36
э
н
е
р
г
о
э
ф
ф
е
к
т
и
в
н
о
с
т
ь
энергоэффективность
Снижение погрешности
расчетов нагрузочных
потерь электроэнергии
в проводах воздушных
линий электропередачи
УДК 621.315.1:621.3.017
Шведов
Г
.
В
.,
к.т.н., доцент кафедры
ЭЭС ФГБОУ ВО «НИУ
«МЭИ»
Щепотин
А
.
С
.,
аспирант кафедры
ЭЭС ФГБОУ ВО «НИУ
«МЭИ»
В
статье
предлагается
способ
повышения
точности
расчета
нагрузочных
потерь
электроэнергии
в
проводах
воздушных
линий
электропередачи
,
при
применении
которого
снижается
математическое
ожидание
погрешности
,
возникающей
из
-
за
пренебрежения
метеорологическими
факторами
и
нагревом
протекающим
током
.
Главным
достоинством
предлагаемого
способа
является
его
простота
,
так
как
он
не
требует
никаких
исходных
данных
помимо
тех
,
что
и
так
известны
при
«
тра
-
диционном
»
расчете
потерь
электроэнергии
.
На
конкретном
примере
иллюстрируется
применение
предлагаемого
подхода
и
оценивается
экономический
эффект
от
повышения
точности
расчета
потерь
электроэнергии
.
Ключевые
слова
:
потери электроэнергии,
электрическая сеть,
энергоэффективность,
воздушные линии
электропередачи,
метеорологические
факторы
К
ак известно, нагрузочные потери электро-
энергии в проводах воздушных линий элек-
тропередачи определяются протекающим
током и сопротивлением проводов.
Согласно [1] рассматриваемые потери за расчет-
ный период можно определить по методу оператив-
ных расчетов следующим образом:
W
=
n
i
= 1
I
i
2
·
R
20
· [1 +
t
· (
T
пр,
i
— 20)] ·
t
i
, (1)
где
n
— число интервалов времени;
I
i
— действую-
щее значение тока по линии для
i
-го интервала, А;
R
20
— активное сопротивление провода при его
температуре 20°С, Ом;
t
— температурный коэф-
фициент, равный 0,00403 для электротехнического
алюминия, 1/°С;
T
пр,
i
— температура провода в
i
-й
интервал времени, °С;
t
i
— интервал времени, в те-
чение которого токовую нагрузку
I
i
и температуру
T
пр,
i
принимают неизменной.
При этом в [1] указано, что при плотности тока
ниже экономической температуру провода можно
принять равной температуре воздуха, а при отсут-
ствии данных принимается
T
пр
= 20°С. Однако рабо-
ты в области нагрева проводов показали, что в ре-
альности температура проводов может значительно
отличаться от принимаемой в «традиционных» рас-
четах. Исследования в [2] показывают, что из-за не-
учета реальной температуры провода погрешность
расчета потерь электроэнергии может достигать зна-
чений в 16–18%, а в источнике [3] говорится о 26%.
Температура провода воздушной линии электро-
передачи зависит как от протекающего тока, так
37
и метеорологических факторов (температуры окру-
жающего воздуха; плотности тока, протекающего по
проводу; скорости и направления ветра; интенсивно-
сти солнечной радиации) [4]. Проблема определения
температуры провода и использования ее значения
при расчете нагрузочных потерь заключается в не-
возможности ее измерения на всех линиях ввиду их
огромного количества. При этом существуют вери-
фицированные методики, позволяющие учесть боль-
шинство влияющих факторов и с приемлемой для
инженерных расчетов точностью рассчитать темпе-
ратуру провода (например, [5, 6, 7] с учетом дора-
ботки в [8]). Эти методы широко используются для
решения задач, где необходима приближенная к ре-
альной температура провода (например, [9, 10, 11]).
Однако использование в целях расчета нагрузочных
потерь электроэнергии крайне неудобно, так как они
сложны, объемны в вычислительном плане и тре-
буют исчерпывающих данных о погоде за каждый
отрезок времени. Поэтому актуальна задача разра-
ботки такого способа, который позволил бы, с одной
стороны, интегрально учесть влияющие факторы,
а с другой стороны, был бы максимально прост для
практического применения.
