Сборник докладов - Электроэнергетика глазами молодежи 2010

Подождите немного. Документ загружается.

165

энергосистемы, особенно в 1990-х годах, что угрожает снижением уровня её надёжности.

Это увеличение произошло из-за роста длительности межремонтных циклов, связанного с

экономическими трудностями того периода. С сожалением приходится констатировать,

что при этом за последние 20 лет в энергосистеме не обновлялось генерирующее оборудо-

вание и не вводились новые генерирующие мощности. Ситуация усугубляется увеличени-

ем коэффициентов использования генерирующей мощности блочного оборудования, осо-

бенно значительным в последние годы. Нехватка мощности проявилась в тенденции сни-

жения уровней простоя энергоблоков в резерве.

Рисунок 5 – График изменения коэффициента простоя блоков в резерве

по рассматриваемым электростанциям

Рисунок 6 – График изменения коэффициента простоя энергоблоков в резерве

Свердловской энергосистемы

Выполненное исследование вскрыло угрозы энергетической безопасности и на-

дёжности электроснабжения, имеющие место в Свердловской энергосистеме.

Список использованных источников

1. Куклин А.А., Мызин А.Л. Отраслевые и региональные проблемы формирования энер-

гетической безопасности. Екатеринбург: Институт экономики УрО РАН, 2008. 384 с.

166

АНАЛИЗ ПОВРЕЖДАЕМОСТИ ВОЗДУШНЫХ ЛИНИЙ

СИСТЕМ ЭЛЕКТРОСНАБЖЕНИЯ 0,4–35 КВ

В.Г. Гольдштейн, А.П. Дронов, И.С. Засыпкин

СамГТУ

Значительная часть перерывов электроснабжения потребителей в системах элек-

троснабжения (СЭС) 0,4–35 кВ происходит при повреждениях ВЛ, причиной которых

является интенсивный поток эксплуатационных физических воздействий (ЭФВ), обла-

дающих большой электромагнитной энергией.

При воздействиях ЭФВ электромагнитной природы на ВЛ СЭС 0,4–35 кВ как для

самих ВЛ, так и окружающей среды, должны быть обеспечены согласованные условия

нормальной работы и функционирования, то есть электромагнитная совместимость

(ЭМС) [1]. Это позволяет рассматривать названные выше повреждения как нарушения

ЭМС элементов ВЛ.

Рассматривая ЭФВ в виде перенапряжений (ПН) и связанные с ними проблемы

обеспечения ЭМС [1], можно констатировать, что для ВЛ СЭС 0,4–35 кВ с формальной

точки зрения эти проблемы могут быть решены двумя путями. С одной стороны, это – по-

вышение внутренней стойкости элементов к воздействиям ПН. С другой стороны, это –

управление, как самим потоком ПН, так и их параметрами, то есть их ограничением до

величин, допустимых для электроустановок.

Надежность электрических сетей и их отдельных элементов может быть охарак-

теризована комплексом показателей. Они базируются на статистических методах, так

как сбор и обработка статистики данных эксплуатации является единственно возмож-

ным методом получения количественных значений показателей надежности дейст-

вующих сетей 0,4–35 кВ.

По ГОСТ 13109–97 основными показателями надежности являются: отказ – собы-

тие, заключающееся в нарушении работоспособности объекта (например, для электро-

двигателя отказом является его аварийное отключение); повреждение – событие, заклю-

чающееся в нарушении исправности объекта или его составных частей; среднее время

восстановления нормальной работы линии или электрооборудования – математическое

ожидание этого параметра.

Основа рекомендаций по улучшению надежности сетей 0,4–35 кВ – это обобще-

ние и анализ опыта эксплуатации, причем эффективность мероприятий в большой мере

зависит от достоверности, объема и уровня детализации исходной информации. Для ее

сбора и обработки в большинстве случаев используются ЭВМ.

Анализ опыта эксплуатации грозозащиты и защиты от внутренних перенапряже-

ний позволяет получить разнообразную информацию, и, что особенно важно, установить

причинно-следственную связь между конструктивными и эксплуатационными фактора-

ми с одной стороны, и уровнем надежности сетей с другой.

