Содержание к диссертации
Введение
Глава 1. Существующая система электроснабжения Эритреи 11
1.1. Анализ систем электроснабжения Эритреи 11
1.2. Анализ системы электроснабжения района Гаш Барка 19
Глава 2. Стратегии развития ЭЭС Гаш Барка 23
2.1. Расчет электрической нагрузки Цельсии района Барка 23
2.2. Выбор методов определения электрических нагрузок сельскохозяйственных потребителей на перспективу 24
2.3. Разработка стратегии электроснабжения провинции Гаш Барка
2.3.1. Выбор сечений проводов по экономическим показателям 31
2.3.2. Расчет тока участков воздушных линии 15 -66 кВ для вариантов первый (ф1) , вариант второй (ср2) и вариант третий (срЗ) 32
2.3.3. Расчет сечения проводов воздушной линии 15-66 кВ для рассматриваемых
2.3.4. Выбор мощности трансформаторов подстанций 36
2.3.5. Расчет потерь напряжения на участках воздушной линий 15кВ для
2.3.6. Расчет потери энергии электрических сетей района Гаш Барка 43
2.3.7. Расчет потерь энергии в трансформаторах 46
2.3.7. Расчет недоотпущенной электроэнергии для вариантов (pl,(p2, срЗ 48
2.3.9. Технико-экономический расчет показателей СЭСРГБ 55
2.3.10. Мероприятием по повышению эффективности работы существующей электроэнергетической системы 62
2.4. Разработка общей стратегии развития электроснабжения район Гаш Барка. 2.5. Обоснование применения многокритериальной модели с учетом неопределенной информации при выборе стратегии развития систем электроснабжения района Гаш Барка ( СЭСП ГБ) 74
Глава 3. Методика выбора стратегии развитии систем электроснабжения района
3.1. Выбор и обоснование частных критериев оценки стратегий развития систем электроснабжения провинции Гащ Барка (СЭСР ГБ) 83
3.2. Электрическая нагрузка на перспективу неопределенности факторов систем электроснабжения района Гаш Барка (СЭСРГБ) з
3.3. Алгоритм многокритериального выбора стратегии развития системы электроснабжения района Гаш Барка (СЭСРГБ). 92
Глава 4. Имитационное моделирование систем электроснабжения района Гаш Барка. Выбор лучшей стратегии с помощью критерия Байеса . 97
4.1. Программно-вычислительный комплекс для провидения имитационного моделирования для систем электроснабжения района Гаш Барка (СЭСРГБ) 97
4.1.1. Моделирование в программном комплексе сетевого имитационного моделирования и анализа «ПРОКСИМА». 97
4.1.2. Моделирование в программном комплексе MatLab/Simulink 104
4.1.3. Моделирование энергосистемы района Гаш Барка с использованием НЭ.
4.2. Моделирование технико-экономических показателей исследуемой СЭСР Гаш Баркa . 127
4.3. Обоснование выбора электрических и технико-экономических параметров систем электроснабжения районов Гаш Барка. 137
4.4. Многокритериальная модель выбора варианта развития СЭСРГБ с учетом неопределенности информации. 140
4.5. Выбор варианта развития СЭСРГБ с помощью ЭВМ 147
1.6 Программное обеспечение для проведения имитационного моделирования расчетов параметров систем электроснабжения 15-66кВ района Гаш Барка 151
4.6.1. Правила кодирования исходной информации по распределительным сетям района Гаш Барка. 154
4.6.2. Кодирование исходной информации по распределительным сетям района электроснабжения. 155
4.6.3. Расчет параметров электрической сети Гаш Барка с помощью ПЭВМ. 157
Выводы по главе 4 161
Заключение 162
Приложения 171
- Анализ системы электроснабжения района Гаш Барка
- Расчет сечения проводов воздушной линии 15-66 кВ для рассматриваемых
- Алгоритм многокритериального выбора стратегии развития системы электроснабжения района Гаш Барка (СЭСРГБ).
- Моделирование технико-экономических показателей исследуемой СЭСР Гаш Баркa
Введение к работе
Актуальность темы исследования. В результате многолетних военных действий государству Эритрея был нанесен огромный ущерб, вследствие чего системы электроснабжения страны частично были разрушены или вообще выведены из строя. Оставшиеся в эксплуатации системы электроснабжения не могут обеспечить потребность населения в электроэнергии из-за ее дефицита. Надежность и качество электроснабжения невысоки, так как постоянно выходят из строя важнейшие энергетические объекты.
Электрическая энергия в Эритрее вырабатывается в основном на базе дизельных, тепловых электростанций и маломощных ветрогенераторов. При этом суммарная мощность всех электростанций страны составляет 152 МВт. Степень электрификации различных районов крайне неравномерна. Производство и потребление электроэнергии в стране составляет не более 87,6 кВт-час на человека в год, что является одним из самых низких в мире.