ИСХОДНЫЕ
ДАННЫЕ
По реальным данным о погоде для ряда городов
России из различных климатических зон при вариа-
ции графиков нагрузки, марок проводов, направле-
ния линий относительно меридиана были проведены
вычисления потерь электроэнергии с учетом метео-
рологических факторов и без. Расчеты проводились
методом [7], доработанным в [8], верификация и воз-
можность использования для инженерных расчетов
которого приведена в [12].
Для каждого города использовались данные о по-
годных условиях за 10 лет (2006–2016 годы) для
оценки влияния сложившегося климата. Такой под-
ход удобен при исследовании воздействия метео-
рологических факторов (например, [13]). Данные
о погоде были взяты с официального сайта компа-
нии ООО «Расписание погоды», имеющей лицензию
Федеральной службы России по гидрометеорологии
и мониторингу окружающей среды на формирование
и ведение банков данных в области гидрометеороло-
гии и смежных с ней областях (https://rp5.ru).
ПОВЫШЕНИЕ
ТОЧНОСТИ
РАСЧЕТОВ
С
ПОМОЩЬЮ
СПОСОБА
КОРРЕКТИРУЮЩИХ
КОЭФФИЦИЕНТОВ
С помощью метода наименьших квадратов был раз-
работан способ корректирующих коэффициентов,
использование которого сводится к простому умно-
жению потерь, рассчитанных при принятии темпера-
туры провода равной 20°С, на коэффициент:
W
= [
n
i
= 1
I
i
2
·
R
20
·
t
i
] ·
k
20
,
(2)
где
k
20
— корректирующий коэффициент для повы-
шения точности расчета потерь электроэнергии при
принятии температуры провода равной 20°С.
По аналогии с исследованиями, представлен-
ными в [14] и [15], по реальным данным о погоде
с учетом метеорологических факторов (температуры
окружающего воздуха, нагреву солнечной радиаци-
ей, скорости и направления ветра) были получены
обобщенные корректирующие коэффициенты для
ряда городов России. Зависимость коэффициента
от сечения провода наиболее удобно учитывать сте-
пенной функцией относительно одного из стандарт-
ных значений, при этом выбор базового сечения не
влияет на форму зависимости. В данном случае за
базовое принято сечение 35 мм
2
.
Результаты для некоторых городов приведены
в таблице 1, где приняты следующие обозначения:
F
сеч
— площадь сечения провода, мм
2
;
j
нб
— наиболь-
шая плотность тока, А/мм
2
;
T
ср.сут
— среднесуточный
перепад температур, °С;
T
ср.год
— среднегодовая тем-
пература, °С;
K
з.г.
— коэффициент заполнения гра-
фика нагрузки, определяемый по формуле:
K
з.г.
=
j
ср
/
j
нб
,
(3)
где
j
ср
— средняя плотность тока, А/мм
2
.
Из таблицы 1 видно, что
k
20
зависит от климата
региона, сечения провода линии, формы графика
нагрузки и плотности тока. Для снижения погрешно-
сти расчета потерь за год при принятии
T
пр
= 20°С
корректирующие коэффициенты можно представить
в общем виде следующим образом:
F
сеч
F
сеч
k
20
= [(
a
1
·
K
з.г.
+
a
2
) ·
—
0,65
] ·
j
2
нб
+
c
·
—
0,001
, (4)
35
35
где
a
1
,
a
2
,
c
— безразмерные составляющие коррек-
тирующего коэффициента, которые определяются
Табл. 1. Обобщенные корректирующие коэффициенты
и среднегодовые температуры для некоторых городов России
Город
Значение обобщенного корректирующего коэффициента
T
ср.сут.
, °С
T
ср.год
, °С
Якутск
k
20
= [(
0,0050
∙
K
з.г.
+
0,0015
) ∙ (
F
сеч
/35)
0,647
] ∙
j
2
нб
+
0,863
∙ (
F
сеч
/35)
0,00108
10,1
–8,8
Чита
k
20
= [(
0,0065
∙
K
з.г.
