующих устройств осуществляется в зависимости от расчетной нагрузки и суммарной длины линии 10 кВ, а также присутствия на ней потребителей первой категории.
Однако, все вышеперечисленные методики имеют ряд недостатков, к основным из которых следует отнести невозможность их применения в случае, когда в системе повышения надежности присутствуют различные типы устройств, а также отсутствие обоснования места и схемы размещения СПН.
В связи с этим встает актуальной научная задача разработки научно-методического аппарата, который позволит обеспечить оптимизацию структуры и состава
системы повышения надежности в распределительных сетях 10 кВ.
3. объект, цель и задачи исследования
Объект исследования — процесс поиска мест повреждений при аварийных режимах работы разветвленных электрических сетей сельских регионов с установленными средствами повышения надежности.
Целью исследований является повышение надежности электроснабжения потребителей в сельских регионах путем оптимизации количества и мест установки устройств для поиска поврежденных участков в секционируемой распределительной сети.
Для достижения поставленной цели необходимо было решить следующие основные задачи:
— разработать математическую модель оценки среднего времени перерывов в электроснабжении, позволяющую учитывать наличие в системе повышения надежности разветвленной сети как устройств для поиска поврежденных участков, так и секционирующих аппаратов;
— разработать математическую модель оценки интегрального годового недоотпуска электроэнергии потребителям, позволяющую учитывать наличие различных СПН в распределительной сети 10 кВ;
— сформулировать задачу и разработать вычислительную программу автоматизированного поиска оптимального решения по приоритетным для лица, принимающего решения (ЛПР), критериям;
— определить наиболее эффективные устройства, применяемые для повышения надежности, а также провести оценку эффекта от оптимизации их размещения в разветвленной сети.
4. математическая модель оценки среднего времени перерывов
в электроснабжении
Для достижения поставленной цели была построена математическая модель размещения СПН в разветвленных сетях сельских регионов, где процесс функционирования распределительной электрической сети (РЭС) подчиняется закономерности, определяющей простейший поток, т. е. поток событий, удовлетворяющий свойствам стационарности, отсутствия последствий и ординарности.
При этом любая разветвленная распределительная сеть рассматривалась как сеть (рис. 1, а), в которой количество ответвлений от магистрали определяется числом N. Каждое из них, в свою очередь, имеет ответвления, количество которых определяется числом N, Щ^) и т. д. В зависимости от количества ответвлений, магистраль линии (ответвление, ответвление от ответвления и т. д.) разбивается на последовательные участки, которые определяются длинами 4 (/ад, /ццг)) и т. д. соответственно). Нумерация последовательных участков, как и нумерация ответвлений, начинается с нуля, как это показано на рис. 1, б. В конце магистрали линии всегда находится одна подстанция с расчетной активной потребляемой мощностью электроустановок потребителей Р (в случае, если в сети есть магистральное резервирование, Р = 0), соответственно в конце ответвлений от магистрали — Р\, ответвлений от ответвлений — Р;(к) и т. д.
т =х„ +-
(sпосл. пер. _ ^обхода) _ k ^обхода
Vcp
Vx
Тл =-
(s
поиска _ ^посл. пер.
) ' kK]
V
' СР
(2)
(3)
б
Рис. 1. Схема: а — распределительной сети с указанием количества ответвлений, б — i-га ответвления ат магистрали с указанием длин последовательных участков и мощности электроустановок потребителей
где Vx — средняя скорость обхода, км/ч; Кр. — средняя скорость движения бригады на автомашине, км/ч; ккр. — коэффициент кривизны дорог по отношению к воздушной прямой, соединяющей конечные точки маршрута переезда бригады.
Для расчета среднего расстояния, преодолеваемого ремонтной бригадой от момента начала поиска и от момента локализации поврежденного участка до момента выявления места повреждения, а также среднего расстояния, преодолеваемого бригадой во время обхода поврежденных участков цепи, были разработаны рекуррентные матричные формулы (4), (5) и (6), соответственно.
