CC BY
55
05.20.02 ЭЛЕКТРОТЕХНОЛОГИИ И ЭЛЕКТРООБОРУДОВАНИЕ _В СЕЛЬСКОМ ХОЗЯЙСТВЕ_
05.20.02 УДК 621.3
Б01: 10.24411/2227-9407-2020-10063
СОВЕРШЕНСТВОВАНИЕ МЕТОДОВ РАСЧЕТА УСТАНОВИВШИХСЯ РЕЖИМОВ РАСПРЕДЕЛИТЕЛЬНЫХ ЭЛЕКТРИЧЕСКИХ СЕТЕЙ 6-35 КВ В ЗАДАЧЕ МИНИМИЗАЦИИ ПОТЕРЬ И ПОВЫШЕНИЯ НАДЕЖНОСТИ
© 2020
Владимир Юрьевич Вуколов, кандидат технических наук, доцент, доцент кафедры «Электроэнергетика, электроснабжение и силовая электроника» Нижегородский государственный технический университет им. Р. Е. Алексеева, Нижний Новгород (Россия) Евгений Романович Пнев, аспирант кафедры «Электрификация и автоматизация» Нижегородский государственный инженерно-экономический университет, Княгинино (Россия)
Леонид Леонидович Алексеев, аспирант кафедры «Электрификация и автоматизация» Нижегородский государственный инженерно-экономический университет, Княгинино (Россия)
Аннотация
Введение: снижение общей надежности и рост суммарных потерь электроэнергии в системе распределения в сельскохозяйственных сетях требуют постоянного анализа причин их возникновения. Одной из таких причин является отсутствие доступного специализированного программного обеспечения для комплексной оценки текущего состояния сетевого района. В условиях экономического кризиса территориальные сетевые организации прибегают к методам решения проблем высоких потерь и низкой надежности с минимальными затратами. Развитие электросетевого комплекса в сельскохозяйственных районах, внедрение малой генерации на основе возобновляемых источников энергии вызывают необходимость систематического расчета установившихся режимов для определения основных параметров эффективности распределительной сети.
Материалы и методы: много критериальная задача анализа распределительных сетей должна решаться с помощью современных инструментов цифровизации на базе общедоступного программного обеспечения. Отбор приемлемых конфигураций электрической сети производится с применением интерактивных и лексикографических методов.
Результаты: при достижении возможности существования нормального режима проводится его оптимизация по критерию минимума технических потерь методом сверстки и выбирается предпочтительная стратегия по достижению необходимого уровня надежности моделируемой сети. На основании алгоритма отбора конфигураций определяется перечень возможных мест размыкания и путей для нормализации потокораспределения электроэнергии.
Обсуждение: приоритетность оптимизационных задач электросетевого района, производимых разработанным алгоритмом, определяется экспертными оценками эксплуатирующего персонала. Выбор наилучшего решения в значительной степени субъективен, решение задачи оптимизации существенно зависит от результатов ранжирования критериев.
Заключение: трудность анализа режимов электрической сети заключается в необходимости решения задачи многокритериальной оптимизации для управления ее характеристиками. Реализация представленного алгоритма способствует получению предпочтительной стратегии по управлению конфигурацией распределительных электрических сетей сельскохозяйственного назначения на основе экспертно определенных критериев. Ключевые слова: баланс активной мощности. вероятность отказа, время бесперебойной работы, категория надежности, конфигурация, метод анализа иерархий, надежность, недоотпуск энергии, оптимизация, отказ, потери электроэнергии, потокораспределение, система распределения электроэнергии, целевая функция.
Для цитирования: Вуколов В. Ю., Пнев Е. Р., Алексеев Л. Л. Совершенствование методов расчета установившихся режимов распределительных электрических сетей 6-35 кВ в задаче минимизации потерь и повышения надежности // Вестник НГИЭИ. 2020. № 7 (110). С. 47-58. БОТ: 10.24411/2227-9407-2020-10063
IMPROVING METHODS FOR CALCULATING THE ESTABLISHED MODES OF DISTRIBUTION POWER NETWORKS 6-35 KV IN THE PROBLEM OF MINIMIZING LOSSES AND INCREASE RELIABILITY
© 2020
Vladimir Yuryevich Vukolov, Ph. D. (Engineering), Associate Professor of the chair of Electricity, Power Supply and Power Electronics
Nizhny Novgorod State Technical University n. a. R. E. Alekseev, Nizhny Novgorod, (Russian Federation) Evgeny Romanovich Pnev, the postgraduate student of the chair of Electrification and Automation Nizhny Novgorod State of engineering and economic university, Knyaginino (Russian Federation) Leonid Leonidovich Alekseev, the postgraduate student of the chair of Electrification and Automation
Nizhny Novgorod State of engineering and economic university, Knyaginino (Russian Federation)
Abstract
Introduction: reducing the overall reliability and total power losses in the distribution system in agricultural networks requires constant analysis of the causes of their occurrence. One of these reasons is the lack of free specialized software for a comprehensive assessment of the current state of the network area. In the conditions of economic crisis, territorial network organizations resort to methods of solving problems of high losses and low reliability with minimal costs.The development of the electric grid complex in agricultural areas, the introduction of small-scale generation based on renewable energy sources makes it necessary to systematically calculate the established modes, the main parameters of the efficiency of the distribution network.