+
0,0022
) ∙ (
F
сеч
/35)
0,651
] ∙
j
2
нб
+
0,888
∙ (
F
сеч
/35)
0,00111
13,1
–1,4
Новосибирск
k
20
= [(
0,0034
∙
K
з.г.
+
0,0009
) ∙ (
F
сеч
/35)
0,662
] ∙
j
2
нб
+
0,905
∙ (
F
сеч
/35)
0,00097
8,5
1,8
Владивосток
k
20
= [(
0,0021
∙
K
з.г.
+
0,0002
) ∙ (
F
сеч
/35)
0,643
] ∙
j
2
нб
+
0,922
∙ (
F
сеч
/35)
0,00105
5,4
4,9
Санкт-Петербург
k
20
= [(
0,0028
∙
K
з.г.
+
0,0004
) ∙ (
F
сеч
/35)
0,658
] ∙
j
2
нб
+
0,928
∙ (
F
сеч
/35)
0,00099
6,7
5,8
Волгоград
k
20
= [(
0,0023
∙
K
з.г.
+
0,0003
) ∙ (
F
сеч
/35)
0,650
] ∙
j
2
нб
+
0,943
∙ (
F
сеч
/35)
0,00091
7,1
8,1
Ростов-на-Дону
k
20
= [(
0,0026
∙
K
з.г.
+
0,0004
) ∙ (
F
сеч
/35)
0,638
] ∙
j
2
нб
+
0,952
∙ (
F
сеч
/35)
0,000113
7,4
9,3
Владикавказ
k
20
= [(
0,0051
∙
K
з.г.
+
0,0012
) ∙ (
F
сеч
/35)
0,647
] ∙
j
2
нб
+
0,959
∙ (
F
сеч
/35)
0,00090
9,1
9,8
№
2 (59) 2020
38
Табл. 2. Районирование карты для установления первого слагаемого корректирующего коэффициента
k
20
Район
Город
Первое слагаемое
k
20
T
ср.сут.
, °С
I
Анадырь, Владивосток, Магадан, Махачкала, Мурманск,
Петрозаводск, Петропавловск-Камчатский, Санкт-
Петербург, Севастополь, Симферополь, Сочи
[(
0,0020
∙
K
з.г.
+
0,0002
) ∙ (
F
сеч
/35)
0,647
] ∙
j
2
нб
< 6,5
II
Архангельск, Астрахань, Белгород, Брянск, Великий
Новгород, Владимир, Волгоград, Вологда, Воронеж,
Иваново, Калининград, Калуга, Кострома, Курск, Липецк,
Москва, Нарьян-Мар, Нижний Новгород, Орел, Псков,
Ростов-на-Дону, Рязань, Салехард, Саранск, Саратов,
Смоленск, Сыктывкар, Тверь, Тула, Хабаровск, Южно-
Сахалинск, Ярославль
[(
0,0025
∙
K
з.г.
+
0,0004
) ∙ (
F
сеч
/35)
0,647
] ∙
j
2
нб
6,5
÷
7,7
III
Благовещенск, Екатеринбург, Ижевск, Йошкар-Ола,
Казань, Киров, Краснодар, Майкоп, Новосибирск, Омск,
Пенза, Пермь, Ставрополь, Тамбов, Томск, Тюмень, Улья-
новск, Ханты-Мансийск, Чебоксары, Челябинск, Элиста
[(
0,0042
∙
K
з.г.
+
0,0008
) ∙ (
F
сеч
/35)
0,647
] ∙
j
2
нб
7,8
÷
9,0
IV
Барнаул, Биробиджан, Владикавказ, Грозный, Иркутск,
Кемерово, Красноярск, Курган, Нальчик, Оренбург, Са-
мара, Уфа, Якутск
[(
0,0051
∙
K
з.г.
+
0,0016
) ∙ (
F
сеч
/35)
0,647
] ∙
j
2
нб
9,1
÷
10,3
V
Абакан, Горно-Алтайск, Кызыл, Улан-Удэ, Чита
[(
0,0070
∙
K
з.г.
