42
Ежеквартальный
спецвыпуск
№
3,
декабрь
2016
42
Программный
комплекс
РЭТП
6-10
У
ровень
потерь
электроэнергии
в
электрических
сетях
—
важней
-
ший
показатель
экономичности
их
работы
и
индикатор
эффектив
-
ности
деятельности
распределительной
сетевой
компании
.
Снижение
технологических
потерь
электроэнергии
в
электрических
сетях
—
сложная
комплексная
проблема
,
требую
-
щая
значительных
капитальных
вложений
,
необходимых
для
оптимизации
развития
электрических
сетей
,
совершенствования
системы
учета
электроэнергии
,
внедре
-
ния
новых
информационных
технологий
в
управлении
режимами
сетей
и
т
.
д
.
Для
малозатратных
мероприятий
эф
-
фект
выражается
размером
снижения
по
-
терь
электроэнергии
без
использования
значительных
средств
на
реконструкцию
и
строительство
.
По
заказу
ПАО
«
Кубаньэнерго
»
Кубан
-
ским
государственным
аграрным
универ
-
ситетом
в
2012–2016
годах
выполнена
НИОКР
по
разработке
программного
ком
-
плекса
для
расчета
обоснования
мало
-
затратных
мероприятий
по
сокращению
потерь
.
Комплекс
позволяет
получить
адресные
рекомендации
по
оптимиза
-
ции
схем
и
режимов
электрических
сетей
6–10
кВ
.
На
фрагменте
сети
эти
меропри
-
ятия
могут
выражаться
в
обосновании
по
-
ложения
разъединителей
,
состояния
(
вкл
/
откл
)
линий
и
возможности
экономичной
компенсации
реактивной
мощности
.
Анализ
известных
программных
про
-
дуктов
для
расчета
технических
потерь
в
распределительных
сетях
6–10
кВ
,
по
-
казал
,
что
расчеты
,
проводимые
по
ним
,
нацелены
на
выявление
общего
или
част
-
ного
объема
технологических
потерь
для
определения
расчетного
норматива
.
Они
позволяют
проводить
расчет
потерь
по
от
-
дельным
фидерам
радиальной
структуры
с
одним
источником
питания
.
С
их
помо
-
щью
можно
рассчитать
предполагаемые
потери
и
выявить
,
в
некоторых
случаях
,
элементы
сети
,
потери
в
которых
выходят
за
установленные
пределы
.
Возможности
этих
программ
для
оптимизации
сети
по
уменьшению
технологических
потерь
за
счет
мероприятий
,
не
связанных
с
боль
-
шими
экономическими
затратами
,
ограни
-
чены
.
Алгоритмы
,
заложенные
в
расчет
нормальных
разрывов
, —
медленно
дей
-
ствующие
.
В
разработанном
программном
ком
-
плексе
реализованы
два
различных
ал
-
горитма
для
нахождения
рациональной
Тимофей
РУДАКОВ
,
начальник
центральной
службы
распределитель
-
ных
сетей
ПАО
«
Кубань
-
энерго
»
Борис
ЛИТАШ
,
к
.
т
.
н
.,
начальник
отдела
технологического
развития
и
инноваций
ПАО
«
Кубань
-
энерго
»
По
заказу
ПАО
«
Кубаньэнерго
»
выполнена
НИОКР
по
разра
-
ботке
программного
комплекса
«
РЭТП
6-10»
для
адресных
рекомендаций
и
малозатратных
методов
уменьшения
тех
-
нологических
потерь
в
сетях
6–10
кВ
районных
электриче
-
ских
сетей
при
помощи
мероприятий
по
изменению
поло
-
жения
коммутационных
аппаратов
и
установке
устройств
компенсации
реактивной
мощности
.
Оборудование
43
43
схемы
сети
.
Основная
идея
,
заложенная
в
выбор
схемы
—
потери
в
полностью
замкнутой
схеме
уменьшаются
,
по
сравнению
с
разомкнутой
.
Под
оптимально
разомкнутой
электрической
сетью
понимается
сеть
,
которая
удовлетворяет
следующим
усло
виям
:
1)
полученная
сеть
не
имеет
колец
,
то
есть
граф
этой
сети
не
имеет
циклов
и
является
деревом
;
2)
полученная
сеть
является
целостной
,
все
трансфор
-
маторы
получают
питание
,
то
есть
граф
сети
имеет
количество
компонент
связности
,
равное
количеству
источников
питания
;
3)
потери
энергии
в
этой
сети
предельно
близки
к
потерям
в
исходной
неразомкнутой
сети
.