^ поиска = {[^1/2 . Цпосл. . С посл. +
+ !посл. ■( Спосл. + А ■и) + 2 ■ Цабвг ■ Н х
х(бвг т.спосл. + кбвг т-7бвг)]//общ.+
+ тпоиска , (4)
где матрица Цпосл имеет вид Ц1юсл : {{элп}, п = 1,N +1,
С учетом того, что места потенциальной установки любых СПН, сигнализирующих о местонахождении поврежденного участка, находятся сразу после точек разветвления линии (при наличии сетевого резервирования, _
допускается установка СПН и непосредственно перед где /1элпп = /п_\, Спосл-: {ст, п}, т,п = 1,N +1, где ст, п = /т-1
ответвлениями на участках магистрали) в качестве воз- _
можных альтернатив для каждого места потенциальной при т = п и ст, п = 0 при т Ф п; А: {ат, п }, т, п = 1, N +1, установки устройств было рассмотрено 4-е варианта:
а) установка указателя поврежденного участка (УПУ);где ат, п = 0 при т > п и ат, п = 1 при т < п; Q: {т, 1},
б) установка УПУ, которая может передавать ин-
формацию о месте повреждения непосредственно та т = 1,N +1, где дт,\ = 1; и:{ит,п}, т,п = +1, где ит,п = диспетчерский пункт (ДП);
в) установка УПУ, имеющая возможность передачи! =(¿4°™. + НТ_2 ит_2) Нт_2 при т = плт Ф1 и ит, п = 0
информации о месте повреждения на ДП, совместно ___
с линейным разъединителем (ЛР), установленным на при т Ф п V т = п = 1; Н: {т, п}, т,п = +1, где hm, п = Ьт соседней опоре;
г) установка автоматического секционирующего ап- при т = п л т Ф N +1 и Лт, п = 0 при т Ф п V т = п = N +1; парата. _
Наличие или отсутствие аппарата определялось ко- ¿абвг: {/1эл11}, п = 1,N +1, где /|>л11 = (-Цп0-™. + —-Т)■ ХЙг 'Нп_1 эффициентами Ьа, Ьб, Ьв и Ьг соответственно, принимающими значение 1, если он установлен в том или ином при пФ N +1 и /^ = 0 при п = N +1;7бвг: {ут, „}, месте возможной установки, и 0 — если не установлен. _
Математическая модель расчета среднего времети т, п = 1, N +1, где ут, п ^-Цт™. + НТ_1' Т4_1 )-Хтв_г1 'Нт_1 перерывов в электроснабжении потребителей в расчете
на одно устойчивое повреждение представлена в виде: при т = п л т Ф N +1 и ут, п = 0 при т Ф п V т = п = N +1;
т _1_
(1) Хабвг: [хщп }, m, n = 1, N +1, где хщп = П b|Ь -bf b при
v ; k=0
При этом среднее время, затрачиваемое бригадой
m = n и xm, n = 0 при m Ф n; Хбвг: {xm, n}, m,n = 1,N +1,
от момента начала поиска до момента выявления мес- где xm,n = П b| -b| 'b\ при m = n и xm, n = 0 при m Ф n;
та повреждения, и средняя продолжительность этапа локализации поврежденного участка рассчитывается по формулам (2) и (3), соответственно.