+
0,0022
) ∙ (
F
сеч
/35)
0,647
] ∙
j
2
нб
> 10,3
методом аппроксимации значений большого коли-
чества единичных результатов расчета нагрузочных
потерь электроэнергии по полной методике при ва-
риации значений
K
з.г.
,
F
сеч
и
j
нб
; при этом не имеют
прямого физического смысла и зависят исключи-
тельно от характеристик месторасположения линии.
Анализ значений корректирующих коэффици-
ентов для различных регионов показал, что первое
(левое) слагаемое в выражении (4) коррелирует со
значением среднесуточного перепада температур
T
ср.сут
, а второе (правое) — со значением среднего-
довой температуры
T
ср.год
.
Для удобства практического применения было
установлено 5 районов по каждому из указанных
факторов (
T
ср.сут
и
T
ср.год
). Это позволило макси-
мально упростить определение корректирующего
коэффициента для конкретной местности. Распре-
деление по районам приведено в таблицах 2 и 3. На-
глядное представление районирования представле-
но на рисунках 1 и 2. Выделение районов на карте
проведено более чем по 150 точкам. Соответственно
левое слагаемое корректирующего коэффициента
определяется по таблице 2 (рисунку 1), а второе по
таблице 3 (рисунку 2).
Отметим, что отнесение
к тому или иному району не
является
окончательным
в связи с непостоянством ме-
теорологических факторов.
Районирование рекоменду-
ется уточнять через каждые
10 лет, а при наличии акту-
альных данных о
T
ср.сут
и
T
ср.год
рекомендуется выбирать кор-
ректирующие коэффициенты
в соответствии с диапазонами
данных факторов, приведен-
ными в таблицах 2 и 3.
Таким образом, если в се-
тевой компании расчет нагру-
зочных потерь электроэнер-
гии в проводах воздушных линий электропередачи
проводится при принятии температуры провода рав-
ной 20°С, то для повышения точности расчета необ-
ходимо определить корректирующий коэффициент
согласно предложенному районированию и с его
учетом использовать формулу (2). Если линия прохо-
дит в нескольких районах, то рекомендуется расчет
потерь проводить раздельно для каждой из частей
линии с последующим суммированием результатов.
ПРИМЕР
ПРИМЕНЕНИЯ
ПРЕДЛОЖЕННОГО
СПОСОБА
В качестве примера были взяты данные о воздуш-
ных линиях электропередачи 110–220 кВ и графиках
нагрузок по этим линиям для одной из сетевых ком-
паний (таблица 4). Рассматривается сетевая ком-
пания, которая находится в IV районе по таблице 2
и в I районе по таблице 3. Соответственно формула
корректирующего коэффициента:
F
сеч
k
20
= [(0,0051 ·
K
з.г.
+ 0,0016) ·
—
0,65
] ·
j
2
нб
+
35
F
сеч
+
0,955 ·
—
0,001
.
(5)
35
ЭНЕРГО-
ЭФФЕКТИВНОСТЬ
Рис
. 1.
Карта
№
1,
районированная
по
среднесуточным
перепадам
температуры
Условные обозначения:
39
Формула (5) устанавлива-
ет корректирующий коэффи-
циент для рассматриваемой
местности. Его необходимо
определить для каждой ли-
нии в соответствии с дан-
ными о нагрузке и сечении
проводов. То есть требуются
только те данные, которые
и так известны при расчете по
20°С, что подчеркивает про-
стоту предлагаемого способа
и удобство для практического
применения.
Для рассматриваемой се-
тевой компании были про-
ведены расчеты нагрузочных
потерь электроэнергии в проводах воздушных линий
электропередачи за год «традиционным» способом
при принятии температуры провода равной 20°С
(
W
1
) и с использованием корректирующих коэффи-
циентов (
W
2
). Результаты сведены в таблицу 5.