Например, по ПУЭ [13]

при статистической оценке показателей надежности воз-

душных линий электропередачи это следующие факторы и особенности:

 конструктивное разнообразие даже в пределах одной ступени напряжения;

 неоднородность природно-климатических воздействий на ВЛ при их высокой

«чувствительности» к этим воздействиям;

 существенные различия в сроках эксплуатации ВЛ на момент проведения на-

званной оценки;

167

 различия в организации эксплуатационного обслуживания ВЛ.

Заметное влияние на показатели ВЛ 6–35 кВ оказывает распределение длин линий.

Обработка данных из 17 энергообъединений показала, что для городских электрических

сетей 6–10 кВ длина воздушных линий находится в основном в диапазоне 1÷20 км. Рас-

пределительные сети сельскохозяйственного назначения 6–10 кВ имеют в большинстве

случаев много разветвлений, причем длины линий достигают 100 км и более.

Среднегодовое число автоматических отключений ВЛ определяется по формуле:





, (1)

где  – составляющая, не зависящая от длины линии (откл./год);  – составляющая в рас-

чете на единицу длины ВЛ (откл./год. × км).

Анализ показывает, что для ВЛ 35 кВ всех типов и конструкций при длинах линий,

равных половине их среднего значения,  в формуле (1) характеризуется весьма малой

величиной и с достаточно высокой степенью достоверности может быть принята равной

нулю, поэтому (1) приобретает вид (для устойчивых автоматических отключений)



 у

ℓ0,018 ℓ.

Для распределительных ВЛ 6–10 кВ для расчета 



используем формулу:





3,6  0,143 ℓ.

Некоторые характеристики 



и 

 у

для ВЛ 6–35 кВ приведены в таблице 1.

Таблица 1 – Удельная аварийность ВЛ распределительных сетей по регионам,

(откл. в год/ 100 км)

Регион



ном

, кВ







 у

Ниж. Новгород 10 18,6 4,6

Латвия 20 20,0 4,0

Литва 10 22,5 –

Украина 10

13,315

–

Башкирия 10 12,2 –

Кустанай 10 32,8 10,3

Кемерово 6 ÷ 10 32,3 11,0

Томск 10 30,2 5,2

Барнаул 6 ÷ 10 33,4 9,9

По всем регионам 35 – 1,26

При сравнении с данными таблицы 1 аналогичных данных по ВЛ зарубежных

распределительных сетей обращает на себя внимание высокая аварийность ВЛ 13,8 кВ

США и ВЛ 11 кВ Великобритании [1, 2], что связано? в первую очередь, с режимом

заземления нейтрали, так как в этих сетях к отключению ВЛ могут приводить и одно-

фазные замыкания.

Отметим также, что удельная аварийность ВЛ 6–10 кВ [1], объединенных в

рамках предприятий электрических сетей, имеет разные показатели даже в пределах

168

одной энергосистемы, причем это характерно и для устойчивых аварийных отключе-

ний. Кроме того, на ВЛ 6–10 кВ на деревянных опорах общая аварийность выше, чем у

таких же ВЛ на железобетонных опорах.

Рассмотрим физические и технические причины повреждаемости и их характери-

стики для ВЛ 0,4–35 кВ [1, 2]. Анализируя достаточно характерные повреждения, какими

являются перекрытия и пробои изоляторов (особенно для ВЛ на железобетонных опорах),

можно отметить весьма частые замыкания на землю, возникающие при выходе из строя

изоляторов. Длительное протекание по железобетонной опоре тока однофазного замыка-

ния на землю более 10 А вызывает опасность для людей из-за возникновения шагового

напряжения и напряжения прикосновения. Грунт около опоры высыхает, сопротивление

заземления возрастает, ток замыкания па землю снижается, и опора длительное время на-

ходится под почти полным фазным напряжением линии.

Можно отметить также высокий уровень повреждаемости для ВЛ 6–20 кВ на де-

ревянных опорах с расстоянием по дереву между крюками соседних фаз 1 м. Он состав-

ляет 2,15 отключений на 100 км (значение приведено к 30 ч грозовой деятельности). Эта

расчетная величина не учитывает наличие в линии коммутационной аппаратуры и дру-

гих ослабленных мест [1].