В
первом
алгоритме
поиска
мест
оптимальных
разры
-
вов
в
электрических
сетях
задача
получения
из
замкнутой
сети
разомкнутой
решается
как
итерационная
.
Итерация
—
процесс
отключения
одной
линии
электропередачи
(
уда
-
ления
одного
ребра
из
графа
электрической
сети
).
Выбор
этого
ребра
должен
происходить
таким
образом
,
чтобы
потери
в
сети
выросли
несущественно
,
а
для
этого
выби
-
рается
для
исключения
ребро
с
наименьшим
током
,
но
со
следующими
оговорками
:
–
это
не
должна
быть
линия
,
отходящая
от
центра
пита
-
ния
(
иначе
исключается
источник
питания
из
задачи
,
что
недопустимо
);
–
это
не
должна
быть
линия
,
которая
непосредствен
-
но
питает
трансформатор
(
иначе
это
эквивалентно
исключению
трансформатора
из
схемы
сети
,
что
противоречит
условию
2
определения
оптимально
разомкнутой
сети
);
–
отключение
этой
линии
не
обесточит
ни
один
узел
в
сети
(
то
есть
могут
существовать
линии
,
отключение
которых
вызовет
отключение
одного
или
нескольких
трансформаторов
,
например
,
ребро
графа
,
являюще
-
еся
«
мостом
»,
причем
одна
из
компонент
связности
,
которая
образовывается
в
результате
удаления
ребра
-«
моста
»,
оказывается
обесточенной
);
–
эта
линия
помечена
как
разрешенная
к
отключению
(
в
исходных
данных
).
Если
хотя
бы
одно
из
этих
условий
не
удовлетворяется
,
то
линия
становится
неподходящей
и
исключается
из
кан
-
дидатов
на
отключение
.
В
каждой
итерации
необходимо
рассчитывать
ток
ли
-
ний
.
Это
производилось
на
основе
применения
теории
гра
-
фов
для
моделирования
схем
электрических
сетей
.
Стоит
подчеркнуть
,
что
в
случае
с
несколькими
источ
-
никами
питания
в
результате
получится
несколько
частей
сети
,
каждая
из
которых
будет
представлять
собой
дерево
.
Этот
вариант
,
естественно
,
учитывается
.
Данный
алгоритм
требует
большого
количества
итераций
и
очень
сложную
логику
определения
отключаемых
линий
.
Поэтому
в
РЭТП
6-10
реализован
новый
,
не
итера
-
ционный
,
алгоритм
поиска
мест
оптимальных
разрывов
в
электрических
сетях
.
В
качестве
примера
на
рисунке
1
показаны
результаты
работы
алгоритма
.
Если
за
основу
принять
потери
в
полностью
замкнутой
схеме
(4,8%),
то
в
расчетном
примере
исходной
схемы
потери
составляют
7,2%,
а
в
схеме
,
полученной
в
результате
работы
алгорит
-
ма
,
потери
составят
5,8%.
Предлагаемые
РЭТП
6-10
мероприятия
по
изменению
режима
сети
являются
допустимыми
и
используются
для
питания
потребителей
в
ремонтных
и
послеаварийных
режимах
.
При
необходимости
,
программный
комплекс
по
-
зволяет
установить
запрет
на
изменение
положения
ком
-
мутационного
аппарата
,
например
для
обеспечения
кате
-
Рис
. 1.
Нахождение
рациональной
схемы
44
Ежеквартальный
спецвыпуск
№
3,
декабрь
2016
гории
надежности
электроснабжения
социально
-
значимых
потребителей
.
Для
компенсации
реактивной
мощности
в
электриче
-
ских
сетях
применяются
компенсирующие
установки
(
КУ
)
в
виде
конденсаторных
установок
,
которые
подключаются
либо
к
шинам
6–10
кВ
,
либо
к
шинам
0,4
кВ
ТП
6–10
кВ
.
Стоимость
КУ
является
нелинейной
функцией
ее
мощ
-
ности
.