Табл. 3. Районирование карты для установления второго слагаемого корректирующего коэффициента
k
20
Район
Город
Второе слагаемое
k
20
T
ср.год
, °С
I
Астрахань, Владикавказ, Волгоград, Грозный, Краснодар, Майкоп, Ма-
хачкала, Ростов-на-Дону, Севастополь, Симферополь, Сочи, Ставрополь,
Элиста
0,955
∙ (
F
сеч
/35)
0,001
> 8,1
II
Белгород, Брянск, Великий Новгород, Владивосток, Владимир, Вологда,
Воронеж, Иваново, Йошкар-Ола, Казань, Калининград, Калуга, Киров, Ко-
строма, Курск, Липецк, Москва, Нижний Новгород, Орел, Оренбург, Пенза,
Петрозаводск, Псков, Рязань, Самара, Санкт-Петербург, Саранск, Саратов,
Смоленск, Тамбов, Тверь, Тула, Ульяновск, Уфа, Чебоксары, Ярославль
0,955
∙ (
F
сеч
/35)
0,001
3,1
÷
8
III
Абакан, Архангельск, Барнаул, Биробиджан, Благовещенск, Горно-Алтайск,
Екатеринбург, Ижевск, Иркутск, Кемерово, Красноярск, Курган, Кызыл, Маг-
нитогорск, Мурманск, Новокузнецк, Новосибирск, Омск, Пермь, Петропав-
ловск-Камчатский, Сургут, Сыктывкар, Тобольск, Томск, Тюмень, Улан-Удэ,
Хабаровск, Ханты-Мансийск, Челябинск, Чита, Южно-Сахалинск
0,955
∙ (
F
сеч
/35)
0,001
–1,9
÷
3,0
IV
Анадырь, Магадан, Нарьян-Мар, Салехард
0,955
∙ (
F
сеч
/35)
0,001
–6,9
÷
(–2,0)
V
Норильск, Якутск
0,955
∙ (
F
сеч
/35)
0,001
< –7
Табл. 4. Данные о линиях электропередачи и нагрузках
№
U
ном
, кВ
I
макс
, А
I
ср
, А
F
сеч
, мм
2
L
, км
1
110
314
141
240
9,3
2
110
459
404
240
43,4
3
110
375
113
185
16
4
110
223
94
120
3,8
5
110
184
145
95
28,5
6
110
215
175
240
7
7
110
215
101
95
51,4
8
110
613
286
400
4,3
9
110
449
287
240
14,8
10
110
298
178
120
50,3
...
...
...
...
...
...
83
220
510
288
400
4,8
Табл. 5. Результаты расчета потерь электроэнергии
№
W
1
, МВт∙ч
k
20
W
2
, МВт∙ч
1
63,7
0,980
62,5
2
2451,8
1,035
2536,8
3
95,0
0,995
94,5
4
23,8
0,985
23,5
5
532,3
0,996
530,3
6
74,2
0,973
72,1
7
464,0
0,995
461,7
8
775,2
1,003
77,7
9
423,5
1,016
430,4
10
1144,7
1,020
1167,7
...
...
...
...
83
117,1
0,993
116,2
Сумма
63131,5
–
64160,2
W
2
–
W
1
1028,7
Рис
. 2.
Карта
№
2,
районированная
по
среднегодовой
температуре
воздуха
Условные обозначения:
№
2 (59) 2020
40
Уточненные с помощью предлагаемого способа
потери получились больше на
= 1028,7 МВт∙ч за
год. Норматив потерь определялся с помощью «тра-
диционного» расчета и реально был занижен. Все
сверхнормативные потери сетевая компания вынуж-
дена оплачивать из своей прибыли. На 2019 год та-
риф покупки электроэнергии для рассматриваемой
сетевой компании составлял
c
= 1697,94 руб/МВт∙ч.
Соответственно, повышение точности расчета нагру-
зочных потерь электроэнергии с помощью способа
корректирующих коэффициентов позволил бы полу-
чить экономический эффект (Э) за год в размере:
Э =
·
c
= 1028,7 · 1697,94 = 1 746 670 руб. (6)
ВЫВОДЫ
1. Расчет нагрузочных потерь электроэнергии в про-
водах воздушных линий электропередачи в подавля-
ющем большинстве случаев проводится «традици-
онными» методами, которые не учитывают влияние
метеорологических факторов и нагрева провода
протекающим током, что может приводить к погреш-
ности расчета потерь в 16–18%, а по некоторым дан-
ным и до 26%.