В Эритрее имеются достаточно большие запасы полезных ископаемых, но их добыча ввиду отсутствия электроснабжения для необходимого технологического процесса развита недостаточно. В сельском хозяйстве района Гаш Барка, которое является главной отраслью экономики и где проживает 67% населения страны, практически отсутствует электроснабжение и дальнейшее его развитие так же затруднительно.
Учитывая вышеизложенное, данная работа является не только актуальной, но и жизненно необходимой для района Гаш Барка.
Степень разработанности исследования. В СССР в период плановой экономики были разработаны основные положения теории и методов системных исследований в энергетике, теории развития электроэнергетических систем (ЭЭС), методические разработки по долгосрочному прогнозированию и проектированию развития ЭЭС. Значительный вклад в эти исследования внесли ученые: Л.А. Мелентьев, Ю.Н. Руденко, А.А. Макаров, Н.И. Воропай, А.П. Меренков, Л.С. Беляев, Санеев Б.Г., А.Н. Зейлигер, Л.Д. Хабачев, В.А. Ханаев, Д.А. Арзамасцев, В.А. Баринов, П.И. Бартоломей, В.В. Бушуев, Е.А. Волкова, И.М. Волькенау, В.В. Ершевич, В.Г. Китушин, Л.Д. Криворуцкий, А.И. Лазебник, Т.В. Лисочкина, П.А. Малкин, А.А. Мызин, А.С. Некрасов, А.С. Макарова, В.Р. Окороков, СМ. Сендеров, В.С. Шарыгин и многие другие. Эти положения во многом сохраняют свое значение и в современных условиях
хозяйствования государства Эритрея. Переход к рыночной организации электроэнергетики в России с формированием множества собственников генерирующих и электросетевых компаний не отменяет необходимость решения системных задач прогнозов развития ЭЭС на разных территориальных и временных уровнях с рассмотрением этих систем как цельных объектов. Это необходимо в силу инфраструктурного характера электроэнергетических систем, их большого народнохозяйственного значения. Практика работы электроэнергетики России была бы полезна применительно к условиям в Эритреи для создания на ее основе полноценной теории управления развитием ЭЭС в тяжелых современных условиях.
Объект исследования: ЭЭС района Гаш Барка, включающая в себя совокупность генерирующих мощностей, ЛЭП и энергопотребители жилищно-коммунального, сельскохозяйственного и промышленного характера.
Предмет исследования: методы, модели и оценка показателей работы ЭЭС района Гаш Барка.
Целью исследования является анализ, и модернизация системы электроснабжения с учетом неопределенности части исходной информации, т.е. величин мощности потребителей и временных периодов их потребления, на примере района Гаш Барка государства Эритрея.
Задачи исследования. Для достижения поставленной в диссертационном исследовании цели решались следующие задачи:
1. Анализ электрических нагрузок системы электроснабжения Эритреи и
района Гаш Барка с расчетом электрических нагрузок.
2. Разработка вариантов развития систем электроснабжения сельских
районов Гаш Барка.
3. Выбор и обоснование частных критериев оценки стратегий развития
систем электроснабжения сельских районов Гаш Барка.
4. Расчет электрических нагрузок с учетом перспективы развития районов
Гаш Барка.
5. Имитационное моделирование систем электроснабжения сельских
районов Гаш Барка.
6. Выбор лучшего варианта развития системы электроснабжения сельских
районов Гаш Барка по многокритериальной модели с помощью критерия Байеса.
Научная новизна исследования состоит в том, что в диссертационной
работе получены следующие новые научные результаты:
1. Сформирована топологическая модель новых городов и сел района Гаш
Барка и системы их электроснабжения с применением схемы радиального
глубокого ввода.
2. Определены рациональные параметры системы электроснабжения
городов и сел района Гаш Барка с применением схемы глубокого ввода высокого
напряжения в зависимости от геометрических размеров района и поверхностной
плотности нагрузки.
3. Проведен анализ современного состояния энергетики и электрификации
сельского хозяйства государства Эритрея и района Гащ Барка с перспективой ее
развития, изучены энергетические ресурсы страны и на основании
сопоставления объектов генерации и потребления электроэнергии предложны
карты районирования территории Эритреи по среднегодовому числу часов
солнечного сияния, распределению энергии ветра и других источников энергии.
4. Предложены нормы электроснабжения и расчетные максимальные
мощности в районе Гаш Барка. На основе проведенного в диссертации
исследования территория страны разделена на характерные зоны с учетом
климатических и географических условий, плотности населенных пунктов,
направления развития сельского хозяйства, степени электрификации.
Определена электрическая нагрузка потребителей для каждого населенного
пункта района.
5. На основе проведенных в диссертации технико-экономических расчетов
предложено районирование территории Гаш Барка по способам
электроснабжения от централизованных и автономных источников
электроснабжения.
-
Предложена оптимальная стратегия развития ЭЭС для района Гаш Барка, выбранная по многокритериальной модели в условиях неопределенности части исходной информации с помощью ЭВМ.