Materials and Methods: the multi-criteria problem of analyzing distribution networks should be solved using modern digitization tools based on publicly available software. The selection of acceptable configurations of the electric network is carried out by solving those using interactive and lexicographic methods.
Results: when the possibility of normal mode is reached, the technical loss parameter is optimized by the method of matching, and the preferred strategy for achieving the required level of reliability of the simulated network is selected. Based on the calculations, the configuration selection algorithm determines the list of possible disconnection points and ways to normalize the flow distribution of electricity.
Discussion: the priority of optimization tasks of the electric grid area produced by the algorithm is determined by expert assessments of the operating personnel. The choice of the best solution is largely subjective. The solution to the optimization problem depends significantly on the results of ranking criteria.
Conclusion: the difficulty of analyzing the modes of the electric network is the need to solve the problem of multi-criteria optimization to control its characteristics. The implementation of the presented algorithm helps to obtain a preferred strategy for optimizing the network configuration according to criteria determined by experts. Keywords: power distribution system, configuration, reliability, power loss, failure, reliability category, optimization, uptime, energy undersupply, flow distribution, hierarchy analysis method, target function, failure probability, active power balance.
For citation: Vukolov V. Y., Pnev E. R., Alekseev L. L. Improving methods for calculating the established modes of distribution power networks 6-35 kV in the problem of minimizing losses and increase reliability // Bulletin NGIEI. 2020. № 7 (110). P. 47-58. DOI: 10.24411/2227-9407-2020-10063
Введение
Распределительные электрические сети 6-35 кВ являются главным источником потерь электроэнергии в структуре сетевого хозяйства РФ по относительным и абсолютным величинам [1, с. 61]. Согласно статистике ПАО «Россети», величина технических потерь от отпуска электроэнергии в сеть составляет 10,78 %. Основная доля протяжённости воздушных линий электропередачи (ВЛ) 6-10кВ приходится на сельскохозяйственные районы. В данных распределительных сетях актуальна проблема «длинных фидеров», связанных c экономически не-
эффективной протяженностью для класса напряжения 6-10 кВ.
Единовременно с проблемой высокого уровня ущерба, связанного с технологическими и коммерческими потерями, обостряется вопрос замены силового оборудования, отработавшего свой нормативный срок службы [2, с. 35]. Ротация и ремонт электрооборудования проводятся низкими темпами по отношению к скорости выработки ресурса остальными элементами системы распределения 6-10 кВ, что приводит к ухудшению макроуровня надежности и эффективности электроснабжения конечных потребителей.
При технологическом присоединении новых потребителей и малой генерации в сельских электрических сетях уделяется недостаточное внимание показателям надежности функционирования обновленной конфигурации сети. Оценка надежности сводится к перечислению источников резервирования без проведения расчетов. В то же время обоснование необходимого уровня надежности систем электроснабжения имеет большое значение как на стадии проектирования, так и в процессе эксплуатации, поскольку перерывы электроснабжения могут привести к значительному ущербу потребителей и другим негативным последствиям. Конечной целью таких расчетов является количественная оценка комплексных показателей надежности относительно конкретных узлов нагрузки и разработка на основе полученных результатов мероприятий целенаправленного их изменения. Результирующий уровень надежности зависит от состояний элементов системы электроснабжения в каждый момент времени и спроса мощности в узлах нагрузки.
Число дискретных состояний в сложной схеме исключительно велико, поэтому на практике невозможно оценить надежность без разработки эффективного метода сокращения числа рассматриваемых состояний. Снижение потерь мощности и повышение надежности потребителей целесообразно осуществлять путем улучшения режима работы сети, так как данный подход не требует значительных капитальных затрат и осуществим в условиях действующей системы электроснабжения.
Проблемам реконфигурации и мультиагент-ному управлению, учету множества критериев, влияющих на работу энергосистемы, уделяется пристальное внимание в научном сообществе [3; 4].
