Алгоритм оценки потерь электроэнергии в системах автоматизации процессов энергопотребления Текст научной статьи по специальности «Электротехника, электронная техника, информационные технологии»

Алгоритм оценки потерь электроэнергии в системах автоматизации процессов энергопотребления Оморов Т.Т.1, Закиряев К.Э.2

1Оморов Туратбек Турсунбекович / Omorov Turatbek Nursunovich - доктор технических наук, профессор, Национальная академия наук, Кыргызская Республика;

2Закиряев 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 (ГЦ), 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.

Рис.2. Схема замещения ЛЭС Здесь приняты следующие обозначения:

и0 = и0(ф) - действительное значение напряжения на выбранной фазе на выходе ТП в момент времени 1; 10 = 10(£) - действительное значение тока в фазном проводе на входе ЛЭС в момент времени 1; IV- нагрузка V- го абонента (Av), у = 1,п ;

IV = 1^(1) - значение тока в момент времени £ протекающего через нагрузку XVабонентаAv; ^ = и() - падение напряжения на нагрузке XV;

rv - активное сопротивление^го межабонентского участка (МАУГ) сети, т.е. линии между абонентами Av

и Ах+Г;

иv = ^(Ф) - падение напряжения на сопротивлении rv■

Далее предполагается, что величины напряжений иУ и токов 1„ , v=0,n , измеряются с помощью счетчиков электроэнергии (СчЭ) с требуемой точностью.

Для оценки общих потерь электроэнергии в ЛЭС введем следующие переменные:

WтПi, Pтm - потери энергии в i-ой трансформаторной подстанции (ТП,) и мощность, выделяемая в ней, соответственно;

Wv,РV- потери электроэнергии в ^ом межабонентском участке (МАУГ) сети и мощность, выделяемая в нем, соответственно;

У - суммарные потери энергии в МАУ ,-ой ЛЭС. Рассмотрим интервал времени Т = Ьк — , где и - начальный и конечный моменты наблюдения за процессом энергопотребления.

Тогда общие потери Wi(T) в ,-ой локальной сети (ЛЭС,) за интервал времени Т определяются выражением:

М1(Т) = Штт(Т) + Ш'ЛАу(Т), (1)

где

(Т)= | РтШ(№ ,

1о

п—1

<АУ(Т) = ^ ЖР(Т),

(2)

*к

,(Т) = I иу(ь)1у(ь)соз <руйЬ,

где - сдвиг фаз между переменными иу(Ь) и ¿у(0-

Потери мощности и энергии в трансформаторных подстанциях можно определить используя известные методики их расчета [5]. Проблема состоит в нахождении потерь энергии ^мАуСО 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 1 Е [ф0,

с заданной точностью сохраняется равенство между суммарным током абонентов

ш = £ ш ,

(3)

протекающим через нагрузки XV, V = 1,п , и величиной тока 10 = 10(ф) в соответствующем фазном проводе на выходе трансформаторной подстанции (ТП).

и=0

V = 1

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:

ы(0 = ш-ш. (4)

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

< Д1тах, (5)

где Д1тах - максимально допустимое значение разности Д/(0.

В данном случае в целях достоверности принимаемого решения необходимо провести серию измерений токов 10 и 1А каждый раз проверяя выполнения неравенства (5).

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

1Ш- Ш)1 < ^тах, (6)

где «интегральные токи»

*к

!0(Т)- | 10(т)йт * ,

^ 1=1 т

Ш - I шат *

Д!тах- максимальное допустимое значение разности [^а(Т) — которое должно удовлетворять

соотношению

Д1 < М Т

^1тах — ^1тах Т .

Значения величин 10 (Т) и 1А (Т) определяются с учетом дискретностью опросов электросчетчиков в моменты ^ с шагом ДЬ — Т/т , где т - 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 Гу, у — 0,п — 1 , в реальном масштабе времени с помощью системы автоматизации нижнего уровня РЭС.

Для этой цели в начале определяются падения напряжений и у, у — 0,п — 1, на межабонентских участках используя баланс напряжений в контурах ЛЭС, образованных электрическими линиями соседних потребителей (2у) и соответствующим межабонентским участком (гу). Для у - го контура «2у — у — 1у+1» балансовое соотношение имеет вид (рис.2):

и = и+ + иу, у= 0,п — 1. (7)

Отсюда определяем искомые величины

иу = и - иу+1, у - 0,п — 1. (8)

Поскольку, в режиме нормальной работы ЛЭС практически выполняется равенство:

Ш-^Ш, (9)

к=1

между V - м и (у+1) - м абонентами опреде

У

уа) - ш — ^ ш, V - (10)

'°(с) -

к=1

то величина тока у на входе линии между V - м и (V+1) - м абонентами определяется по формуле:

1У\1) — 1п(и —/ 'к

к = 1

или

п

¿,(0- ^ Ш, у =0^—1. (11)

к= у + 1

При этом 1о(1)=1о($.

В результате используя данные по падениям напряжений и токов, определяемых формулами (8) и (10), можно найти величины сопротивлений г у, у= 0,п — 1, межабонентских участков ЛЭС:

Гу(»= у) , у= 0^1 . (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 Т составит:

п п

гМАУ(Т) -^Щ,(Т) I и„Ь)Шсо5(р^аг, (13)

) - / ) - / I ^ у(Ь)Ьу(

у=0 ¿0 _

т

п

Поскольку опрос СчЭ абонентов сети осуществляется в дискретные моменты времени ^, I = 1,т, с шагом Д, потери ЩМа у(Т) можно определить приближенно, в частности, используя формулу прямоугольников следующим образом:

п п т

™ма у(Т) = ^ ШР(Т) иу(1])1у(1])соз <ру] , (14)

У=0 У=0¡=0

I = Ты.

Повышение точности оценки №МаУ(Т) 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:

N

1М^(Т) = ^]М1(Т), (15)

1=1

где №-(Т) - общие потери энергии в /'-ой ЛЭС (ЛЭС,), определяемые формулами (1) и (14).

На основе полученных результатов построен алгоритм расчета сопротивлений тУ , у= 0,п-1, межабонентских участков локальной сети и потерь электроэнергии, который приведен на рис.3. Здесь предполагается, что разрядная сетка используемого микропроцессора достаточно для вычисления 1а с 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.