Алгоритм оценки потерь электроэнергии в системах автоматизации процессов энергопотребления

Оморов Туратбек Турсунбекович / Omorov Turatbek Nursunovich – доктор технических наук, профессор,

Национальная академия наук, Кыргызская Республика;

Закиряев Кубанычбек Эсейович / Zakiriaev Kubanychbek Eseiovich – старший преподаватель,

 кафедра математики и информатики,

Иссык-Кульский государственный университет, Кыргызская Республика

Аннотация: предлагается алгоритм оценки технических и коммерческих потерь электроэнергии в реальном масштабе времени в сети с помощью автоматизированной информационно-управляющей системы.

Ключевые слова: автоматизированная информационно-управляющая система электропотребления, потери электроэнергии, концентратор данных.

Система контроля и управления процессами электропотребления (СКУЭ) является одной из важных составных частей энергетического комплекса страны. Как известно, существующая СКУЭ по уровню технического оснащения, использованию новых технологий, эффективности контроля и управления и функциональным возможностям не отвечает современным требованиям [1,2]. Особенно это касается нижнего уровня – уровня распределительных электрических сетей (РЭС) 0,38 кВ, где производится отпуск электроэнергии потребителям как товарной продукции. В результате эксплуатация такой системы сопровождается рядом негативных последствий:

-  сверхбольшими потерями электроэнергии (порядка миллиарда кВт час в год);

-  наличием в системе коррупционных схем;

-  отсутствием оперативности при учете и контроле отпускаемой энергии;

-  трудностями при составлении энергетического баланса;

-  отсутствием средств идентификации несанкционированного отбора электроэнергии;

-  большим объем дебиторской задолженности потребителей (сотни миллионов сомов).

Указанные факты свидетельствуют, что сегодня в энергетической отрасли одной из актуальных проблем является проблема модернизации существующей СКУЭ. В связи с этим в течение ряда последних лет в НАН КР ведутся научные исследования и разработки, направленные на решение указанной проблемы. Так, к настоящему времени разработаны научно-технические решения по созданию автоматизированной информационно-управляющей системы энергопотребления (АИУСЭ) в РЭС. Создан ряд новых технологий для использования в составе этой системы [2,3,4].

Данная статья направлена на решение одной из указанных проблем, связанной с оценкой технических и коммерческих потерь электроэнергии в реальном масштабе времени в сети с помощью АИУСЭ.

Для определенности рассмотрим нижний уровень системы передачи и распределения электроэнергии от генерирующих станций до потребителей, т.е. объектом исследования являются распределительные электрические сети (РЭС) 0,38 кВ. Обобщенная структура некоторой РЭС показана на рис.1.

Она включает N локальных электрических сетей (ЛЭС), каждая из которых объединяет трансформаторную подстанцию (ТП), группу из n потребителей (ГП) и межабонентские участки (МАУ) передачи электроэнергии.

Рис.1. Обобщенная структура РЭС

В целях конкретизации задачи рассмотрим схему замещения некоторой ЛЭС, которая приведена на рис.2. При этом, межабонентские участки, представляющие длинные линии, в первом приближении заменены элементами с сосредоточенными параметрами – активными сопротивлениями.

Здесь приняты следующие обозначения:

U₀ = U₀(t) – действительное значение напряжения на выбранной фазе на выходе ТП в момент времени t;

I₀ = I₀(t) – действительное значение тока в фазном проводе на входе ЛЭС в момент времени t;

Z_n – нагрузка n – го абонента (A_n), ;

I_n= I_n(t) – значение тока в момент времени t, протекающего через нагрузку Z_nабонентаA_n;

U_n= U_n(t) – падение напряжения на нагрузке Z_n;

r_n – активное сопротивлениеn-го межабонентского участка (МАУ_v) сети, т.е. линии между абонентами A_nиA_n+1;

и_n= и_n(t) – падение напряжения на сопротивлении r_n.

Далее предполагается, что величины напряжений U_v и токов I_v , v= , измеряются с помощью счетчиков электроэнергии (СчЭ) с требуемой точностью.

Для оценки общих потерь электроэнергии в ЛЭС введем следующие переменные:

W_ТПi, P_ТПi– потери энергии в i-ой трансформаторной подстанции (ТП_i) и мощность, выделяемая в ней, соответственно;

W_n,P_n- потери электроэнергии в n-ом межабонентском участке (МАУ_v) сети и мощность, выделяемая в нем, соответственно;

 – суммарные потери энергии в МАУ i-ой ЛЭС.

Рассмотрим интервал времени  , где t₀ и t_k – начальный и конечный моменты наблюдения за процессом энергопотребления.

Тогда общие потери Wⁱ(T) в i-ой локальной сети (ЛЭС_i) за интервал времени T определяются выражением:

 где

где  – сдвиг фаз между переменными  и .

Потери мощности и энергии в трансформаторных подстанциях можно определить используя известные методики их расчета [5]. Проблема состоит в нахождении потерь энергии  в межабонентских участках локальной сети.

Для удобства исследований в работе ЛЭС выделим два режима:

1) нормальный режим, при котором отсутствуют сбои элементов ЛЭС и несанкционированный отбор (хищения) электроэнергии в сети;

2) аномальный режим, характеризирующийся наличием несанкционированного отбора электроэнергии.