k=0
Nбвг:{пЭлп}, m,n = 1,N +1, где n^n = b6m_x-b^-b^ при
5. Математическая модель оценки
т-1_ _ _ т -2_ _ _
т = п +1, птлп = П Ьб ■ Ьв ■ ЬкП Ьв ■ Ьг при т > п + 1
к=П ' интегрального недоотпуска
и п^п = 0 при т < п; К6» : }, т,п = , где электроэнергии потребителям
т——--гт1^------В основу математической модели оценки годового
кщп = ПЬб ■Ьв ■'ПЬг ■Ьв ■Ьг при т>п и ктл*п = 0 недоотпуска электрической энергии в сети было по-
к=п г=п __ложено предположение, что его зависимость от схемы
при т<п; Тпоиска :{^,п}, п = 1,N +1, где = snюíска при установки секционирующих аппаратов, определяется некоторым числом г размерностью кВт*км. С учетом пред-
п Ф N +1 и п = 0 при п = N +1; /общ. — общая длина ложенной модели оценки среднего времени перерывов
в электроснабжении, выражение для расчета недоотпуска
линии с ответвлениями, км. электроэнергии в любой одноцепной нерезервируемой
сети получило вид:
спосл. пер. = 1ы/2 Гпосл. спосл. +
Л = 11-1/2■1 с + AW = гг■ ш■(тл + тд) + гвг■ ш■(т'-тл + тр) + гвгХ^п, (7) + !посл. ■ ((в ■ Спосл. + гв Ув) + 2 ■ 1абвг ■ Н х
,, , _ , _ , л т где юп, Vn — частота аварийных и плановых отклю-
х( бвгТ С посл. + Кбвг Т У бвг )| / / + тпосл. пер. I ( (5) и и 1
\ )у общ. ^ ' чений соответственно, 1/год*км;п — продолжительность планового отключения, час;Х — коэффициент,
__учитывающий меньшую тяжесть плановых отключений.
где матрица Wв имеет вид Wв : {шт, п}, т,п = 1,N +1, При этом значения гг и гвг рассчитываются по рекур-
п-2 _ п-1 — рентным матричным формулам (8) и (9), соответственно.
где ®т, п = 0 при т > п и п = П Ь£ ■П Ьв при
к= т-1 г= т
т < п; гв: {т,п }, т, п = 1, N +1, где zщn = 0 при т > п, гг = (1посл + I )■(( - ))г ■(( - )мощн- + Rг (,(8)
--п-1 _ п-1-
где матрица М имеет вид М: {ттлп}, т,п = +1, где ттлп = 1 при т = п и ттлп = 0 при тФ п; II:{/щ},
я = 1,Я +1, где /ft = (L°-f + L-1)■ Х;^-ßn-j при яФN + 1
Zm, n = bm-i' при m = n и zm, я = П b| П Цв' при m < n;
k= m-1 r=m
Fв : {ym, n}, m,n = 1,N +1, где ym,n = ( + ßT-i ■ FmB-i) x x ^m-1 Qm-1 при m = n л m Ф N +1 и ym, n = 0 при m Ф
__m-1_
Ф n v m = n = N +1; Xв: {xm, n }, m, n = 1,N +1, где xm, n = П Щ _
k=o и /fJIn = 0 при n = N +1; Xг: {xm, n}, m,n = 1,N +1, где xm, n =
при m = n и xm, n = 0 при m Ф n; Tпосл пер : {^1, n}, n = m-1_
__=П bj при m = n и xm, n = 0 при m Ф n; 5г: {bm^n},
= 1, N +1, где t1n = пер- при n Ф N +1 и t1n = 0 при k=0 __m-1_
m, n = 1, N +1, где bm^ n = П bj при m > n и ЬВЛя = 1 при n = N + 1. k= n
m < n; 5мощн.: {5m, 1}, m = 1, N +1, где 5m, 1 = QT-1 ■ ^M-1?'. при
5обхода = {[1/2■ ¿посл. ■ Спосл. + m Ф N +1 и 5m1 = P при m = N +1; R1: {г1!;лп}, я = 1,N +1,
I Гпосл. /тт/бвг /"'посл. I убв! убв1\ I 7"абвг ZT W
+ L ■ С +z j +L ■H x где r^гяя-1 при nФN +1 и r^ = 0 при n = N +1.