-
Для электроснабжения сельских район Гаш Барка по укрупненной модели выбраны системы напряжений в условиях неопределенности части исходной информации об электрических нагрузках, а также надежности линий электропередачи (ЛЭП) и трансформаторных подстанций (ТП).
8. С целью повышения эффективности ЭЭС района Гаш Барка предложено
использование накопителей энергии (НЭ), что позволит сгладить суточные
графики электропотребления, повысить мощность питающих центров, повысить
напряжение в сети и снизить величину недоотпуска энергии.
-
На основе проведения имитационного моделирования системы электроснабжения сельских районов Гаш Барка и проведения массовых расчетов с помощью программно-вычислительных комплексов технико-экономических расчетов сетей (ПВК ТЭРС) получены технико-экономические показатели разработанных вариантов развития ЭЭС района Гаш Барки.
-
По многокритериальной модели выбран наилучший вариант развития системы электроснабжения сельских районов Гаш Барка с помощью критерия Байеса.
Теоретическая и практическая значимость исследования.
Теоретические положения диссертационной работы являются развитием теории
и методов перспективного прогнозирования развития ЭЭС в направлениях более
полного учета актуальных в современных условиях факторов: неопределенности
информации, расширения круга заинтересованных сторон, эффективности
технического перевооружения и рационализации структуры ЭЭС района Гаш
Барка, энергетической безопасности, энергосбережения, системной
эффективности интеграции ЭЭС района Гаш Барка, инфраструктурной роли электрической сети.
Разработанные в работе методические положения, методы и средства позволяют повысить обоснованность и эффективность анализируемых стратегий перспективного развития ЭЭС за счет повышения их экономичности, надежности и безопасности, большего учета интересов потребителей электроэнергии и других заинтересованных сторон. Они могут использоваться в процессе прогнозных исследований вариантов развития ЭЭС района Гаш Барка на перспективу 10-25 лет в Энергетической стратегии ЭЭС района Гаш Барка, при разработке программ и схем развития ЭЭС района Гаш Барка.
Практическая значимость работы состоит в том, что в практике прогнозирования перспективного развития электроэнергетики страны могут быть использованы:
-
Методический подход для обоснования и принятия согласованных компромиссных прогнозных решений по развитию ЭЭС района Гаш Барка в условиях множественности интересов при разработке энергетических стратегий, схем и программ развития энергетики страны и регионов.
-
Методика выбора рациональных вариантов развития ЭЭС района Гаш Барка в условиях неопределенности.
-
Методика оценки эффективности мероприятий по энергосбережению.
-
Методический подход к анализу энергетической безопасности, ориентированный на технико-экономический анализ адаптационного потенциала ЭЭС района Гаш Барка, последствий реализации угроз и эффективности превентивных мероприятий.
-
Методика оценки эффективности интеграции ЭЭС района Гаш Барка.
-
Методический подход для учета инфраструктурной роли электрических сетей в рынках электроэнергии при оптимизации развития сетей.
-
Результаты практических расчетов и исследований, а так же теоретические положения диссертации целесообразно использовать в учебном процессе электротехнических факультетов ВУЗов Эритреи, а также при дипломном и курсовом проектировании и в научных исследованиях, посвященных оптимизации параметров ЭЭС Эритреи.
Методы исследования. При решении поставленных задач применялись:
имитационное моделирование, теория системных исследований; теория
принятия решений и теория электроснабжения, а также теория вероятностей.
Методологической основой исследований в работе являются основные
положения теории и методов системных исследований в энергетике,
методические разработки по долгосрочному прогнозированию и
проектированию развития ЭЭС, теория и методы экономико-математического моделирования и оптимизации.
Информационной базой исследования являются материалы государственной и ведомственной статистики, материалы отраслевой периодической печати, сайтов энергетических компаний, прогнозные документы органов государственной власти и научно-исследовательских институтов энергетического профиля.
Положения, выносимые на защиту.
-
На основании анализа существующих распределительных сетей 0.4-132кВ государства Эритреи и сетей 0.4-66кВ района Гаш Барка в частности, предложны карты районирования территории с топологией объектов генерации и потребления электроэнергии.
-
Наиболее рациональные принципы построения иерархически связанных распределительных электрических сетей как больших сложных систем на базе многокритериальных методов с учетом наличия неопределенности информации.
-
Разработка методики многокритериальной оценки технико-экономического состояния электрической энергии распределительных сетей
ЭЭС района Гаш Барка с учетом неопределенности электрических нагрузок и вероятностей наступления их промежуточных значений.
4. Обоснование системы частных критериев оценки технического состояния распределительных сетей ЭЭС района Гаш Барка.
Апробация результатов исследования. Основное содержание
диссертации представлено в 6 публикациях, из которых 4 публикации в
изданиях, рекомендованных ВАК. Основные положения диссертационной
работы изложены на одиннадцатом международном симпозиуме
"Интеллектуальные системы" (г. Москва, РУДН, 2014).