2. Предложен способ корректирующих коэффи-
циентов, позволяющий повысить точность расче-
та нагрузочных потерь электроэнергии в проводах
воздушных линий электропередачи. Он основан на
учете совокупного влияния факторов, которыми пре-
небрегают при «традиционных» расчетах, и позволя-
ет снизить математическое ожидание погрешности.
Предложенный способ рекомендуется использовать
при расчетах нагрузочных потерь в проводах марки
АС линий любого класса напряжения, если не учиты-
вается изменение температуры провода более точ-
ным способом (например, по данным датчиков).
3. Способ корректирующих коэффициентов удобен
для практического применения, так как заключается
в простом умножении результатов расчета потерь,
определенных при принятии температуры провода
равной 20°С, на корректирующий коэффициент. При
этом не требуется никакой информации помимо той,
что и так известна при «традиционном» расчете.
4. Корректирующий коэффициент может быть най-
ден по двум специальным таблицам, каждая из ко-
торых разделяет территорию России на 5 районов.
Для наглядности также приведены районированные
карты.
ЛИТЕРАТУРА
1. Приказ Министерства энергетики
РФ от 30 декабря 2008 года № 326
«Об организации в Министерстве
энергетики Российской Федера-
ции работы по утверждению нор-
мативов технологических потерь
электроэнергии при ее передаче
по электрическим сетям» (с изме-
нениями от 1 февраля 2010 года).
URL: https://base.garant.ru/195516/.
2. Шведов Г.В., Щепотин А.С. Анализ
погрешностей расчетов нагрузоч-
ных потерь электроэнергии в про-
водах воздушных линий электро-
передачи // Вестник МЭИ, 2017,
№ 6. С. 75–85.
3. Баламетов А.Б., Халилов Э.Д.,
Байрамов М.П., Агаханова К.А.
Программа моделирования тем-
пературы провода и потерь мощ-
ности на основе учета режимных
и атмосферных факторов // Про-
граммные продукты и системы,
2018, Т. 31, № 2. С. 396–402.
4. Зарудский Г.К., Шведов Г.В., Аза-
ров А.Н., Самалюк Ю.С. Оцен-
ка влияния метеорологических
усло вий на активное сопротивле-
ние проводов воздушных линий
электропередачи // Вестник МЭИ,
2014, № 3. С. 35–39.
5. IEEE standard for calculating the
current-temperature relationship of
bare overhead conductors. IEEE Std
738-2012, pp. 1-72, Dec. 2013.
6. CIGRE. Thermal behavior of over-
head conductors. Electra, 2002,
no. 207. 41 p.
7. Зарудский Г.К., Зиннер Л.Э., Сы-
ромятников С.Ю. Расчет темпера-
туры проводов воздушных линий
передачи СВН на основе метода
критериального
планирования
эксперимента // Вестник МЭИ,
1997, № 1. C. 85–90.
8. Зарудский Г.К., Сыромятников С.Ю.
Уточнение выражений для расчета
температуры проводов воздушных
линий электропередачи сверхвы-
сокого напряжения // Вестник МЭИ,
2008, № 2. C. 37–42.
9. Dupin R., Michiorri A., Kariniotakis G.
Optimal Dynamic Line Rating Fore-
casts Selection Based on Ampacity
Probabilistic Forecasting and Net-
work Operators’ Risk Aversion. IEEE
Transactions on Power Systems,
2019, v. 34, iss. 4, pp. 2836-2845.
10. Гиршин С.С., Троценко В.М., Горю-
нов В.Н., Кропотин О.В., Шепелев
А.О., Ткаченко В.А. Упрощенная
формула для нагрузочных по-
терь активной мощности в линиях
электропередачи с учетом темпе-
ратуры // Омский научный вестник,
2018, № 6. С. 41–49.