Материалы и методы исследования
В настоящий момент конфигурация распределительной системы 6-35 кВ представляет кольцевую сеть, как правило, работающую в разомкнутом режиме для упрощения диспетчеризации и управления, снижения токов короткого замыкания и настройки аппаратуры релейной защиты и автоматики (РЗА) [5, с. 53]. Таким образом, необходимо определить методику выборки оптимальных мест размыкания и комплексной оценки сети, учитывая базовые требования к условиям существования режима, надёжности и экономической эффективности. Нормальный режим работы невозможен при превышении дли-тельнодопустимых токов в линиях электропередачи (ЛЭП) и неудовлетворительном по ГОСТ [6] уровню напряжений в узлах электрической сети. Технические потери электроэнергии напрямую зависят от степени загруженности ЛЭП, поэтому необходимо
Вестник НГИЭИ. 2020. № 7 (110) добиваться потокораспределения, отвечающего требованиям эффективности. Таким образом, расчет установившегося режима (УР) выполняется для нормирования потерь электроэнергии анализа фактических небалансов, локализации очагов бездоговорного и безучетного потребления. Обоснование необходимого уровня надежности систем электроснабжения имеет большое значение как на стадии проектирования, так и в процессе эксплуатации, поскольку перерывы электроснабжения могут привести к значительному ущербу потребителей и прочим негативным последствиям. Понятие надежности следует интерпретировать как результат влияния, а не как точное числовое значение или интервал. Определение очагов снижения общей надежности электроэнергетической системы (ЭЭС) позволит рационально организовывать порядок предупредительных и капитальных ремонтов, что приводит к совершенствованию планирования работы территориальной сетевой организации (ТСО). Основным источником повреждений в сельских сетях являются протяженные ВЛ, поэтому целесообразно сокращение радиусов линий 6-10 кВ. В условиях экономического кризиса необходима разработка и внедрение энергосберегающих мероприятий, направленных на снижение потерь электроэнергии при обеспечении необходимого уровня надежности системы и при этом не требующих крупных капиталовложений.
Построение имитационной модели исследуемой сети должно проводиться на основе ключевых принципов математического моделирования: адекватность и соответствие модели решаемой задаче, упрощение при сохранении существенных свойств системы, баланс между требуемой точностью результатов моделирования и сложностью модели. К построению модели приступаем на основе анализа исходных данных. Сложные системы требуют разработки иерархии моделей, выделения уровней системы, подсистемы, управляющих объектов. Режим сети рассчитывается при помощи решения системы нелинейных уравнений узловых напряжений в комплексном виде. При решении нелинейных уравнений установившегося режима на каждом шаге итерационного процесса решается система линейных уравнений относительно узловых напряжений и. После чего уточняются J - комплексные задающие токи каждого небалансирующего узла. В пределах одной итерации система линейных уравнений узловых напряжений решается способом Гаусса-Жордана. Итерационный расчёт заканчивается при условии, что все узловые напряжения последующей итерации отличаются на 0,01 % от узловых напряжений предыдущих итераций [7].
В качестве основных параметров целевой функции рекомендуется выбирать следующие:
1) соответствие значений токов в ветвях и напряжений в узлах сети области допустимых значений;
2) технические потери электроэнергии в установившемся режиме сети;
3) отдельные показатели надежности основных элементов электропередачи:
- время бесперебойной работы (^БР, год);
- параметр потока восстановлений (юВ 1/год);
- обратная величина времени восстановления - интенсивность восстановления (цВ = 1/^, 1/ч);
4) возможность поэтапного восстановления сети в послеаварийных и ремонтных режимах без ограничений электроснабжения потребителей в зависимости от категорий надежности электроснабжения, установленных ПУЭ.
После того как установлены критерии (под-критерии) и методы расчетов, необходим анализ полученных результатов. Таким образом, алгоритм расчетов можно изобразить в виде блок-схемы, изображенной на рисунке 1.
Рис. 1. Блок-схема алгоритма программного комплекса Fig. 1. Block scheme of the software package algorithm
50
В основе оптимизации лежит возможность преобразования моделей из одной формы в другую. Преобразование выполняется с использованием математических и эвристических методов. Параметры оптимизации делятся на технико -технологичные, экономические и технико-экономические. Важным вопросом в принятии решений является: должно ли влиять добавление новых альтернатив к исследуемому множеству на ранее полученное ранжирование? Если необходимые условия (параметры возможности существования нормального режима) выполняются для определенной конфигурации, то она принимается для следующего поколения популяции. По количеству целевых функций задачи оптимизации делятся на одноцелевые (однокритериальные) и многоцелевые (многокритериальные). В качестве математического основания решения проблемы оптимизации энергосистем в настоящий момент применяются формальные (вероятностные, линейного, нелинейного, динамического программирования) и неформальные (эвристические, экспертных оценок, нечеткой логики) методы. Использование подобных алгоритмов позволяет учитывать при выборе конфигурации сети 6-35 кВ оптимальные оценки надежности системы передачи электроэнергии до конечных потребителей, полученные на основе нескольких единичных показателей одновременно с показателями эффективности электроснабжения, такими как уровень технологических потерь электроэнергии. Проанализируем реализацию многокритериальных алгоритмов управления более детально.