Объем и структура диссертации. Диссертационная работа состоит из введения, четырех глав, списка литературы и приложений. Основное содержание работы изложено на 210 страницах пояснительного текста, включающих 49 рисунков, 53 таблицы, списка литературы из 96 наименований и 10 приложений.
Анализ системы электроснабжения района Гаш Барка
Обеспечение надежным электроснабжением является важным условием экономического развития Эритреи. Электроэнергетика влияет на промышленное развитие страны и социальное благополучие населения. При этом электроэнергетика Эритреи на протяжении длительного периода времени испытывает значительные трудности в своем развитии и требует поддержания нормального функционирования. Начавшийся экономический рост в стране после обретения независимости, обусловил необходимость реформ в сфере энергетики. Так как недостаток мощностей является на сегодняшний день сдерживающим фактором развития экономики, то с учетом прогнозируемого роста потребления электроэнергии развитие энергоснабжения должно стать приоритетным в государственной политике.
Эритрея имеет долгую историю развития электроэнергетики. В колониальный период итальянцы построили электростанции в Асмэре и ряде других городов. Сменивший его эфиопский режим сыграл деструктивную роль в эритрейской системе электроснабжения, и Эритрея стала уязвима в энергетической сфере. Некоторые улучшения произошли только после строительства электростанции Хиргиго в Массаве, что оказало положительный эффект, но отнюдь не разрешило всех проблем.
Строительство мощных электростанций позволило бы удовлетворить потребности большинства потребителей электроэнергии Эритреи. В отличие от многих африканских стран, где электрический кабель от электростанции в город проходит мимо деревень без их электрификации, в Эритрее электрифицируются в как города, так и сельские поселки, что горячо приветствуется населением всей страны. Если в результате повышения текущих цен на нефть в большинстве стран третьего мира и в некоторых развитых странах ограничивается время электроснабжения, то в Эритреи стремятся к снижению ограничений для всех ее регионов [3]. Начиная с 2004 года мощность электростанции Хиргиго составила 88 МВт (четыре турбины мощностью 22,7 мВт каждая), однако из этого используется только около половины.
В первую очередь электрификации подлежали Массава, Асмэре, Декемхара, Мендефера и Керен. Села и малые города, которые питаются от кабельной сети указанных городов, были также электрифицированы. В Массаве старые электрические кабели, трансформаторные подстанции, линии электропередач и другое электрооборудование были заменены на новое, а перевод ЛЭП на подземные электрические кабели в Асмэре находится в стадии реализации.
Несмотря на наличие альтернативных источников энергии, большинство развивающихся стран полагаются на использование в электроэнергетике нефтепродуктов, что обусловлено отсутствием средств для инвестирования на оборудование для применением возобновляемых источников энергии (см. Приложение 1). Попытки сделать доступными цены на электроэнергию с помощью субсидий были безуспешными.
Как тропическая страна с более чем достаточным количеством солнечного света и ветра, Эритрее необходимо осуществлять инвестирование в электроэнергетику с использованием возобновляемых источников энергии. В настоящее время при помощи солнечных батарей организуется электроснабжение во многих учреждениях, особенно в отдаленных районах страны. Многие фермеры используют солнечные системы для сельского хозяйства и водоснабжения. Что касается энергии ветра, то высоким потенциалом в этой части обладают южные районы вблизи Красного моря.
Стоимость строительства энергоблоков с альтернативными источниками энергии выше, чем дизельных, но с учетом роста цен на нефть такого рода инвестиции все же оправданы.
Коммерческие поставки электроэнергии в Эритрею начались в 1936 году двумя частными итальянскими компаниями – СЕДАВО и КОНИЕЛЬ. СЕДАВО снабжала электроэнергией Асмэру, Массаву и города вдоль дороги Асмэра-Массава. КОНИЕЛЬ снабжала Мендеферу, Адиклу, Декемхару, Адикие, Сегенейти, Сенафе и Керен. Более мелкие компании поставляли электроэнергию в Гаш Барка, Тесеней, Аурдет и другие города.
Электроэнергия в сфере коммунальных услуг поставлялась бесперебойно от названных компаний до тех пор, пока не была проведена их национализация правительством Эфиопии в 1974 году. В 1975 году была создана единая система, возглавляемая Электроснабжающим агентством под непосредственным контролем эфиопской администрации [6].
После освобождения Эритреи в мае 1991 года управление энергетической политикой было передано Министерству энергетики, нефтепродуктов и промышленности. В число компетенций министерства входят вопросы: генерации электроэнергии, ее передачи, распределения и продажи.
Энергоснабжающая организация управляет двумя системами электроснабжения:
1. Единая система электроснабжениям (ЕСЭ). Эта система обеспечивает электроэнергией Асмэру, Массаву и поселки, расположенные вдоль дороги Асмэра-Массава, в том числе город Maи Хабар. До 2001 года поставки электроэнергии велись с электростанции Белеса, расположенной примерно в 10 км к северо-востоку от Асмэры (столицы Эритреи) и Грар – дизельной электростанции в Массаве. С увеличением мощности этих электростанций будут снабжаться такие города как Керен, Мендефера и Декемхаре.