Эксплуатационное значение числа удельных отключений в среднем в 3 раза пре-

вышает расчетные величины из-за секционирующих разъединителей, занижения рас-

стояний по дереву между крюками, неправильного выполнения двойного крепления

провода, наличия железобетонных опор без усиленной изоляции, негабаритных пересе-

чений, отсутствия компенсации емкостных токов замыкания на землю. На число отклю-

чений влияет также общий уровень эксплуатации электрических сетей.

Сигнализация замыкания на землю при этом прекращает работу и персонал может

сделать неправильный вывод, что повреждение самоустранилось. Большие токи замыкания

на землю могут вызвать выгорание бетона опор, если на пути протекания тока отсутствует

металлический контакт, например между арматурой стойки и траверсы; при этом опора ста-

новится непригодной для дальнейшей эксплуатации. Опоры, на которых имели место одно-

фазные замыкания на землю, необходимо осматривать по всей длине стойки и траверсы.

Особое внимание следует обращать на подземную часть стойки

на глубине до 0,6 м

от поверхности земли и на место крепления траверсы к стойке. В случае обнаружения ра-

ковин, отверстий, пережога арматуры опора заменяется. Подъем по такой опоре и произ-

водство на ней работ не допускается.

Для повышения надежности работы ВЛ 6–10 кВ на железобетонных опорах необ-

ходимо снизить токи однофазного замыкания. Сети 10 кВ с железобетонными опорами

должны работать с компенсированной нейтралью. В местах, где изоляция подвержена ин-

тенсивному загрязнению, а также в районах с числом грозовых часов в году 40 и более,

необходимо применять изоляторы ШФ–20–B. При замене изоляторов и реконструкции

линии рекомендуется проводить предварительные испытания изоляторов переменным то-

ком промышленной частоты

напряжением 40–50 кВ.

В некоторых энергосистемах вновь подводимые и прошедшие капитальный ремонт

ВЛ 6–10 кВ на железобетонных опорах испытывают повышенным выпрямленным напря-

жением. Испытание изоляции производится также на линиях, где имеются частые случаи

повреждения изоляторов.

Для повышения грозоупорности ВЛ на деревянных опорах необходимо максималь-

но использовать изоляцию древесины, компенсировать токи замыкания на землю и упоря-

дочить двойные крепления проводов (устанавливать крюки на одном уровне).

169

В качестве мероприятий по защите участков, где регулярно наблюдаются грозовые

повреждения, рекомендуется выполнять устройство защитных промежутков и бандажей.

Правильное конструктивное выполнение пересечений ВЛ распределительных сетей

6–35 кВ с линиями более высокого напряжения и с линиями 0,4 кВ, а также линиями свя-

зи, существенно влияет на надежность. Негабаритные пересечения значительно увеличи-

вают количество отключений линии при импульсных перекрытиях в пролете, что приво-

дит к увеличению перерывов электроснабжения и создает опасность переноса высоких

потенциалов в сеть более низкого напряжения.

ВЛ 6–35 кВ распределительных сетей оборудуются автоматическим повторным

включением (АПВ). Успешная работа устройств АПВ на ВЛ в грозовой сезон составляет

75÷80 %, при этом число успешных АПВ на ВЛ с железобетонными опорами выше, чем

на ВЛ с деревянными опорами.

На ВЛ 0,4 кВ с деревянными опорами наиболее распространенным видом грозовых

повреждений является расщепление опор. В местах частых повреждений опор наклады-

вают бандажи на верхушках опор (они могут быть соединены с нулевым проводом), уста-

навливают дополнительные защитные заземления, а также снижают импульсное сопро-

тивление защитных заземлений до 10 Ом и ниже.

Характерной является и аварийность, сопутствующая грозовым процессам на ВЛ.

Так, например, часто повреждаются счетчики электрической энергии и трансформаторы

тока 0,4 кВ. Их повреждаемость уменьшилась в 2,5 раза с внедрением на трансформатор-

ных подстанциях защитных аппаратов 0,4 кВ.