Результаты разработки
Основными параметрами, характеризующими режим работы распределительной сети, являются значения напряжений в узлах сети и токов в линиях. Для получения значений данных параметров осуществляется расчет потокораспределения для одной конфигурации системы. Расчеты установившихся режимов в электроэнергетических системах являются наиболее массовыми вычислениями. Усложнение расчетных моделей, связанное с более детальным представлением сети, значительно увеличивает размерность задачи и затраты времени на получение решения. В то же время современная вычислительная техника имеет неиспользованный в настоящее время потенциал производительности вычислительных сетей. Задачей расчета установившегося режима электрической системы является определение токов в ветвях схемы замещения,
напряжений в её узловых точках и соответствующих им мощностей.
Для решения поставленных задач разработан программный продукт Calculation of Network Modes (CNM) в среде Visual Basic for Applications. Программное обеспечение позволяет рассчитывать установившиеся режимы электрических сетей. Основным достоинством программы является ее открытость, что позволяет вносить изменения (надстройки) пользователю и подстраивать ее под свои цели. В программном продукте CNM используется метод узловых потенциалов для расчета УР электрических сетей. Система, состоящая из уравнений, связывающих напряжения узлов относительно балансирующего с задающими токами в узлах и ЭДС в ветвях, называется системой узловых уравнений.
[ГуК^ин^-ив (1)
где J - матрица задающих токов, U - матрица падений напряжения в узлах, M - первая матрица инцидентности, E - матрица-столбец ЭДС, Гв - матрица проводимостей ветвей, Yу - матрица узловых проводимостей.
Решив это уравнение относительно UA, можно рассчитать падения напряжения на ветвях схемы. При отсутствии ЭДС в ветвях, что характерно для большинства схем замещения реальных электрических систем, матричное узловое уравнение (1) имеет наиболее простой вид. Тогда, при матрице E = 0, получаем:
[Y у ]-[U д] = [ J ]. (2)
Система уравнений (2) решается по методу Гаусса-Жордана. Учтены коэффициенты трансформации, они заменяют единицы в первой матрице инцидентности. В программе реализовано решение методом простой итерации. Итерационный расчёт заканчивается при условии, что все узловые напряжения последующей итерации отличаются от узловых напряжений предыдущей итерации на величину, меньшую заданной точности решения [7, с. 200].
Все цели управления сводятся к снабжению потребителей электроэнергией в требуемом количестве при надлежащем качестве. Соответственно расчетная задача сводится к минимизации возможного ущерба, определяемого недоотпуском электроэнергии. Поэтому необходимо вывести универсальный критерий, включающий обе эти составляющие (потери в нормальном режиме и недоотпуск электроэнергии в послеаварийном).
Рис. 2. Иерархия выборки оптимальных конфигураций Fig. 2. Hierarchy for selecting optimal configurations
Рис. 3. Граф участка электрических сетей напряжением 10 кВ Fig. 3. Single-line diagram of electrical networks with a 10 kV voltage
Апробация алгоритма определения оптимальной конфигурации по экономической эффективности выполнена на примере участка электрических сетей 10 кВ Нижегородской энергосистемы.
На рисунке 3 изображен ненаправленный граф исследуемого участка электрической сети 10 кВ. Первая подсистема модели - источники электроэнергии района: две главные понизительные подстанции (ГПП) 110/10 кВ (узлы № 1-7 - ГПП2, № 8-14 - ГПП1), секции 10 кВ ТЭЦ (узлы № 15-17). Вторая подсистема включает в себя потребителей энергии, подключенных к РП1, РП2, РП4, РП5, РП53, РП154. Питающие линии электропередачи 10 кВ составляют третью подсистему - распределительную сеть (ветви графа, соединяющие источник и потребителя энергии). В качестве балансирующего узла выбран узел № 1 согласно рекомендациям по расчету УР [8].
На втором этапе вычисляется обобщенный параметр экономической эффективности - риск недополучения прибыли(Эк) для каждой конфигурации исследуемой модели.
Э = АРк ■ Т ■ С + Рв + АЖ ■ С, (3)
где АРк - нагрузочные потери активной мощности для к-й конфигурации сети, кВт-ч; Т - рассматриваемый интервал времени, ч; С - ставка тарифа на покупку потерь, руб/кВт-ч; Рд - вероятная недополученная выручка для к-й конфигурации сети за время Т, руб; АЖв - изменение потерь электроэнергии по сравнению с изначальной конфигурацией за время восстановления поврежденного элемента, кВт-ч. В
качестве расчетного периода T целесообразно выбрать месячный или годовой интервал, а при расчете риска недополучения прибыли Эк учитывать средние нагрузки узлов за время T [9]. Рассчитав данный параметр для k-возможных конфигураций электрической сети, на основе минимального значения выбираем оптимальное положение коммутационных аппаратов, соответствующее максимальному финансовому эффекту функционирования ТСО. Вывод результатов итерационного расчета УР различных конфигураций осуществлен в табличном виде Excel для удобства мониторинга (рисунок 4). Определены конфигурации № 37, 38, 39 с токами в ветвях, напряжениями в узлах, находящимися в области допустимых значений, и минимальному значению экстремума функции риска недополучения прибыли (Эк). Показатели экономической эффективности оптимальных конфигураций сети по параметрам существования нормального режима приведены в таблице 1.