2. Автономные системы электроснабжения (АСЭ) состоят из изолированных центров, имеющих свои собственные генераторы и системы распределения в таких городах как Асэб, Адкейх, Aгордет, Баренту, Тесеней, Фортоса, Алебу и др.
Расчет сечения проводов воздушной линии 15-66 кВ для рассматриваемых
Классификация потребителей по категориям надежности и нормы надежности приняты в диссертации российскими. Все потребители России в соответствии с ПУЭ разделены на три категории надежности. Для сельскохозяйственных потребителей утвержден перечень потребителей первой и второй категории по надежности электроснабжения, а также список потребителей второй категории, не допускающих перерыва в электроснабжении более 0,5 ч. Имеются потребители, выдерживающие 4 ч. перерыва и от 4 до 10 ч., также отнесенные ко второй категории. Разработаны руководящие указания по проектированию, в которых приведены нормы надежности электроснабжения и средства ее обеспечения [11].
В соответствии с этими указаниями установлены нормативные показатели надежности. Для потребителей первой категории перерыв в электроснабжении допускается на время автоматического ввода резервного питания, то есть разрешенная частота отказа для потребителей первой категории (I) равна нулю.
Особенностью потребителей сельского хозяйства является то, что большинство из них – это биологические объекты, у которых необходимо соблюдать технологии содержания животных, птиц, предприятия по производству и переработке сельскохозяйственной продукции. К таким объектам относятся птицефабрики, теплицы, фермы и животноводческие комплексы, молокозаводы и многое другое. Перерывы электроснабжения в них сопряжены с возникновением огромных ущербов. Например, для птицефабрик мясного направления ущерб составляет 18 р./(кВт/ч), для птицефабрик яичного направления 106 р./(кВт/ч), а для свиноводческих комплексов 29 р./(кВт/ч) в ценах на 01.01.2001. Современные данные об ущербах базируются на зарубежных данных. Так, для скандинавских стран проанализировано свыше 103000 потребителей. С учетом этого стоимость ущерба предложено определять по формуле:
В России ущерб оценивается в соответствии с методикой расчета ущерба от нарушения электроснабжения МТ-34-70-001-95 РАО «ЕЭС России» (1995), в которой удельный ущерб предложено принимать в тройном размере средней цены на электроэнергию. Это величина удельного ущерба от недоотпуска электроэнергии явно занижена. Об этом свидетельствует публикация П.Н. Головкина [25], в которой отмечается, что для отдельных предприятий удельный ущерб от недоотпуска электроэнергии более чем в 100 раз превышает цену 1 кВт/ч. Так, для химической промышленности у0н1,5 долл. США/кВт, а среднее у0н значение для промышленных предприятий примерно равно 3,6 доллар США/кВт. Ю.Б. Гук и М.А. Шабад считают удельный ущерб равным 6 долларов США/(кВт/ч). Учитывая изложенное, можно утверждать, что на сегодняшний день не обоснованы величины удельного ущерба для потребителей сельского хозяйства, а имеющиеся данные позволяют предположить, неопределенный характер удельного ущерба от недоотпуска электроэнергии из-за вероятных отказов электрооборудования. В результате оценку надежности электроснабжения невозможно производить по величине ущерба, и необходимо переходить к другим, более устойчивым и достоверным показателям.
Для электроприемников второй категории установлены следующие нормативные показатели надежности: допустимая частота отказов в электроснабжении II для специально выделенной группы электроприемников, не допускающих перерыва в электроснабжении более 0,5 ч: II(0,5 ч)=2,5 отказа в год. К этим приемникам относятся комплексы и фермы молочного направления (системы доения коров, рабочего освещения в доильных залах, промывка молокопроводов, локального обогрева телят и т. д.); птицефермы (системы поения птиц, локального обогрева, вентиляция, инкубация яиц и вывода цыплят, цехов и т.д.) и др.
Для остальных потребители электроэнергии второй категории, выдерживающих перерыв в электроснабжении до 4 часов, частота отказов: II(4 ч)=2,3 отказа в год. При продолжительности отказов до 10 часов частота отказов при мощности 120 кВт и более: II(4ч 10 ч)=0,1 отказ в год. При нагрузке до 120 кВт: II(4ч10ч)=0,2отказ в год. Для потребителей электроэнергии третьей категории: III(24 ч)=3 отказа в год. В соответствии с методическими указаниями, разработан комплекс мероприятий и средств, которые должны применяться при проектировании сетей и в процессе их эксплуатации. К ним относятся следующие: 1. Установка двух трансформаторов на РТП 66/35/115 кВ предусматривается в случаях, если требуется установка трансформатора мощностью более 6300 кВА: при числе отходящих ВЛ 15 кВ шесть и более; при расстоянии до ближайшей соседней подстанции 35-66 кВ превышающем 50 км; при невозможности зарезервировать хотя бы одну из линий 115 кВ, питающий потребителей первой или второй категории по надежности от соседней подстанции 35-66 кВ.