Удельная
стоимость
компенсации
тем
меньше
,
чем
больше
емкость
КУ
.
Задачей
расчета
программного
комплекса
является
определение
оптимальной
мощности
единственной
КУ
для
данного
фидера
и
оптимальной
точки
подключения
КУ
в
схеме
фидера
.
Критерием
оптимального
распределения
конденсаторов
в
электрической
сети
яв
-
ляется
минимум
суммарной
активной
мощности
,
выделя
-
ющейся
в
проводниках
и
обмотках
трансформаторов
,
при
прохождении
по
ним
реактивной
мощности
.
Для
нахождения
оптимального
распределения
КУ
обыч
-
но
используют
градиентные
методы
.
Эти
методы
основаны
на
использовании
чувствительности
схемы
к
введению
ис
-
точника
компенсирующей
реактивной
мощности
.
Чувстви
-
тельность
определяется
величиной
изменения
потерь
при
изменении
мощности
КУ
.
Использование
чувствительности
схемы
к
установке
КУ
не
дает
однозначного
ответа
на
опре
-
деление
места
ее
оптимального
расположения
.
Поэтому
расчет
проводится
специально
разработанной
програм
-
мой
,
которая
выполняет
перебор
вариантов
работы
схемы
фидера
и
изменения
потерь
в
линиях
и
трансформаторах
при
подключения
КУ
изменяющейся
мощности
на
шины
6–10
кВ
ТП
.
Мощность
КУ
изменяется
ступенчато
.
Расчет
ведется
за
год
,
с
учетом
годового
колебания
графика
на
-
грузок
.
Установка
КУ
на
стороне
0,4
кВ
ТП
для
целей
компен
-
сации
реактивной
мощности
в
сети
ограничивается
но
-
минальной
мощностью
трансформатора
и
величиной
его
нагрузки
.
Важным
вопросом
рентабельности
установки
КУ
является
срок
окупаемости
.
Изменения
экономии
потерь
и
время
окупаемости
КУ
в
виде
поверхностей
как
функции
места
расположения
и
мощности
КУ
представлены
на
рисунке
2.
Экономия
по
-
терь
представляется
в
виде
выпуклой
поверхности
или
плоскостью
с
линиями
равного
уровня
.
В
связи
с
проведением
работы
по
оценке
потерь
в
элек
-
трических
сетях
,
их
структурированию
и
разработке
адрес
-
ных
рекомендаций
по
мероприятиям
для
их
уменьшения
предоставляется
информация
,
необходимая
для
проведе
-
ния
расчетов
.
Для
проведения
расчетов
была
разработана
и
использована
методика
сбора
исходных
данных
и
под
-
готовки
данных
для
выполнения
расчетов
.
Определение
величины
мощности
присоединения
свя
-
зано
с
довольно
сложными
измерениями
.
Проще
опреде
-
ляется
величина
токов
фаз
силового
трансформатора
во
время
предполагаемого
максимума
нагрузки
.
Поэтому
за
основу
определения
загрузки
трансформатора
принята
величина
полных
токов
фаз
.
Часть
этих
данных
опреде
-
ляется
по
информации
,
имеющейся
на
сетевых
участках
РЭС
в
паспортах
ТП
.
Желательно
измерять
величину
токов
нагрузки
в
период
ее
максимального
потребления
,
однако
в
программе
предусмотрено
приведение
токов
нагрузки
к
расчетному
максимуму
,
поэтому
очень
важным
при
за
-
полнении
таблицы
является
указание
полной
информации
о
моменте
времени
проведения
измерений
.
Возможны
и
другие
варианты
задания
нагрузок
транс
-
форматорной
подстанции
.
Например
,
известны
только
мощности
силовых
трансформаторов
,
так
как
они
не
яв
-
ляются
собственностью
предприятия
электрических
се
-
тей
и
токи
в
их
фазах
сотрудниками
РЭС
не
измеряются
.
Рис
. 2.
Экономия
потерь
(
а
)
и
время
окупаемости
КУ
(
б
)
а
)
б
)
Оборудование
45
В
этом
случае
задается
величина
потребления
по
данному
присоединению
и
расчетный
параметр
графика
его
нагруз
-
ки
—
коэффициент
заполнения
суточного
графика
.