Обобщенная оценка надежности (N) получается на основе индивидуальных единичных показателей надежности для k-конфигурации по выражению:
Nk = ^1^БРнорм£ + ^2'ЮВнорм£ + k3*^Внорм£ , (4)
где W^k, , ЦВнорм!: - нормир°ванные
оценки рассматриваемых показателей надежности к-й конфигурации модели. Выбор «весовых» характеристик (kj, к2, к3) определяется на основании экспертных мнений, подробно разбирается в [10]. Для математического исполнения выбран метод анализа иерархий, предложенный Т. Саати [11, с. 10].
Рис. 4. Вывод первичных результатов расчетов к-конфигураций Fig. 4. Output of primary results of calculations of k-configurations
Таблица 1. Показатели экономической эффективности оптимальных конфигураций сети Table 1. Cost-effectiveness indicators for optimal networks configurations
Параметр / Parameter
№ конфигурации / Configuration Number
37 38 39
1,745 1,768 1,706
0,490 0,467 0,529
0,125 0,119 0,145
4,234 4,066 4,527
52 52 56
0,053 0,051 0,057
79,393 76,242 84,874
105 719 107 120 103 295
Нет / No Нет / No Нет / No
W
'' не
APk, Мвт / APk, mW APn, МВт / APn, mW A WB0CT., МВт ч / A WB0CT., mWh Pnx, МВт / Pnz, mW
Tnу.ав, ч / ^иу.ав? h
>0тпуск, МВтч / W under-discharge, MWh Pq, тыс. руб./ Pq, thousand rubles
Эк, тыс. руб./ Эк, thousand rubles Наличие ветвей с токами > 1дд / Presence of branches with currents > 1дд Напряжения узлов входят в область допустимых значений / Node voltages are within the range of acceptable values
Да / Yes
Да / Yes
Да / Yes
Для каждого потребителя рассматриваемого сетевого района (узлы 46-49, 85-88) рассчитаны единичные показатели надежности всех возможных путей передачи электроэнергии от центра питания. Для получения результирующих оценок надежности проведено попарное сравнение единичных показателей надежности методом анализа иерархий (таб-
лица 2). Аналогичные оценки получены и для остальных узлов нагрузки рассматриваемой сети. Критерии оценки приоритета потребителей (таблица 2) определяются из условия, что суммарная мощность узла является в 3 раза менее важным компонентом, чем максимальная категория надежности потребителей в узле.
Таблица 2. Сравнение критериев оценки приоритета потребителей Table 2. Comparison of consumer priority assessment criteria
№ узла нагрузки / Load node No. Категория / Category S, о.е. Критерий / Criterion Вес / Mass Оценка / Assessment
46 0,273 0,271 Категория эл. снаб. / 0,7 0,27222
Electro supply category
47 0,273 0,158 S, МВ А 0,3 0,244084
48 0,030 0,029 0,029968
49 0,152 0,172 0,156632
85 0,152 0,139 0,148449
86 0,030 0,072 0,040741
87 0,030 0,075 0,041371
88 0,030 0,059 0,037449
По этому принципу выбираются в качестве наиболее рациональных 37-я или 38-я конфигурации сети (таблица 1).
Для более детального поиска оптимальных мест размыкания рассчитывается сравнительная оценка Я? надежности всех возможных конфигураций с учетом приоритета потребителей (таблица 3). Согласно полученным результатам, по критерию обеспечения максимальной надежности потребителей рассматриваемого сетевого района предпочтительной является конфигурация 37. Итоговый выбор оптимального решения, по мнению авторов, необходимо принимать с учетом нагрузочных потерь в нормальном режиме электропередачи. Приоритет потерь и надежности определяется персона-
лом ТСО в зависимости от вероятного недоотпуска электроэнергии (в рассматриваемом примере 0,35 на 0,65). Результаты расчета приведены в таблице 4.
Анализ полученных данных позволяет сделать вывод, что наилучшей для рассматриваемого режима электропередачи является конфигурация № 37. Экономически выгодным, с точки зрения рисков недополученной выручки, длительным нормальным режимам модели в общем случае будет соответствовать своя оптимальная конфигурация № 35. Полученные оценки позволяют определить предпочтительную стратегию по управлению коммутационной аппаратурой в послеаварийных и ремонтных режимах сети (отключением соотвеству-ющих ветвей - ЛЭП).