x((бвг T Спосл + Kбвг T■Fбвг//общ.+ Tобхода, (6)
rвг = (¿посл. + ¿вг) (Ai - Xвг) x
где матрица W6вг имеет вид №бвг:{wm,n}, m,n = , где x Ввг■((-Хвг)5мощн + Rвг■ß, (9)
n-2 _ _ _ n-1- - -
Wm, n = 0 при m > n и Wm, n = П bk ' 4 ■ Ц ■П b6'■ b?'■ Ьг' r -
k=m-1 r=m где матрица ¿вг имеет вид ¿вг: {{я }, n = 1,N +1, где
при m < я; г6вг: {zm, я } m, n =1,N +1 где zm, я = 0 при /^ = (¿^ос1л+ L^r-1) ■ ХЩ-1 ■ßn-1 при я Ф N +1 и /fn = 0 при
m -1
> я, Zm, я = ЬВВ-Л bm-1' ■ bm-1' при m = я и Zm, я = я = ^ + 1;Х^вг: { я }■, вп, я = 1,N +1, где im, я = ПЬв ' b;g при
k=0
m
я-1 _ _ _ я-1
п
k = m-1
n
= П b6 ■ bf ■ bj ■П br6'^ W ■ bl' при m < я; То6хода : {t1,^, m = n и xm, n = 0 при m Ф я; Ввг: {bm^n }, m, n = 1,N +1, где
k= m-1 r=m
m -1_ _
= 1N+1, где t1, n = 5Я-хода при я ф N +1 и t1, n = 0 при ^n = П bk ■ bk при m > n и ^BJ'n =1 при m < n; Rвг: }, n =
n = N +1. = 1, N +1, где rfJn = rnB_T1 при я Ф N +1 и r1f>n = 0 при n = N +1.
В случае же если на магистрали линии установлен автоматический ввод резерва (АВР), формула для расчета ожидаемого недоотпуска электроэнергии принимает вид:
AW= -
L10"1-((г + Zг) + +Lr (Kг+KrT + M)
S мощн.+ rt . gl ж. (тл + тд) +
6. Вычислительная программа автоматизированного поиска оптимального решения
Известно, что установка системы повышения надежности целесообразна, если эффект от ее установки больше, чем годовые приведенные затраты на монтаж и обслуживание аппаратов, входящих в состав этой системы [7]:
Lnora- -((вг + Zвг) + +Lbt - (Kвг + KвгТ + M)
Lno™ -((вг + Zвг)+ +Lbt -((вг+Kвг T + M)
S мощн+ Rbt - ßl - w-(т'-тл + тр)+ Eff (xi )> ZnP(xi ).
(11)
В случае если схема размещения устройств Х{, принад-
1 лежащая множеству конечных альтернатив, удовлетворяет
■Х У'П (10) условию (11), то XI еХ. Из множества альтернатив X и осуществляется поиск единственных решений по приоритетным для ЛПР критериям:
где матрица ZBr имеет вид ZBr: {zm, n}, m,n = 1,N +1,
где zm, n = 0 при m > n, zm, „ = bm_{-bTm_{ при m = n
n-1 _ _ n-1- -
и Zm, n = П bk -Ц П b?' -by при m < n; Nв:(Лп}, m,n =
k= m-1 t= m
m-1— m-2"
TE/f (i)G argmin Znp. (/),
yi e argmax(Eff (xi)) xi eX
TZnp. (i) e argmax Eff (yi) yie argmin(Znp. (xi))
xi eX
(12) (13)
= 1, N +1, где ПЛп = bm-1 при m = n +1, n^Jn = П b? - П b?'
k=n T=n
при m > n +1 и ПЛп = 0 при m < n; Nbt : (пЭЛЛ'п}, m,n =
ropi(i) eargmin((E//(xi)-E//perf)2 + (пр.(xi))2 ) (14)
Xi eX * '
где rE//(i) — оптимальное решение по приоритету эф-= 1,N +1, где пЭЛп = 6m-i 6-i при m = n +1, птЛ;п = фекта от установки; rZnv.(i) — оптимальное решение по ____приоритету приведенных затрат; гор^) — оптимальное
= П6B-Ц- П 6rB' Аг' при m > n +1 и nm; n = 0 при m < n; решение при Паритете обоих критериев. k= n r= n ' С целью автоматизации процесса поиска оптималь-
г . --m-1— m-i— ного решения в среде разработки Delphi 7 была разра-
Kв:{m%}, m,n =1,N +1, где = П'П6в при m>n ботана специализированная вычислительная программа
ПоискСПН.ехе, которая позволила реализовать пред-
= n T = n
и кт,п = 0 при т < п; Квг: {тлп}, т,п = 1,N +1, где ктл,'п = ложенные модели и алгоритм, снижающий количество
_1 т_1____выполняемых итераций за счет использования особен-
= ПЬкЬ ПЬУ 'ЬУ при т >п и ктЦп = 0 при т < п. ностей объекта исследования [10]. Интерфейс данного
к= п г=п программного продукта представлен на рис. 2.