Двухтрансформаторные подстанции рекомендуется присоединять к двум разным линиям, либо к линии по схеме «заход-выход», т.е. в разрыв линии с установкой соответствующей коммутационной аппаратуры. Допускается при специальном обосновании присоединять двух трансформаторную РТП66/35/15 кВ ответвлениями к двух цепной линии 35-66 кВ. В этом случае потребители первой категории должны обеспечиваться резервным питанием от независимого источника напряжением 15кВ или электростанции.
Число отходящих от РТП линий 15 кВ не превышает 4-6. Схемы электрических сетей 15 кВ следует основывать на использовании воздушных взаимно резервирующих секционированных линий. Схемы этих сетей нужно строить, как уже упоминалось, по магистральному принципу: к магистралям, по которым осуществляется взаимное резервирование линий (кроме ТП обычного типа) присоединить опорные трансформаторные подстанции 15/0,4 кВ (ОТП). Они представляют собой ТП 10/0,4 кВ, как правило, в закрытом исполнении, с развитым РУ кВ, предназначенным для присоединения радиальных ВЛ 15 кВ, автоматического секционирования и резервирования магистрали, размещения устройств автоматики и телемеханики. ОТП устанавливают у потребителей первой категории.
На подстанциях 15/0,4 кВ, питающих потребителей первой категории, предусматривают установку двух трансформаторов. Их целесообразно присоединить к линии 15 кВ по схеме «заход-выход» (рис. 12). 5. Электроснабжение потребителей электроэнергии первой категории должно осуществляется по двум отдельным линиям 0,4 кВ, подключенным к независимым источникам питания.
На линиях 15 кВ устанавливают автоматические коммутационные аппараты (секционирующие выключатели и пункты автоматического включения резерва), количество которых выбирают по номограммам в зависимости от длины и расчетной нагрузки линии.
Линейные разъединители 15кВ устанавливают на магистрали для ограничения места повреждения на расстоянии 3,5 км (включая ответвления) и отдельно на отпайке при ее длине более 2,5 км. Возле каждого линейного разъединителя следует установить указатели короткого замыкания, сокращающие время поиска повреждения. На рис. 12 показан один из примеров набора средств повышения надежности на ВЛ 15 кВ.
Алгоритм многокритериального выбора стратегии развития системы электроснабжения района Гаш Барка (СЭСРГБ).
Программный комплекс сетевого имитационного моделирования и анализа «ПРОКСИМА» состоит из двух версий, каждая из которых представляет собой законченный программный комплекс [74]. Первая версия называется «Кострома» и используется для оценки и выбора вариантов развития систем электроснабжения сельских районов 10-110кВ, а в нашем случае используется для оценки и выбора вариантов развития систем электроснабжения 15-66 кВ. Вторая версия «Проксима» предназначена для решения технико-экономических задач и позволяет в процессе расчета показателей систем электроснабжения сельских районов 15-66кВ изменять параметры элементов схемы, конфигурацию сетей и т.д. (фрагменты баз данных входящей и выходящей информации в Приложениях 2-8).
Комплекс «КОСТРОМА» может быть использован для оценки снижения потерь электроэнергии и стоимости ее передачи, повышения надежности, выбора варианта систем электроснабжения сельских районов 15-66кВ и т.д. Программный комплекс «Проксима» помогает выбрать оптимальные технико-экономические показатели работы систем электроснабжения сельских районов 15-66кВ. Расчеты по выбору технико-экономических параметров систем электроснабжения сельских районов 15-66кВ можно осуществить только с помощью ЭВМ [40, 41, 96]. Это вызвано: 1. Большим объемом электрических сетей, приходящихся на одно предприятие (ПЭС) и малым штатом сотрудников. 2. Большой протяженностью отдельных линий систем электроснабжения сельских районов, значительной их разветвленностью и недостатком информации о них 3. Необходимостью проведения повторных периодических расчетов из-за изменения электрических нагрузок. 4. Целесообразностью уточнения модели СЭСР путем учета большего числа важных связей для увеличения эффекта от оптимального выбора параметров сетей 15-132кВ.