ВЛ 0,4 кВ обладают относительно высокой импульсной прочностью, поэтому воз-

можно проникновение опасных перенапряжений во внутреннюю сеть помещений.

Исследования, проведенные с целью измерения токов молний в защитных заземле-

ниях сетей 0,4 кВ, показали, что, несмотря на растекание тока по нескольким заземлите-

лям, в них протекают токи с амплитудой до 10 кА. Поэтому выполнение защитных зазем-

лений и установку защитных аппаратов 0,4 кВ на вводах в помещения с большим скоплением

людей или представляющих большую хозяйственную ценность можно рекомендовать как

существенные мероприятия по грозозащите, необходимые для обеспечения безопасности

персонала и повышения надежности ВЛ и в целом сетей 0,4 кВ.

Список использованных источников

1. Халилов Ф.Х., Гольдштейн В.Г., Подпоркин Г.В., Степанов В.П. Электромагнитная со-

вместимость и разработка мероприятий по улучшению защиты от перенапряжений

электрооборудования сетей 6–35 кВ. М. : Энергоатомиздат, 2009. 344 с.

2. Гиндуллин Ф.А., Гольдштейн В.Г., Дульзон А.А., Халилов Ф.Х. Перенапряжения в се-

тях 6–35 кВ. М.: Энергоатомиздат, 1989.

170

ВЫБОР ОПТИМАЛЬНОЙ МОЩНОСТИ И МЕСТОПОЛОЖЕНИЯ

ИСТОЧНИКА РАСПРЕДЕЛЕННОЙ ГЕНЕРАЦИИ В СЕТИ

С.А. Ерошенко, А.А. Карпенко, А.В. Паздерин

УрФУ

На протяжении многих десятилетий энергетика СССР развивалась по пути верти-

кальной интеграции отрасли, что однозначно соответствовало государственному устрой-

ству. В России, которая унаследовала энергетику от СССР, производственные объедине-

ния энергетики преобразовались в акционерные общества, которые также стали классиче-

скими монопольными вертикально интегрированными структурами. При этом оказалось,

что объективно регулировать их цены практически невозможно. Государственное регули-

рование свелось к принудительному сдерживанию тарифов, что в свою очередь привело к

убыточности отрасли. Российская энергетика потеряла свою привлекательность для инве-

сторов. С определенного момента стало очевидно, что если не прекратить регулирование

тарифов, то отток средств агрессивных инвесторов в другие отрасли станет настолько

сильным, что его невозможно будет скомпенсировать за счет средств консервативных ин-

весторов. Возникла необходимость создания такой структуры, в которой цена может ус-

танавливаться в результате баланса предложения и спроса на основе конкуренции, а регу-

лирование может быть прекращено. Это, прежде всего, означает отмену так называемой

«нормы прибыли», что в свою очередь обеспечит стимул для привлечения инвестиций в

отрасль [1]. Больше всего электроэнергетике нужны инвестиции в развитие генерирую-

щих мощностей. Это определяется их высоким техническим и моральным износом.

Либерализация электроэнергетики, начавшаяся на рубеже веков, привела отрасль к

конкуренции, в том числе и в сфере генерации. Однако совсем не очевидно, что после

проведения реформы, генерирующие компании стали привлекательными для инвесторов.

Действительно, экономическая теория утверждает, что инвесторы, получив сигнал о воз-

можности получения прибыли от ввода новых генерирующих мощностей с низкими из-

держками, начинают вкладывать средства в новое оборудование. Но та же теория одно-

временно говорит о том, что инвестиционная привлекательность ослабляется при боль-

ших сроках окупаемости, характерных

для электроэнергетики.