Потенциальными потребителями разрабатываемого продукта являются ТСО, территориальные подразделения ПАО «Россети» (на территории Нижегородской области более 40 РЭС, работающих в сельских районах), крупные промышленные и сельскохозяйственные предприятия с разветвленной
распределительной сетью. Ключевой особенностью предлагаемых алгоритмов является возможность расчета оптимальной конфигурации электрической сети, определение показателей эффективности электропередачи и уточнение общего уровня надежности.
Таблица 3. Оценка надежности всех возможных конфигураций сетевого района Table 3. Evaluating the reliability of various network area configurations
Конфигурация / Узел 46 / Узел 47 / Узел 48 / Узел 49 / Узел 85 / Узел 86 / Узел 87 / Узел 88 / Rz
Configuration Knot 46 Knot 47 Knot 48 Knot 49 Knot 85 Knot 86 Knot 87 Knot 88
34 0,086 0,080 0,136 0,078 0,078 0,083 0,083 0,083 0,083103
35 0,086 0,080 0,031 0,078 0,078 0,083 0,083 0,083 0,079939
36 0,086 0,080 0,031 0,094 0,094 0,083 0,083 0,083 0,084867
37 0,091 0,106 0,136 0,094 0,094 0,083 0,083 0,083 0,095703
38 0,091 0,106 0,136 0,078 0,078 0,083 0,083 0,083 0,090775
39 0,045 0,049 0,030 0,078 0,078 0,083 0,083 0,083 0,061278
40 0,086 0,080 0,031 0,078 0,078 0,083 0,083 0,083 0,079939
41 0,086 0,080 0,031 0,078 0,078 0,083 0,083 0,083 0,079939
42 0,086 0,049 0,030 0,078 0,078 0,083 0,083 0,083 0,072412
Таблица 4. Многокритериальная оценка надежности и эффективности всех возможных конфигураций сетевого района
Table 4. Multi-criteria assessment of reliability and efficiency of various network area configurations
Конфигурация / Configuration Оценка надежности / Reliability assessment Нагрузочные потери, Мвт / Load losses, MW Результирующая оценка конфигурации / The resulting configuration assessment
34 0,083103 1,674 0,084603
35 0,079939 1,592 0,079448
36 0,084867 1,793 0,082241
37 0,095703 1,745 0,090636
38 0,090775 1,768 0,087318
39 0,061278 1,706 0,055657
40 0,079939 1,794 0,079123
41 0,079939 1,884 0,080817
42 0,072412 1,873 0,078389
Заключение
Трудоемкость анализа режимов электрической сети заключается в необходимости решения задачи многокритериальной оптимизации для управления ее характеристиками. Реализация представленного алгоритма способствует получению предпочтительной стратегии для оптимизации кон-
фигурации сети на основе экспертно определенных критериев. Практическая реализация представленных алгоритмов позволит достичь снижения потерь электроэнергии при ее передаче, повышения надежности электроснабжения потребителей, уменьшения ущерба от недоотпуска электроэнергии и снижения тарифа на электроэнергию.
СПИСОК ЛИТЕРАТУРЫ
1. Воротницкий В. Э. Снижение потерь электроэнергии - важнейший путь энергосбережения в электрических сетях // Энергосбережение. 2014. № 3. С. 61-64.
2. Куликов А. Л., Шарыгин М. В. Оптимизация частичных отключений мощности активных потребителей путем использования резервов их производственных систем // Известия Российской академии наук. Энергетика. 2018. № 1. С. 35-45.
3. Воропай Н. И. Интелектуальные электроэнергетические системы: концепция, состояние, перспективы // Автоматизация и 1Т в энергетике. 2011. № 3 (20). С. 4-11.
4. Кобец Б. Б., Волкова И. О. Инновационное развитие электроэнергетики на базе М. : ИАЦ Энергия, 2010. 208 с.
5. Апрятнкин В. Н., Воротницкий В. Э., Калинкина М. А. Мероприятия по снижению потерь электроэнергии в электрических сетях энергосберегающих организаций // Энергосбережение. 2000. № 3. С. 53.
6. ГОСТ 32144-2013 Электрическая энергия. Совместимость технических средств электромагнитная. Нормы качества электрической энергии в системах электроснабжения общего назначения.
7. Жуков Л. А., Стратан И. П. Установившиеся режимы сложных электрических сетей и систем. Методы расчета. М. : Энергия, 1979.
8. Аюев Б. И., Дывыдов В. В., Ерохин П. М., Неуймин В. Г. Вычислительные модели потокораспределения в электрических системах. М. : Флинта: Наука, 2008. 256 с.
9. Броерская Н. А., Штейнбух Г. Л. О нормировании потерь электроэнергии в электрических сетях // Энергетик. 2011. № 2. С. 37-39.
10. Саати Т. Принятие решений. Метод анализа иерархий. М. : Радио и связь, 1993. 278 с.
11. Войтов О. Н. Алгоритмы определения потерь электроэнергии в электрической сети // Электричество. 2009. № 10. С. 38-44.