11. Shvedov G.V., Shchepotin A.S. Anal-
ysis of Error Range in Calculation of
Load Electric Power Losses in Wires
of Overhead Transmission Lines
when Neglecting Infl uence of Me-
teorological Factors / Proceedings
2019 International Ural Conference
on Electrical Power Engineering
(UralCon), Chelyabinsk, 1-3 October
2019. URL: https://ieeexplore.ieee.
org/document/8877689.
12. Петрова Е.В., Гиршин С.С., Кири-
ченко Н.В., Птицына Е.В., Кузне-
цов Е.А. Применение стандарта
CIGRE для экспертной оценки про-
граммы расчета потерь электриче-
ской энергии с учетом температу-
ры проводников // Омский научный
вестник, 2013, № 2. C. 198–202.
13. Viafora N., Moller J.G., Olsen R.A.,
Kristensen A.S., Holboll J. Historical
Data Analysis for Extending Dynam-
ic Line Ratings Across Power Trans-
mission Systems / 2018 IEEE Inter-
national Conference on Probabilistic
Methods Applied to Power Systems
(PMAPS), 24-28 June 2018.
14. Шведов Г.В., Щепотин А.С. По-
вышение точности расчета на-
грузочных потерь электроэнергии
в проводах воздушных линий элек-
тропередачи / Труды IX Междуна-
родной школы-семинара молодых
ученых и специалистов «Энерго-
сбережение — теория и практи-
ка». Москва, 5–12 октября 2018 г.
М: Издательский дом МЭИ, 2018.
С. 247–250.
15. Шведов Г.В., Щепотин А.С. Разра-
ботка обобщенных корректирую-
щих коэффициентов для повыше-
ния точности расчетов нагрузочных
потерь электроэнергии в проводах
воздушных линий электропереда-
чи / Материалы юбилейной Х Меж-
дународной научно-технической
конференции «Электроэнергетика
глазами молодежи – 2019». Ир-
кутск, 16–20 сентября 2019 г. Ир-
кутск: Издательство ИрНИТУ, 2019.
С. 301–304.
ЭНЕРГО-
ЭФФЕКТИВНОСТЬ
41
REFERENCES
1. Order of the Ministry of Energy of RF
dated 30, December, 2008 No. 326
“About organization in the Ministry
of Energy of the Russian Federation
of the norm approval procedure for
energy losses during transmission
over electrical networks” (includ-
ing amendments dated 1, February,
2010). URL: https://base.garant.
ru/195516/. (In Russian)
2. Shvedov G.V., Shchepotin A.S.
Study of calculation errors of energy
load losses in overhead transmis-
sion line wires //
Vestnik MEI
[News
of MPEI], 2017, no.6, pp. 75–85. (In
Russian)
3. Balametov A.B., Khalilov E.D.,
Bayramov M.P., Agakhanova K.A.
A program for wire temperature and
power losses simulation based on
routine and whether aspects //
Pro-
grammniye produkty i sistemy
[Soft-
ware products and systems], 2018,
vol. 31, no.2, pp. 396–402. (In Rus-
sian)
4. Zarudskiy G.K., Shvedov G.V., Aza-
rov A.N., Samalyuk Yu.S. Estimation
of whether conditions impact on re-
sistance of overhead transmission
line wires //
Vestnik MEI
[News of
MPEI], 2014, no.3, pp. 35–39. (In
Russian)
5. IEEE standard for calculating the
current-temperature relationship of
bare overhead conductors. IEEE Std
738-2012, pp. 1-72, Dec. 2013.
6. CIGRE. Thermal behavior of over-
head conductors. Electra, 2002,
no. 207. 41 p.
7. Zarudskiy G.K., Zinner L.E., Syro-
myatnikov S.Yu. Calculation of EHV
overhead transmission line wire tem-
perature based on the method of cri-
terial design of experiments //
Vest-
nik MEI
[News of MPEI], 1997, no.1,
pp. 85–90. (In Russian)
8. Zarudskiy G.K., Syromyatnikov S.Yu.
Precision of expressions for EHV
overhead transmission line wire tem-
perature calculation //
Vestnik MEI
[News of MPEI], 2008, no.2, pp. 37–
42. (In Russian)
9. Dupin R., Michiorri A., Kariniotakis G.
Optimal Dynamic Line Rating Fore-
casts Selection Based on Ampac-
ity Probabilistic Forecasting and
Network Operators’ Risk Aversion.