Рис. 2. Интерфейс программного продукта ПоискСПН.ехе
+
+
Средствами разработанного программного обеспечения предусмотрены формы для задания топологии сети, параметров нагрузки и длины каждого ответвления, а также общих параметров, необходимых для расчета не-доотпуска электроэнергии и эффекта от установки СПН.
7. Исследование влияния параметров линии электропередачи на результат оптимизации системы повышения надежности
С помощью разработанной вычислительной программы было проведено исследование влияния величины параметров ЛЭП на ожидаемый результат оптимизации системы повышения надежности.
На рис. 3 и 4 показано, как изменяются эффект приведенные затраты на установку, время поиска места повреждения и схема размещения СПН в зависимости от сочетаний значений мощности электроустановок Sг и длины 1г ЛЭП от источника питания до одного из потребителей участков типовых резервируемых и не-резервируемых РЭС, соответственно.
Проведенный расчетный эксперимент показал, что в разветвленных одноцепных сетях 10 кВ как при малых, так и больших мощностях электроустановок потребителей наиболее эффективной является установка ЛР совместно с УПУ, позволяющим передавать информацию о месте повреждения на ДП.
В то же время установка СПН в сетях с резервированием является более дорогостоящей, ввиду необходимости установки хотя бы одного автоматического секционирующего аппарата на магистрали линии, и, как следствие, неэффективной при малых (меньше 250 кВА) мощностях электроустановок потребителей.
Таким образом выявлено, что установка оптимальной системы повышения надежности позволит снизить:
— ожидаемый ущерб от годового недоотпуска электрической энергии до 83,17 % — в сети без АВР, до 89,93 % — в сети с АВР;
— ожидаемое среднее время, затрачиваемое бригадой на поиск места повреждения, до 82,37 % — в сети без АВР, до 75,99 % — в сети с АВР.
хм
о о
LOOO
Sj= кВА
км
О о
1000
S3=kBA
Рис. 3. Влияние параметров ЛЭП нерезервируемой сети на: а — оптимальную схему размещения СПН при паритете критериев эффекта и затрат; б — величину приведенных затрат на установку; в — величину эффекта от установки СПН; г — величину среднего времени поиска места
повреждения
в
Рис. 4. Влияние параметров ЛЭП резервируемой сети на: а — оптимальную схему размещения СПН при паритете критериев эффекта и затрат; б — величину приведенных затрат на установку; в — величину эффекта от установки СПН; г — величину среднего времени поиска места
повреждения
8. Выводы
В результате проведенных исследований:
— разработана математическая модель оценки среднего времени перерывов в электроснабжении, позволяющая учитывать наличие различных типов СПН в системе повышения надежности разветвленной сети;
— разработана математическая модель оценки интегрального недоотпуска электроэнергии, позволяющая учитывать наличие в распределительной сети 10 кВ как указателей поврежденных участков, так и секционирующих аппаратов;
— разработана вычислительная программа, позволяющая производить автоматизированный поиск оптимального решения по приоритетным для ЛПР критериям;
— показано, что в разветвленных распределительных сетях 10 кВ без резервирования наиболее эффективным средством повышения надежности является линейный разъединитель, установленный совместно с указателем поврежденного участка, который может передавать информацию о месте повреждения на диспетчерский пункт;
— показано, что в резервируемых распределительных сетях 10 кВ, мощности электроустановок потребителей которых не превышают 250 кВА, установка дополнительных СПН, в том числе и самих АВР, не эффективна.