12. Голованов А. П. Об оптимизации режимов работы объединенной энергосистемы // Электричество. 1992. № 4. С. 40-43.
13. Демура A. B. Оперативное, краткосрочное и долгосрочное прогнозирование электропотребления в электроэнергосистеме. Новочеркасск, 2001. 3 с.
14. Куликов А. Л., Шарыгин М. В., Ворошилов А. А. Автоматика отключения силовых трансформаторов на понизительных подстанциях в целях снижения технических потерь электроэнергии // Энергетик. 2018. № 5. С. 14-18.
15. Железко Ю. С. Погрешности определения потерь электроэнергии в электрических сетях // Электричество. 1975. № 2. С. 19-22.
16. Петрова В. А., Петров А. А. О необходимости учета вероятности отказа агрегата мини-ТЭЦ в момент его запуска при решении задач надежности // Энергобезопасность и энергосбережение 2018. № 4. С. 48-56.
17. Идельчик В. И. Расчеты и оптимизация режимов электрических сетей. М. : Энергоатомиздат, 1988. 288 с.
18. Кулешов А. И., Прахин Б. Я. Расчет и анализ установившихся режимов электроэнергетических систем на персональных компьютерах : учеб. пособие. Иваново, ИГЭУ. 2001. 171 с.
19. Паздерин А. В. Локализация коммерческих потерь электроэнергии на основе решения задачи энергораспределения // Промышленная энергетика. 2004. № 9. С. 6-20.
20. Эдельман В. И. Надёжность технических систем: экономическая оценка. М. : Экономика, 1988. 151 с.
Дата поступления статьи в редакцию 9.04.2020, принята к публикации 11.05.2020.
Информация об авторах: Вуколов Владимир Юрьевич, кандидат технических наук, доцент кафедры «Электроэнергетика, электроснабжение и силовая электроника»
Адрес: Нижегородский государственный технический университет им. Р. Е. Алексеева, 603155, Россия, Нижний Новгород ул. Минина, 24 E-mail: vvucolov@mail.ru Spin-код автора: 4993-0312
Пнев Евгений Романович, аспирант кафедры «Электрификация и автоматизация»
Адрес: Нижегородский государственный инженерно-экономический университет, 606340, Россия, Княгинино E-mail: evgenii1108@gmail.com Spin-код автора: 8125-9398
Алексеев Леонид Леонидович, аспирант кафедры «Электрификация и автоматизация»
Адрес: Нижегородский государственный инженерно-экономический университет, 606340, Россия, Княгинино E-mail: leo6650@yandex.ru Spin-код автора: 2788-7770
Заявленный вклад авторов: Вуколов Владимир Юрьевич: научное руководство. Пнев Евгений Романович: написание окончательного варианта текста.
Алексеев Леонид Леонидович: проведение критического анализа материалов и формирование выводов.
Все авторы прочитали и одобрили окончательный вариант рукописи.
REFERENCES
1. Vorotnickij V. Je. Snizheniepoter' elektrojenergii - vazhnejshij put' energosberezhenija v elektricheskihsetjah [Reducing power losses is the most important way to save energy in electric networks], Energosberezhenie [Energy saving], 2014, No. 3, pp. 61-64.
2. Kulikov A. L., Sharygin M. V. Optimizacija chastichnyh otkljuchenij moshhnosti aktivnyh potrebitelej putem ispol'zovanija rezervov ih proizvodstvennyh system [Optimization of partial power outages of active consumers by using the reserves of their production systems], Izvestija Rossijskoj akademii nauk. Energetika [Bulletin of the Russian Academy of Sciences. Energy], 2018, No. 1, pp. 35-45.
3. Voropaj N. I. Intelektual'nye elektrojenergeticheskie sistemy: koncepcija, sostojanie, perspektivy [Intelligent power systems: concept, state], Avtomatizacijai IT v jenergetike [Automation & IT in power engineering], 2011, No. 3 (20), pp. 4-11.
4. Kobec B. B., Volkova I. O. Innovacionnoe razvitie jelektro energetiki na baze Smart Grid [Innovative development of electric power industry based on Smart Grid], Moscow: IAC energija, 2010, 208 p.
5. Aprjatnkin V. N., Vorotnickij V. Je., Kalinkina M. A. Meroprijatija po snizheniju poter' jelektrojenergii v jel-ektricheskih setjah jenergosberegajushhih organizacij [Measures to reduce power losses in the electrical networks of energy-saving organizations], Jenergosberezhenie [Energy saving], 2000, No. 3, pp. 53.
6. GOST 32144-2013 Elektricheskaja jenergija. Sovmestimost' tehnicheskih sredstv jelektromagnitnaja. Normy kachestva jelektricheskoj jenergii v sistemah jelektrosnabzhenija obshhego naznachenija [Electric energy. Compatibility of technical means is electromagnetic. Standards for the quality of electrical energy in General-purpose power supply systems].