Таким образом, данные факты позволяют говорить о том, что инвестиционные

средства большей частью будут направлены на строительство объектов малой энергетики,

которые требуют гораздо меньших капитальных вложений, имеют значительно меньший

срок окупаемости и, как следствие, меньший инвестиционный риск. Более того, бизнес,

связанный с распределенными генераторными установками малой мощности, является

более маневренным в плане адаптации к текущим условиям рынка [2]. Также развитию

малой энергетики способствует рождение новых энергетических технологий, связанных с

использованием альтернативных источников энергии, повышением эффективности рабо-

ты агрегатов и улучшением качества используемых материалов. Широкое применение

распределенной генерации (РГ) в мире говорит о новой тенденции к развитию локальной

энергетики, как наиболее

экономически эффективной и экологичной отрасли энергопро-

изводства.

Вышеперечисленные факторы привели к появлению новой концепции: созданию

распределенных энергосистем, то есть построению независимых от централизованных се-

тей генерирующих мощностей, способных значительно повысить эффективность исполь-

зования энергоресурсов. До настоящего времени распределительные сети рассматрива-

лись как пассивное продолжение транспортной сети [3], обеспечивающее надежное и эф-

фективное электроснабжение конечных потребителей, присоединенных к сетям среднего

171

и низкого напряжения. Однако многие исследователи проявляют повышенный интерес к

развитию активных распределительных сетей нового поколения. За счет внедрения новых

технологий, автоматизации процессов и полной утилизации тепла современные системы

малой генерации превзошли по КПД системы большой энергетики, что позволяет рас-

сматривать РГ как альтернативный путь развития отрасли [4].

Основные причины общемирового интереса к устройствам РГ следующие [5]:

 РГ располагается близи или непосредственно в точке потребления, таким обра-

зом, расходы на передачу и распределение резко снижаются или отсутствуют;

 современные технологии позволяют вводить в эксплуатацию станции с более

высоким КПД и мощностями в диапазоне от 10 кВт до 100 МВт;

 для малых электрических станций проще найти площадки для размещения;

 природный газ, в большинстве случаев используемый в качестве топлива для РГ,

распространен практически повсеместно;

 РГ требует меньше времени для строительства и обеспечивает низкий инвести-

ционный риск;

 РГ обеспечивает высокий КПД, особенно при когенерационном принципе рабо-

ты (совмещенная выработка тепла и мощности);

 либерализация отрасли способствует созданию новых возможностей для энерге-

тических компаний и потребителей;

 РГ обеспечивает высокую гибкость выбора при сочетании взаимоисключающих

критериев надежности и стоимости.

В то же время внедрение РГ в сеть может повлечь негативные последствия для ре-

жима. Появляется необходимость создания новых систем управления, телемеханики и

связи, устройств релейной защиты и др. [6]. Уже накопленный общемировой научный

опыт позволяет успешно решать многие вопросы, возникающие на стадиях проектирова-

ния и эксплуатации РГ.

Задача оптимизации местоположения и мощности РГ является одной из перво-

очередных, подлежащих тщательному рассмотрению на стадии проектирования. Коррект-

но выбранная точка подключения к сети и мощность агрегата могут улучшить работу сети

и обеспечить дополнительные экономические стимулы, как для потребителей, так и для

поставщиков.

В действительности, задача оптимизации размещения и мощности РГ имеет много

общего с классической оптимизационной задачей выбора площадок расположения и мощ-

ности крупных электрических станций. В то же время имеется ряд количественных и ка-

чественных отличий.

В классической постановке оптимизационная задача имеет следующие критерии:

экономический критерий (также называемый критерием эффективности, выражающим

приведенные затраты со стороны народного хозяйства), критерий связности ЭЭС с други-

ми системами народного хозяйства (транспорт, строительство, сельское хозяйство), кри-

терий надежности, критерий близости строящейся электростанции к дефицитным рай-

онам, а также критерий охраны окружающей среды [7].

Что касается задачи размещения источников РГ в сети, то для данного вопроса

также характерна многокритериальность. Однако в рыночных условиях оптимизационная

задача значительно усложнилась, поскольку появилась необходимость учета не только

государственных интересов, но также экономических интересов поставщиков и потреби-

телей. Как следствие возникает целесообразность учета потерь электрической мощности,

наличия запаса пропускной способности линий, качества электрической энергии и др. В

то же время малые габариты генерирующих агрегатов в значительной степени облегчают

выбор площадки для источника генерации, а вопрос доступности первичных энергоресур-

172

сов остается актуальным лишь для возобновляемой энергетики. Сформулируем ряд кри-

териев оптимизационной задачи выбора местоположения и мощности источника РГ.