Литература
1. Шкура, В. П. Об аварийности в 2010 году и показатели надежности в электрических сетях 6-150 кВ энергоснабжающих компаний, которые входят в состав НАК «ЭКУ» [Текст] / В. П. Шкура // Электрические сети и системы. — 2011. — № 2. — С. 32-42.
2. Аржанникова, А. Е. Определение расстояния до места короткого замыкания в сетях 6-10 кВ [Текст] / А. Е. Аржан-никова // Энергетик. — 1997. — № 12. — 22 с.
3. Борухман, В. А. Установка указателей поврежденного участка линии 6-10 кВ типа УПУ-1 [Текст] / В. А. Борухман // Электрические станции. — 1979. — № 10. — 84 с.
4. Dong Xinzhou. Optimizing solution of fault location [Text] / Dong Xinzhou, Chen Zheng, He Xuanzhou, Wang Kehong, Luo Chengmu // IEEE Power Engineering Society Summer Meeting. — 2002. — Vol. 3. — P. 1113-1117. doi:10.1109/ pess.2002.1043442
5. Гриб, О. Г. Метод определения мест коротких замыканий [Текст] / О. Г. Гриб // Энергоснабжение. Энергетика. Энергоаудит. — 2009. — № 11. — С. 29-31.
6. Козирський, В. В. Електропостачання сшьського господар-ства [Текст] / В. В. Козирський, И. П. Притака. — К.: Урожай, 1995. — 304 с.
7. Козырский, В. В. Секционирование разомкнутых электрических сетей с учетом неопределенности исходных данных [Текст] / В. В. Козырский, И. П. Притака // Известия ВУЗов СССР. Энергетика. — 1987. — № 12. — С. 14-19.
В. Будзко, И. А. Электроснабжение сельского хозяйства [Текст] / И. А. Будзко, Н. М. Зуль. — М.: Агропромиздат, 1990. — 496 с.
9. Зорин, В. В. Модели оптимизации надежности распределительных электрических сетей [Текст] / В. В. Зорин, В. А. Попов, П. Э. Экель // Энергетика и электрификация. — 1988. — № 3. — С. 46-49.
10. Сиротенко, М. А. Вычислительная программа поиска оптимального количества и мест размещения средств повышения надежности в распределительных электрических сетях 10 кВ [Текст] / М. А. Сиротенко // Вюник Харгавського нацюнального техшчного ушверситету сшьського госпо-дарства iм. П. Василенка. Серiя: Проблеми енергозабез-печення та енергозбереження в АПК Украши. — 2013. — Вип. 142. — С. 62-63.
РОЗРОБКА МОДЕЛЕЙ ТА МЕТОДШ ОПТИМiЗАЦii ПАРАМЕТРШ СИСТЕМИ ПЩВИЩЕННЯ НАДЖНОСТ В РОЗГАЛУЖЕНИХ МЕРЕЖАХ 10 кВ
Запропоновано метод оптим1зацй структури та параметр1в системи тдвищення надшност в розподшьчш мереж1 10 кВ, що дозволяе враховувати можливють наявност в и склад1 р1зних титв покажчигав пошкоджених дшянок 1 комутацшних апара-т1в. Наведено результати пошуку оптимальних ршень як для розгалужених резервованих, так 1 нерезервованих електромереж.
Ключовi слова: розподшьча електромережа, надшшсть, сек-цюнування, ефектившсть, оптим1защя.
Сиротенко Михаил Александрович, ассистент, кафедра автоматизации и компьютерно-интегрированных технологий, Харьковский национальный технический университет сельского хозяйства им. П. Василенко, Украина, е-таИ: sirotenko89@i.ua.
Сиротенко Михайло Олександрович, асистент, кафедра автоматизация та комп'ютерно-ттегрованих технологш, Харкгвський нащональний техтчний утверситет сшьського господарства 1м. П. Василенка, Украгна.
Sirotenko Mykhailo, Kharkiv Petro Vasylenko National Technical University of Agriculture, Ukraine, е-mail: sirotenko89@i.ua