7. Zhukov L. A., Stratan I. P. Ustanovivshiesja rezhimy slozhnyh elektricheskih setej I sistem. Metody rascheta. [Established modes of complex electrical networks and systems. Calculation methods], Moscow: Energija, 1979.
8. Ajuev B. I., Dyvydov V. V., Erohin P. M., Neujmin V. G. Vychislitel'nye modeli potokoraspredelenija v jel-ektricheskih sistemah [Computational models of flow distribution in electrical systems], Moscow: Flinta: Nauka, 2008, 256 p.
9. Broerskaja N. A. O normirovanii poter' elektrojenergii v elektricheskih setjah [About normalization of power losses in electric networks], Jenergetik [Energetic], 2011. No. 2. pp. 37-39.
10. Saati T. Prinjatiereshenij. Metodanalizaierarhij [Decision making.Method of analysis of hierarchies], Moscow: Radio isvjaz', 1993. 278 p.
11. Vojtov O. N. Algoritmy opredelenija poter' elektrojenergii v elektricheskoj seti [Algorithms for determining power losses in the power grid], Jelektrichestvo [Electricity], 2009, No. 10, pp. 38-44.
12. Golovanov A. P. Ob optimizacii rezhimov raboty obedinennojj energosistemy [About optimization of operating modes of the United power system], Elektrichestvo [Electricity], 1992, No. 4, pp. 40-43.
13. Demura A. B. Operativnoe, kratkosrochnoe i dolgosrochnoe prognozirovanie jelektropotreblenija v jelektro-jenergosisteme [Operational, short-term and long-term forecasting of power consumption in the electric power system], Novocherkassk, 2001. 3 p.
14. Kulikov A. L., Sharygin M. V., Voroshilov A. A. Avtomatika otkljuchenija silovyh transformatorov na pon-izitel'nyh podstancijah v celjah snizhenija tehnicheskih poter' jelektrojenergii [Automatic shutdown of power transformers at step-down substations in order to reduce technical losses of electricity], Jenergetik [Energetic], 2018. No. 5. pp.14-18.
15. Zhelezko Ju. S. Pogreshnostiopredelenijapoter' elektrojenergii vjelektricheskihsetjah [The inaccuracies of determining power losses in electric networks], Elektrichestvo [Electricity], 1975, No. 2. pp. 19-22.
16. Petrova V. A., Petrov A. A. O neobhodimosti ucheta verojatnosti otkaza agregata mini-TJeC v moment ego zapuska pri reshenii zadach nadezhnosti [Taking into account the probability of failure of the mini-CHP unit at the time of its launch when solving reliability problems], Energobezopasnost' i energosberezhenie [Energy security and energy saving], 2018. No. 4. pp. 48-56.
17. Idel'chik V. I. Raschety I optimizacija rezhimov elektricheskih setej [Calculation and optimization of modes of electric networks], Moscow: Jenergo-atomizdat, 1988. 288 p.
18. Kuleshov A. I. Raschet i analiz ustanovivshihsja rezhimov jelektrojenerge-ticheskih sistem na personal'nyh komp'juterah [Calculation and analysis of the established modes of electric power systems on personal computers], Ivanovo, IGJeU, 2001. 171 p.
19. Pazderin A. V. Lokalizacija kommercheskih poter' jelektrojenergii na osnove reshenija zadachi jener-goraspredelenija [Localization of commercial power losses based on solving the problem of energy distribution], Promyshlennaja jenergetika [Industrialpower engineering], 2004. No. 9. pp. 6-20.
20. Jedel'man V. I. Nadjozhnost' tehnicheskih sistem: jekonomicheskaja ocenka [Reliability of technical systems: economic assessment], Moscow: Jekonomika, 1988, 151 p.
Submitted 9.04.2020; revised 11.05.2020.
About the authors: Vladimir Y. Vukolov, Ph. D. (Engineering), associate professor of the chair «Electricity, electricity and power electronics»
Address: Nizhny Novgorod State Technical University R. E. Alekseeva, 603155, Russia, Nizhny Novgorod,
Minin Str., 24
E-mail: vvucolov@mail.ru
Spin-code :4993-0312
Evgeny R. Pnev, postgraduate student of the chair «Electrification and Automation» Address: Nyzhny Novgorod State engineering-economic university, 606340, Russia, Knyaginino E-mail: evgenii1108@gmail.com Spin-code :8125-9398
Leonid L. Alekseev, postgraduate student of the chair «Electrification and Automation» Address: Nyzhny Novgorod State engineering-economic university, 606340, Russia, Knyaginino E-mail: leo6650@yandex.ru Spin-code: 2788-7770
Contribution of the authors: Vladimir Y. Vukolov: managed the research project. Evgeny R. Pnev: writing the final text.
Leonid L. Alekseev: critical analysis of materials; formulated conclusins.
All authors have read and approved the final manuscript.