Эффект от оптимизации параметров СЭСРЭ 15-66 кВ значителен, так как протяженность сетей 15-132 кВ Эритреи составляет около 3000 километров и в масштабах страны приведет к значительному народнохозяйственному эффекту. Анализ параметров электрических сетей Эритреи показал, что они не всегда оптимальны, так как в Мсабе ПЭС, в Асмаре ПЭС и РТП не обеспечивают нормы качества электроэнергии по напряжению при этом потери напряжения в ЛЭП 15 кВ составляют от 5 до 40%. Были рассмотрены варианты развития для этих сетей с целью рационализации их параметров. Оказалось, что для 2 РТП в Массаве и 4РТП в Асамаре необходимо изменить надбавки напряжения на трансформаторах и сменить сечения проводов на ряде участков ЛЭП 15кВ и 66кВ. Для 6РТП требовалась коренная реконструкция, при этом эффект только от снижения потерь электроэнергии в сетях составляла более 25000 Накфа в год на одну РТП. Для повышения экономического эффекта от рационализации их параметров СЭСРГБ 15-66 кВ. Кроме уточнения модели исследуемого объекта необходимо уточнить методику выбора лучшего варианта развития. Это достигается за счет перехода к многокритериальному выбору вариантов СЭСРГБ 15-66кВ. В качестве критериев оценки выбора оптимального варианта развития СЭСРГБ целесообразно принимать главные показатели функционирования СЭСРГБ, такие как надежность, качество и удельные затраты на передачу энергии. При решении частных задач, например, выбор мероприятия по снижению потерь электроэнергии, один из критериев может быть количеством потерянной энергии, для других задача количества потерь напряжения и т.д. Все перечисленные показатели могут быть определены с помощью комплекса «ПРОКСИМА».
Многокритериальный выбор технико-экономических показателя СЭСРГБ будет осуществляется в условиях неопределенности среды. Неопределенной, в первую очередь, является величина электрической нагрузки на перспективу, которая может быть задана в интервале от SMIN до SMAX, следовательно, выбрать лучшие параметры СЭСРГБ 15-66кВ. В условиях неопределенности приходится для множества значения электрической нагрузки указывать диапазон внутри указанного интервала, что вызывает необходимость имитационного моделирования СЭСРГБ 15-66 кВ. Комплекс «ПРОКСИМА» позволяет выполнить необходимые для этого расчеты. Таким образом, используя комплекс «ПРОКСИМА», можно перейти к многокритериальному выбору технико-экономических показателей СЭСРГБ 15-66кВ в условиях неопределенности.
Программный комплекс сетевого имитационного моделирования и анализа позволяет рассчитать все основные технико-экономические показатели систем электроснабжения с напряжением 15-66кВ. Комплекс «ПРОКСИМА» имеет собственную базу данных, содержащую технико-экономические показатели питающих линий 132,66,15кВ, трансформаторных подстанций 132/66кВ, 66 / 35кВ, 35/15кВ, 15/0.4 кВ и т.д.
Далее приводится перечень рассчитываемых параметров и тех задач для решения которых можно пользовать эти параметры при выборе оптимального варианта систем электроснабжения района Гаш Барка (СЭСРГБ):
Определение по годам расчетного периода электрической нагрузки элементов системы электроснабжения, в нашем случае шина-провод, ТП и РТП участков ЛЭП 15-66 кВ. Величина электрической нагрузки – очень важный параметр для выбора оборудования элементов схемы и для определения технико-экономических показателей системы, так как потери электрической энергии, отклонения напряжения, количество недоотпущенной энергии, потери напряжения и т.д. электрических нагрузок на участках ЛЭП 15-66 кВ, РТП 66/35/15кВ, ТП15/0.4кВ не известны в процессе эксплуатации. Зная величины электрических нагрузок, можно оценить загрузку установленного оборудования и проанализировать необходимость его замены на перспективу.
Моделирование технико-экономических показателей исследуемой СЭСР Гаш Баркa
Из выражения (4.62) следует, что большинство показателей эффективности зависит от срока суммирования затрат, а так же о закон изменение электрической нагрузки во времени: St=S1 .Kvt 1 (4.63) где St - Нагрузка в год t, S± — нагрузка в первый год расчетного периода, Кр-коэффициент ежегодного рост электрической нагрузки.
Надежность электроснабжения, характеризующаяся интегральным показателем электроэнергии недоотпущенной потребителям из-за вероятностных повреждений где n- количество элементов в схеме; N = - количество участков лини; Sit -нагрузка i-го элемента схемы в год t кВА; (Oji, A.Jt_ - частота соответственно аварийных и плановых отключений в год t (1год) или 1(км/год) для ВЛ); Tajt Tnjt - соответственно время восстановления и длительность планового отключения j-го элемента схемы. у- коэффициент, учитывающий меньшую тяжесть плановых отключений.
Оценка качества электроэнергии производиться по интегральной характеристике качества напряжения у потребителей, определяемой как сумма произведений неодинаковости напряжения, взвешенной по расходу электроэнергии и максимальной мощности головного участка ВЛ15кВ за срок суммирования Т: [=1 ?=1 Щ Smax = 2t=i Ia=i Hit Sit 1 + t=t + Id=i нітР at_1 (4-65) или по упрощенному выражению, полученному в результате корреляционно-регрессивного анализа статических данных: Й=1 Sn Hj 5мах = ( 16.5 + 0.077 ) Л Umaxi2 ) Smaxi. а1 1 , (4.66) Hj= 1/т /tt+T { V{ t)2 dt (4.67) где Я7 - неодинаковость напряжения на шинах 35/15 кВ, РТП66/35, РТП 35/15 кВ, V(t7) - отклонения напряжения, %, Sit - мощность на главном участке распределительной линии в год t, кВА, n-общее количество отходящих ВЛ от РТП,– максимальные потери напряжения в i-го отходящей от РТП ВЛ 15кВ, в %.