Инвестиции. В рыночных условиях важнейшую роль играет финансовая состав-

ляющая. Жесткая ограниченность инвестиционных средств заставляет делать выбор, ба-

лансирующий между ценой и качеством. Таким образом, критерий инвестиций является

одной из важнейших сторон реализации любого технического проекта [8]. Коэффициент,

приведенный ниже, позволяет учесть этот момент. Чем ближе данный коэффициент к

единице, тем более выгодным является проект:





1 









max



, (1)

где  – величина, характеризующая значение мощности генерирующей установки; 





–

стоимость генерирующего агрегата мощности  с установкой; 

max



– максимально воз-

можные инвестиционные средства для реализации проекта.

Потери активной и реактивной мощности. Источники РГ могут способствовать

снижению потерь мощности в сети, поскольку позволяют разгрузить линии электропере-

дачи [9]. В то же время возможный реверсивный поток по линиям электропередачи может

привести к увеличению потерь мощности. Нижеприведенные коэффициенты отражают

потери активной и реактивной мощности в сети. Чем ближе к единице эти коэффициенты,

тем более выгодное положение РГ было выбрано с точки зрения данного критерия







1 



∆







∆





; 





1 



∆







∆





(2)

где ∆



– потери полной мощности в распределительной сети ; ∆



– потери полной

мощности в распределительной сети без источника РГ.

Напряжения. Еще одной выгодой, которую можно извлечь при помощи внедрения

устройств РГ в сеть, является улучшение параметров напряжений в сети. Сформулируем

данный критерий с точки зрения максимального снижения напряжения узла относительно

напряжения головной подстанции [10]. Данный показатель также будет использован для

определения

наиболее перспективного узла для установки РГ. Аналогично предыдущим

коэффициентам: чем ближе к единице его значение, тем лучше параметры напряжений в

сети,





1 max























, (3)

где 



– комплексное напряжение головной подстанции; 





– комплексное напряжение

узла  распределительной сети ;  – число узлов.

Допустимые токи по линиям. Ввиду того, что РГ располагается вблизи нагрузки,

в некоторых участках линий ток может снизиться, таким образом разгружая линию элек-

тропередачи и увеличивая запас по пропускной способности. Однако ток в равной степени

может и увеличиться. Приведенный ниже коэффициент дает важную информацию об

уровне токов на участках линии с учетом максимально допустимых токов проводников





1 max

|









доп







, (4)

где 





– ток участка  распределительной сети ; 



доп

– допустимый ток участка ;

 – число участков сети.

173

Многокритериальный показатель. Для оценки работы распределительной сети

по вышеприведенным критериям вводится многокритериальный показатель. Данная вели-

чина является безразмерной и учитывает все вышеприведенные технические и экономиче-

ские задачи, для чего количественное значение каждого из критериев умножается на весо-

вой коэффициент, полученный методом экспертной оценки,









λ













λ













λ













λ













λ















λ







λ









λ









λ







λ







(5)

где

∑







1,0.

Весовые коэффициенты введены для того, чтобы задать соответствующую значи-

мость каждому критерию. В общем случае, достаточно сложно определить подходящие

значения для весовых коэффициентов. Более того, для каждой существующей сети необ-

ходим соответствующий инженерный опыт для получения адекватных значений. В то же

время система выбора весовых коэффициентов должна быть достаточно гибкой, посколь-

ку энергокомпании к собственным сетям предъявляют различные требования по сниже-

нию потерь, регулированию узловых напряжений и прочим техническим, а также эконо-

мическим, в немалой степени зависящим от инвесторов, критериям. В таблице 1 приведе-

ны возможные значения весовых коэффициентов.