Нагруз
-
ка
между
ТП
распределяется
пропорционально
номиналь
-
ной
мощности
трансформаторов
.
Основой
исходных
данных
по
схеме
сети
является
однолинейная
схема
сети
6–10
кВ
в
нормальном
режиме
работы
с
указанием
всех
дополнительных
(
кольцующих
)
разъединителей
,
их
состояния
и
состояния
коммутацион
-
ных
аппаратов
на
ТП
.
На
схеме
должны
быть
указаны
все
проводники
с
длиной
более
10–15
м
,
их
сечение
и
марки
проводов
и
кабелей
.
Задачей
расчета
рабочего
режима
сети
является
опре
-
деление
значений
токов
в
элементах
,
напряжений
в
от
-
дельных
узлах
или
наибольших
потерь
напряжения
в
сети
.
Кроме
того
для
оценки
экономичности
работы
сети
при
-
ходится
определять
потери
активной
мощности
и
потери
энергии
за
год
.
В
программном
комплексе
для
расчета
потерь
энергии
принят
метод
числа
часов
наибольших
потерь
мощности
.
Используется
методика
расчета
потерь
,
основанная
на
Инструкции
по
организации
в
Министерстве
энергетики
РФ
работы
по
расчету
и
обоснованию
нормативов
технологи
-
ческих
потерь
электроэнергии
при
ее
передаче
по
электри
-
ческим
сетям
,
утвержденной
приказом
Минэнерго
РФ
от
30.12.2008
№
326,
с
дополнительным
учетом
потерь
при
регулировании
коэффициентов
трансформации
трансфор
-
маторов
ТП
и
учетом
расчетного
сопротивления
контактов
и
шин
стороны
0,4
кВ
ТП
6–10
кВ
.
Относительное
число
часов
наибольших
потерь
мощности
,
определяется
по
графику
суммарной
нагрузки
сети
за
расчетный
интервал
.
Расчетный
интервал
задается
.
Задачей
РЭТП
6-10
является
оценка
возможностей
изменения
нормальной
схемы
сети
6-10
кВ
РЭС
на
осно
-
вании
предварительной
оценки
технологических
потерь
в
линиях
и
трансформаторах
фидеров
сети
.
Рекомендации
предлагаются
в
двух
направлениях
:
1.
Малозатратное
мероприятие
по
изменению
схемы
сети
с
помощью
возможных
переключений
разъединителей
и
линий
с
целью
создания
такого
варианта
схемы
,
в
ко
-
торой
технологические
потери
уменьшены
по
сравне
-
нию
с
существующей
;
2.
Определение
мест
установки
и
мощности
КУ
с
мини
-
мальным
сроком
окупаемости
.
Разработанный
программный
продукт
рассчитывает
сети
6–10
кВ
РЭС
с
несколькими
источниками
питания
как
в
радиальном
,
так
и
в
кольцевых
режимах
с
учетом
питаю
-
щих
трансформаторов
и
линий
35–110
кВ
.
Разработанный
программный
комплекс
РЭТП
6-10 (
ри
-
сунок
3)
включает
три
основных
модуля
:
1)
Модуль
1
оценки
и
анализа
технологических
потерь
и
определения
экстремальных
режимов
линий
и
транс
-
форматоров
во
всей
распределительной
сети
6–10
кВ
РЭС
и
отдельных
ее
фидеров
;
2)
Модуль
2
определения
необходимых
коммутаций
разъ
-
единителями
и
линиями
в
сети
для
создания
рацио
-
нальной
разомкнутой
схемы
распределительной
сети
,
позволяющий
планировать
адресные
рекомендации
по
отключению
и
замыканию
линий
(
ВЛ
и
КЛ
)
и
разъ
-
единителей
(
разрывов
)
для
получения
схемы
с
малыми
технологическими
потерями
в
линиях
;
3)
Модуль
3
расчета
зависимости
времени
окупаемости
компенсирующей
конденсаторной
установки
на
фи
-
дере
6–10
кВ
от
ее
места
расположения
и
мощности
,
позволяющий
определить
расчетную
точку
установки
оптимальных
конденсаторных
устройств
компенсации
реактивной
мощности
.
РЭТП
6-10
также
содержит
пополняемую
базу
данных
по
основным
компонентам
распределительной
сети
.