Неизбежность оценки эффективности тех или иных вариантов решения по нескольким критерием объясняется тем, что возросла сложности практических задач, для решения которых привлекаются методы исследования операций [69, 70].
На современном этапе оптимизационные задачи решаются коллективами. Окончательное решение принимает руководитель операции, называемой лицом, принимающим решение (ЛПР).
Таким образом, оценка решение по нескольким критериям связывается с неопределенностью ЛПР или органа принятия решения (ОПР). Неопределенность предпочтений (ОПР) в общем случае и обуславливает многокритериальность оптимизационных задач или необходимость оценки по нескольким частным критериям.
При выборе параметров распределительных сетей напряжением 15-66 кВ для ряда расчетных величин нет обоснованных фиксированных значений, к ним относятся, например, параметры закона изменения электрических нагрузок на расчетный срок 15 лет и т.д.
В общем случае при решение оптимизационных задач электроснабжения сельских регионов приходится решить задачи, связанные одновременно с неопределенностью целей и неопределенностью среды.
Такие оптимизационные задачи, как правило, решаются в два этапа. На первом этапе производится преобразование честных критериев оценки в единый, в результате многокритериальная задача оптимизации сводиться к однокритериальной. Однако, при этом сохраняется неопределенность (среды) и остаются все сложности, связанные с выбором решения в условиях неопределенности.
На втором этапе происходит выбор решения. В многих технических задачах целесообразно использовать метод районирования множеств векторов, состояния энтропии. Все методы принятия решений, используемые для оценки и сравнения многокритериальных стратегий, характеризуются несколькими общими этапами: определением оценок полезностей для ОПР тем или иным способом, преобразованием полученных оценок в удобную форму для сравнения и, наконец, использование полученных оценок для сопоставления стратегий.
Основной для выбора критерия принятия решений являются вид исходной информации и способ ее использования. Наличие нескольких критериев принятия решений, а также неопределенной информации, есть следствие неопределенности предпочтений ЛПР и отсутствия дополнительной информаций функционирования системы. Исходя из того можно выделить 5 основных групп методов решения задач рационального выбора.
Прямые методы, в которых происходит формирование единого объединенного критерия оценки. Обоснование вида единого скалярного критерия, а также определение его численных значений достигается различными способами.
Одинаковой степенью достижения экстремума по всем критериям: ( f ) = 1/mnYJ=1fi (4-68) Аддитивным скалярным критерием: F ( f ) = ?=1ai ft (4.69) Мультипликативный скалярный критерий: F ( f ) =n?=1/i= (4.70) где F - скалярный критерий оптимальности, / — частные критерии оптимальности, п - количество частных критериев, at — весовые оптимальности, П і - показатель важности. Аксиоматические методы. В них выдвигаются аксиомы, приводящие к функциям полезности определенного вида, по которым производится оценка стратегии. Компромиссные методы - основаны на использовании идей компромисса оценок полезности стратегий. Метод сравнения стратегии с использованием заданных порогов сравнимости. Методы, основанные на применение теории нечетных множеств. В соответствие с исследованиями, проведенными применительно к системам электроснабжения сельских районов, предпочтение следует отдавать мультипликативному способу свертки, так как установлено, что выбор стратегии с его использованием не зависит от способа нормирования и числа рассматриваемых стратегий, характерных для аддитивного критерия.
Выбор стратегий систем электроснабжения сельских районов приходиться осуществлять в условиях неопределенности данных о перспективной нагрузке. Разработаны методы получения и обработки дополнительной статистической и экспертной информации, сужающей границей неопределенности.
Для условий Эритреи в настоящее время нет возможности сбора статической информации, ее попросту нет, а эксперты вряд ли могут сформулировать свои представления об электрической нагрузке будущего. Поэтому приходиться осуществлять выбор стратегий развития при отсутствие дополнительной информации, а перспективную нагрузку представить интервалом от минимального до возможного максимального значения, т.е от 5min до Smax .
Вероятные состояния нагрузки на перспективу в данном случае могут быть определены по критерию Бернулли-Лапласа, основанном на принципе недостаточного основания, а точные значения вероятностей перспективных нагрузок внутри интервала неопределенности определяются по выражению: Таким образом, при выборе лучшего варианта по нескольким критериям в условиях неопределенности исходной информаций складывается ситуация принятия решения, для которой характерно множество рассматриваемых альтернатив (стратегии) в [(р± , ср2 рт } , множество возможных состояний среды, в нашем случае перспективных электрических нагрузок S{S2, S2 S3 Sn }. и матрица оценочного функционала F= { fik }. в виде единого скалярного мультипликативного критерий оценки для рассматриваемой стратегий и состояний среды.