IEEE Transactions on Power Sys-
tems, 2019, v. 34, iss. 4, pp. 2836-
2845.
10. Girshin S.S., Trotsenko V.M., Goryu-
nov V.N., Kropotin O.V., Shepelev
A.O., Tkachenko V.A. Simplifi ed wire
temperature-based formula for active
load losses in transmission lines //
Omskiy nauchniy vestnik
[Omsk Sci-
entifi c News], 2018, no.6, pp. 41–49.
(In Russian)
11. Shvedov G.V., Shchepotin A.S. Anal-
ysis of Error Range in Calculation of
Load Electric Power Losses in Wires
of Overhead Transmission Lines
when Neglecting Infl uence of Me-
teorological Factors / Proceedings
2019 International Ural Conference
on Electrical Power Engineering
(UralCon), Chelyabinsk, 1-3 October
2019. URL: https://ieeexplore.ieee.
org/document/8877689.
12. Petrova E.V., Girshin S.S., Kirichen-
ko N.V., Ptitsyna E.V., Kuznetsov E.A.
Application of CIGRE standard for
expert review of wire termperature-
based power loss calculation pro-
gram //
Omskiy nauchniy vestnik
[Omsk Scientifi c News], 2013, no. 2,
pp. 198–202. (In Russian)
13. Viafora N., Moller J.G., Olsen R.A.,
Kristensen A.S., Holboll J. Historical
Data Analysis for Extending Dynam-
ic Line Ratings Across Power Trans-
mission Systems / 2018 IEEE Inter-
national Conference on Probabilistic
Methods Applied to Power Systems
(PMAPS), 24-28 June 2018.
14. Shvedov G.V., Shchepotin A.S. Im-
provement of calculation accuracy
of load losses in overhead transmis-
sion line wires /
Trudy IX Mezhdun-
arodnoy shkoly-seminara molodykh
uchyenykh spetsialistov “Energos-
berezheniye – teoriya i praktika”
[Proc.of IXth International school-
seminar for young scientists “Power
saving – theory and practice”]. Mos-
cow, 5–12, October, 2018. Moscow,
MPEI Publ., 2018, pp. 247–250.
(In Russian)
15. Shvedov G.V., Shchepotin A.S. De-
velopment of general correction
factors for improvement of calcula-
tion accuracy of load losses in over-
head transmission line wires /
Mate-
rialy yubileynoy X Mezhdunarodnoy
nauchno-tekhnicheskoy konfer-
entsii “Elektroenergetika glazami
molodyezhi – 2019”
[Proc.of anniver-
sary Хth International scientifi c-and-
technical conference “Power indus-
try as viewed by the young– 2019».
Irkutsk, 16–20, September, 2019.
Irkutsk, INRTU Publ., 2019, pp. 301-
304. (In Russian)
Применение платформ и процессов с использованием элементов
искусственного интеллекта (ИИ) и машинного обучения (МО)
для быстрого развертывания и масштабирования решений
прикладных аналитических задач в интеллектуальных сетях
* ИИ/МО для «умных» cетей
3-дневная деловая программа: конференция, выставка и технические дискуссии
8–10
сентября
2020 |
Брюссель
,
Бельгия
*
№
2 (59) 2020
Оригинал статьи: Снижение погрешности расчетов нагрузочных потерь электроэнергии в проводах воздушных линий электропередачи
В статье предлагается способ повышения точности расчета нагрузочных потерь электроэнергии в проводах воздушных линий электропередачи, при применении которого снижается математическое ожидание погрешности, возникающей из-за пренебрежения метеорологическими факторами и нагревом протекающим током. Главным достоинством предлагаемого способа является его простота, так как он не требует никаких исходных данных помимо тех, что и так известны при «традиционном» расчете потерь электроэнергии. На конкретном примере иллюстрируется применение предлагаемого подхода и оценивается экономический эффект от повышения точности расчета потерь электроэнергии.