Программный
комплекс
РЭТП
6-10
разработан
для
рас
-
четного
определения
рациональ
-
ной
конфигурации
радиальной
Рис
. 3.
Программный
комплекс
РЭТП
6-10
Выход
из
комплекса
Просмотр
и
изменение
исходных
данных
Переход
в
модули
расчета
схемы
сети
6–10
кВ
и
определе
-
ния
окупаемых
мест
расположе
-
ния
КУ
.
Количество
источников
питания
,
учитываемых
при
ана
-
лизе
,
может
составлять
десятки
и
сотни
.
В
информационную
базу
для
проведения
расчетов
входят
по
-
опорные
схемы
,
а
также
следую
-
щие
данные
:
–
расчетные
параметры
источ
-
ников
питания
;
–
количество
,
средние
месяч
-
ные
нагрузки
и
названия
фи
-
деров
,
участвующих
в
рас
-
чете
;
46
Ежеквартальный
спецвыпуск
№
3,
декабрь
2016
–
параметры
линий
,
кабельных
и
воздушных
,
составля
-
ющих
расчетную
сеть
;
–
параметры
трансформаторов
6–10/0,4
кВ
,
установлен
-
ных
в
этой
сети
и
имеющих
возможности
для
присо
-
единения
к
ней
;
–
положение
разъединителей
и
других
коммутационных
аппаратов
;
–
мощности
и
места
установки
компенсирующих
устано
-
вок
6–10
кВ
и
0,4
кВ
;
–
шкала
цен
на
ряд
КУ
,
которые
рассматриваются
при
выборе
оптимальной
мощности
,
места
установки
и
срока
окупаемости
на
стороне
6–10
кВ
и
на
стороне
0,4
кВ
;
–
перечень
фидеров
и
их
месячное
потребление
актив
-
ной
и
реактивной
мощности
,
подключенных
к
питаю
-
щей
ПС
35–110
кВ
и
не
участвующих
в
рассмотрении
вопросов
оптимизации
нормальной
схемы
и
расста
-
новки
КУ
.
Проведение
экспериментальных
исследований
по
определению
изменения
потерь
в
линиях
сети
10
кВ
пи
-
лотного
Тбилисского
РЭС
филиала
ПАО
«
Кубаньэнерго
»
Усть
-
Лабинские
электрические
сети
проводилось
на
осно
-
ве
предварительных
расчетов
потерь
в
сети
и
рекоменда
-
ций
по
переключению
,
выданных
программным
комплек
-
сом
.
Самым
нагруженным
фидером
сети
является
фидер
КВ
-6.
Загруженным
является
также
фидер
КБ
-1.
Одним
из
критериев
выбора
фидеров
для
экспериментов
являлась
технологичность
и
возможность
переключений
с
наимень
-
шими
количествами
операций
и
минимальным
временем
обесточивания
потребителей
во
время
этих
операций
.
Переключения
выполнялись
по
согласованию
со
стар
-
шим
диспетчером
Тбилисского
РЭС
по
программам
пере
-
ключений
.
Для
проведения
измерений
использовались
счетчики
учета
энергии
,
установленные
на
фидерах
и
имеющие
воз
-
можности
для
фиксации
получасовых
профилей
изменения
нагрузки
.
Помимо
счетчиков
для
измерений
использовался
специальный
прибор
«
Определитель
ампер
-
квадрат
-
ча
-
сов
»,
изготовленный
фирмой
«
ВНИКО
»,
г
.
Новочеркасск
.
Расчетные
технологические
потери
в
расчетном
прово
-
днике
,
определяемые
как
W
д
=
I
2 ·
·
R
пр
составят
:
–
до
переключения
W
д
= 510570,9 · 0,101 = 51,568
кВт
·
час
;
–
после
переключения
W
п
= 21913,3 · 0,101 = 2,213
кВт
·
час
.
Согласно
расчетам
по
программному
комплексу
потери
на
указанных
линиях
составляют
:
–
до
переключения
W
д
1 = 53,84
кВт
·
час
;
–
после
переключения
W
п
1 = 2,24
кВт
·
час
.
Разница
между
вычисленным
и
экспериментально
опре
-
деленным
значением
потерь
в
линии
составила
:
–
до
переключения
W
д
= 53,84 – 51,57 = 2,27
кВт
·
час
(4,4%);
–
после
переключения
W
п
1 = 2,24 – 2,21 = 0,03
кВт
·
час
(1,35%).