Особенностью первого режима работы ЛЭС состоит в том, что в ней в каждый момент времени t [t₀, t_k] с заданной точностью сохраняется равенство между суммарным током абонентов

протекающим через нагрузки Z_n,  , и величиной тока I₀ = I₀(t) в соответствующем фазном проводе на выходе трансформаторной подстанции (ТП).

Из-за погрешностей измерений и ограниченности разрядов микропроцессора концентратора данных (КД) подсистемы нижнего уровня АИУСЭ точное выполнение равенства (3) может и не достигаться. Поэтому вводится разность:

.          (4)

Тогда в качестве критерия нормальной работы ЛЭС, в частности, можно принять выполнение следующего соотношения:

,          (5)

где  - максимально допустимое значение разности .

В данном случае в целях достоверности принимаемого решения необходимо провести серию измерений токов I₀  и I_A  каждый раз проверяя выполнения неравенства (5).

В качестве альтернативного критерия вместо условия (5) можно использовать соотношение:

,          (6)

где «интегральные токи»

- максимальное допустимое значение разности [], которое должно удовлетворять соотношению

 T .

Значения величин  определяются с учетом дискретностью опросов электросчетчиков в моменты  с шагом  , где m - количество измерений соответствующих переменных.

Использование критерия (6) дает возможность принять решения о работе ЛЭС без многократной проверки условия (5).

Идея выделения режима нормальной работы ЛЭС дает возможность оценки параметров межабоненстких участков локальной сети (рис.2), а именно активных сопротивлений r_n,  , в реальном масштабе времени с помощью системы автоматизации нижнего уровня РЭС.

Для этой цели в начале определяются падения напряжений и_n, , на межабонентских участках используя баланс напряжений в контурах ЛЭС, образованных электрическими линиями соседних потребителей (Z_n)и соответствующим межабонентским участком (r_n).Для n- го контура            «» балансовое соотношение имеет вид (рис.2):

U_v= U_v+1 + и_n,              .           (7)

Отсюда определяем искомые величины

и_n  = U_v- U_v+1 ,          .           (8)

Поскольку, в режиме нормальной работы ЛЭС практически выполняется равенство:

то величина тока i_nна входе линии между v– м и (v+1) – мабонентами определяется по формуле:

или

При этом i₀(t)=I₀(t).

В результате используя данные по падениям напряжений и токов, определяемых формулами (8) и (10), можно найти величины сопротивлений r_n,  , межабонентских участков ЛЭС:

  .          (12)

Полученные оценки сопротивлений записываются в базу данных концентратора (КД) которые хранятся и непрерывно используются для текущей оперативной оценки технических и коммерческих потерь электроэнергии на межабонентских участках ЛЭС. При этом суммарные потери энергии на межабонентских участках ЛЭС за интервал времени T составит:

Поскольку опрос СчЭ абонентов сети осуществляется в дискретные моменты времени t_j,  с шагом Δt, потери  можно определить приближенно, в частности, используя формулу прямоугольников следующим образом:

Повышение точности оценки  достигается путем увеличения частоты опроса СчЭ абонентов и использования более точных методов вычисления определенных интегралов [6].

Таким образом, полученные результаты позволяют провести расчет потерь электроэнергии для всех локальных сетей (ЛЭС), входящих в структуру рассматриваемой распределительной электрической сети (РЭС). Суммарные потери электроэнергии в РЭС при этом определяются формулой:

где  – общие потери энергии в i-ой ЛЭС (ЛЭС_i), определяемые формулами (1) и (14).

На основе полученных результатов построен алгоритм расчета сопротивлений r_n, , межабонентских участков локальной сети и потерь электроэнергии, который приведен на рис.3. Здесь предполагается, что разрядная сетка используемого микропроцессора достаточно для вычисления I_Aс высокой точностью. Следует отметить, что при невыполнении условия (5) принимается решение о том, что в ЛЭС идет несанкционированный отбор электроэнергии. В целях идентификации координат (точек) хищения энергии и расчета соответствующих коммерческих потерь целесообразным является использование алгоритмов, основанных на полученных выше результатах. Они в совокупности дают реальную возможность создания подсистему мониторинга динамики энергопотоков и энергобаланса в РЭС в составе АИУСЭ.

Рис.3. Алгоритм расчета потерь энергии в ЛЭС

Литература

1. Оморов Т.Т., Сарбанов С.Т., Мухутдинов К.Ш. Актуальные вопросы контроля и учета электроэнергии в Кыргызстане – Научный мир Казахстана, 2007, №3.

2. Оморов Т.Т. Альтернативная автоматизированная информационная система учета, контроля и управления процессами энергопотребления в распределительных электрических сетях Кыргызской Республики – Бишкек, Акыл Тирек, 2013.

3. Оморов Т.Т., Мухутдинов К.Ш., Романчук В.К. Способ обнаружения мест несанкционированного отбора электроэнергии и линии электроснабжений 0,4 кВт // Бюллетень «Интеллектуальная собственность» №5, Бишкек, 2013.

4. Оморов Т.Т., Мухутдинов К.Ш., Романчук В.К. Способ определения энергопотребления // Бюллетень «Интеллектуальная собственность» №12, Бишкек, 2007.

5. Поспелов Г.Э., Сыч Н.М. Потери мощности и энергии в электрических сетях. М.: Энергоиздат, 1981.

6. Спиди К., Браун Р., Гудвин Дж. Теория управления (идентификация и оптимальное управление) – М., 1973.

Сертификат о публикации