Таблица 1 – весовые коэффициенты



































0,40 0,30 0,05 0,2 0,05

Таким образом, многокритериальный показатель численно описывает влияние ис-

точника РГ с заданной мощностью в заданной точке подключения к сети на технические

эксплуатационные характеристики системы, включая экономический показатель, пред-

ставляющий собой инвестиционный капитал. Чем ближе значение многокритериального

показателя к единице, тем больший положительный эффект достигается от внедрения ис-

точника РГ.

Пример. Для иллюстрации рассмотрим простейшую схему ветви радиальной рас-

пределительной сети, представленную на рисунке.

Рисунок – Схема сети

Номера и нагрузки узлов в соответствующем им порядке указаны на схеме. Напря-

жение базисного узла равно 10 | 0°

кВ. Для простоты решения сопротивления участ-

ков фидера приняты одинаковыми и равными 0,8 0,25 Ом.

Коэффициенты, отражающие влияние РГ на сеть, совместно с инвестиционной со-

ставляющей рассчитываются путем последовательного размещения во всех возможных

узлах данной сети генерирующих агрегатов мощностью 300, 600 и 1200 кВт (коэффициент

мощности генерирующих установок равен 1), что представляет собой 11,5, 23 и 46 % на-

грузки фидера соответственно.

174

Удельная стоимость одного киловатта установленной мощности принимается рав-

ной для всех агрегатов, следовательно, инвестиционная составляющая будет рассчиты-

ваться исходя из отношения установленных мощностей источников РГ. Максимальный

инвестиционный капитал эквивалентен стоимости источника РГ мощностью 1200 кВт.

Расчет проводится простым перебором возможных вариантов размещения источ-

ника РГ. Для расчета потокораспределения, потерь мощности, токов участков и узловых

напряжений использовался программный пакет RASTR.

Базовый режим (без источника РГ) продемонстрировал следующие показатели:







0; ∆0,107 МВт; ∆0,03 МВАр; 

min

9,4 кВ; 

max

106 А.

В процессе выполнения расчетов было отмечено, что эксплуатационные характери-

стики описанной системы улучшаются по мере приближения устройств РГ к концу фи-

дерного присоединения: улучшаются параметры напряжения, снижается максимальный

ток по участкам линии, снижаются потери как активной, так и реактивной мощности.

Приведем наилучшие с точки зрения значений многокритериального показателя варианты

с источником РГ мощностью 300, 600 и 1200 кВт соответственно. Данные сведены в таб-

лицу 2.

Таблица 2 – Результаты расчетов



ген

, кВт

Номер узла

∆, МВт ∆, МВАр 

max

, A 

min

, кВ









300 4 0,077 0,025 141 9,6 0,5987

600 4 0,054 0,02 123 9,7 0,5708

1200 4 0,028 0,01 88 9,8 0,4733

Из таблицы видно, что наибольшее значение многокритериального показателя 







имеет вариант установки источника РГ мощность 300 кВт. В первую очередь это объясня-

ется тем, что инвестиционный критерий в общей сумме имеет самый значимый весовой

коэффициент. Как уже упоминалось ранее, на практике весовые коэффициенты могут

быть распределены иначе, а также могут

быть определены другие критерии, что, вероят-

но, приведет к выбору другой альтернативы.

Рассмотренный пример является упрощенным и приведен для того, чтобы проде-

монстрировать применимость и актуальность использования данного класса устройств

для решения специфических задач энергокомпаний.

Выводы

1. Задача оптимизации местоположения и мощности устройств РГ очень важна, по-

скольку на стадии планирования

и проектирования позволяет учесть многие технические

и экономические параметры строительства и эксплуатации генерирующих агрегатов.

2. Данная задача имеет много общего с ее классической постановкой, касающейся

оптимизации развития крупных электрических станций. Однако рыночная специфика от-

расли, технические параметры новых устройств, а также социальные и географические

факторы требуют учета новых оптимизационных критериев.

3. Задача оптимизации является многокритериальной и имеет большую размер-

ность, что, прежде всего, обусловлено сложностью топологии существующих распредели-

тельных сетей. Очень важна как постановка оптимизационной задачи, так и оптимизаци-

онный алгоритм, который представляет собой смешанную задачу целочисленного про-

граммирования, где присутствуют как бинарные, так и непрерывные переменные. Таким