Ошибка
в
определении
потерь
в
линии
уменьшается
,
если
за
время
их
определения
не
происходит
коммутаций
в
схеме
фидера
с
резким
изменением
его
нагрузки
и
рез
-
ким
изменением
коэффициента
заполнения
графика
суточ
-
ной
нагрузки
.
На
основании
показаний
установленного
в
качестве
дополнительной
приборной
измерительной
базы
опреде
-
лителя
ампер
-
квадрат
часов
,
использования
и
обработки
данных
по
учету
электроэнергии
,
имеющихся
в
Тбилисском
РЭС
,
показано
,
что
точность
оценки
технологических
по
-
терь
в
линиях
сети
составляет
5–10%.
Для
проведения
расчетов
для
формирования
адресных
рекомендаций
принята
база
данных
поопорных
схем
10
кВ
для
электрической
сети
Тбилисского
РЭС
.
Расчет
показы
-
вает
,
что
в
существующей
нормальной
схеме
за
месяц
сто
-
имость
потерь
– 1 889
тысяч
рублей
,
а
при
переходе
на
ра
-
циональную
схему
стоимость
потерь
составит
1 649
тысяч
рублей
.
Экономия
средств
на
сокращении
технологических
потерь
в
месяц
составит
240
тысяч
рублей
.
Расчетная
эко
-
номия
за
год
составит
2 880
тысяч
рублей
.
Минимальное
расчетное
напряжение
на
стороне
0,4
кВ
ТП
в
исходной
схеме
было
198,4
В
,
а
в
рациональной
схеме
увеличилось
до
217,9
В
.
С
помощью
программного
комплекса
РЭТП
6-10
был
выполнен
расчет
окупаемости
КУ
для
фидера
КВ
-6,
как
од
-
ного
из
наиболее
нагруженных
.
Расчетная
экономия
потерь
за
год
при
установке
КУ
10
кВ
в
различных
точках
состави
-
ла
от
10
до
393
тысяч
кВт
·
час
,
а
при
установке
на
шинах
0,4
кВ
ТП
от
0
до
187
тысяч
кВт
·
час
.
Однако
,
наиболее
оку
-
паемой
(1,22
года
)
будет
установка
КУ
мощностью
550
квар
на
стороне
10
кВ
подстанции
ТП
-630
п
при
экономии
потерь
279
тысяч
кВт
·
час
.
При
установке
КУ
мощностью
200
квар
на
стороне
0,4
кВ
этой
ТП
экономия
потерь
за
год
составит
152,2
тысяч
кВт
·
час
,
а
время
окупаемости
составляет
по
-
рядка
1,11
года
.
В
ФГУ
«
Федеральный
институт
промышленной
соб
-
ственности
Федеральной
службы
по
интеллектуальной
собственности
,
патентам
и
товарным
знакам
»
направлена
заявка
на
регистрацию
программы
для
ЭВМ
«
Программ
-
ный
комплекс
РЭТП
6-10»,
правообладателем
исключи
-
тельного
права
на
которую
(
заявителем
)
является
ПАО
«
Кубаньэнерго
».
В
результате
выполнения
НИОКР
разработан
про
-
граммный
комплекс
РЭТП
6-10,
обеспечивающий
снижение
технологических
потерь
электроэнергии
в
электрических
сетях
при
помощи
малозатратных
мероприятий
по
изме
-
нению
положения
коммутационных
аппаратов
и
установке
устройств
компенсации
реактивной
мощности
.
Запланиро
-
вано
поэтапное
внедрение
РЭТП
6-10
в
РЭС
ПАО
«
Кубань
-
энерго
»
исходя
из
ожидаемого
уровня
снижения
потерь
электроэнергии
.
Оборудование
Оригинал статьи: Программный комплекс РЭТП 6-10
По заказу ПАО «Кубаньэнерго» выполнена НИОКР по разработке программного комплекса «РЭТП 6-10» для адресных рекомендаций и малозатратных методов уменьшения технологических потерь в сетях 6–10 кВ районных электрических сетей при помощи мероприятий по изменению положения коммутационных аппаратов и установке устройств компенсации реактивной мощности.
