Адаптация потребителей к ДУЭ неизбежно приведет к уплотнению графиков электрических нагрузок, что будет сопровождаться повышением эфф. функционирования сельских электрических сетей системы централизованного электроснабжения. В настоящей аналитической статье показана попытка количественной оценки эфф. внедрения ДУЭ на примере одной сельской линии напряжением 10 кВ. При этом для упрощения принималась двухтарифная (день, ночь) оплата электроэнергии.

Допустим, что в некотором исходном году нагрузка ВЛ достигла проектного уровня, после которого осуществляется перевод ее потребителей на ДУЭ, вызывающий уплотнение графика нагрузок. Для дальнейшего рассмотрения использована следующая модель:

где
Wt, W0 электропотребление в текущем t и исходном t0 годах;
q k роста ежегодного электропотребления;
qx=qp; qy=qT коэффициенты роста соответственно максимума нагрузок P и годового числа часов его использования T.

Рассмотрено 3 варианта режимов электроснабжения, значения показателей которых определены по выражению ( и сведены в табл. Для всех вариантов принят один и тот же k роста электропотребления, равный q=1,0 При этом должно соблюдаться условие x+y=1 независимо от степени уплотнения графика или, иначе говоря, от степени использования потребителями возможностей ДУЭ.

Вариант А включен в табл. 1 в качестве контрольного для сравнения. Он отражает динамику показателей работы сетей 10 кВ в 80х годах, т. е. без влияния ДУЭ. Согласно /3/ в то время ежегодный прирост нагрузок достигал 5%, прирост продолжительности использования максимума нагрузок 1%. Варианты В и С как бы моделируют среднее и наиболее полное использование потребителями возможностей ДУЭ.

Анализ работы ВЛ проведен в динамике за период 10 лет, в течение которого кратность электропотребления по отношению к исходному уровню во всех трех вариантах при q=1,06 достигает 1, Исходя из этих данных и с учетом табл. 1 рассчитаны показатели, представленные в табл. 2.

Примем, что в исходном (нулевом) году длительность использования максимума нагрузки ВЛ равна 3 000 часам. Число часов потерь определялось в соответствии с зависимостью [1]

Потери мощности, электроэнергии и напряжения в табл. 2 вычислены по известным формулам.

В табл. 2 включен показатель m, равный отношению потерь напряжения в минимуме и максимуме нагрузок. Для его расчета использована формула

где T*=T/8760.

Выражение ( представляет собой отрезок прямой, соединяющей две точки, которые достоверно удалось зафиксировать. Первая из них с m=0,25 относится к моделируемой ВЛ, когда в ней в исходном году T=3 000 ч (T*=0,34 .

Вторая точка характеризует абсолютно полный график нагрузок, для которого m=T*= Расчетные значения m по вариантам А, B и С в табл. 2 равны соответственно 3 208, 4 030 и 4 950 ч, по которым и определены согласно ( значения m в той же таблице.

Для удобства сопоставления вариантов в табл. 2 абсолютные значения большинства показателей варианта А приняты за 1, в связи с чем аналогичные показатели по двум другим вариантам представлены в долях от нее.

Из данных табл. 2 следует, что по сравнению с вариантом А при умеренном и наиболее полном использовании потребителями возможностей ДУЭ следует ожидать снижения годовых потерь электроэнергии в сетях 10 кВ соответственно на 0,7 и 1,35%. Если учесть, что на территории России функционирует свыше 1 млн. км линий 610 кВ, то при всеобщем переводе потребителей на ДУЭ снижение потерь электроэнергии в этих линиях в абсолютном выражении может достигнуть внушительных размеров. Следует подчеркнуть, что снижение потерь электроэнергии при переходе на ДУЭ будет происходить в сетях на всех 4х ступенях трансформации напряжения в системе централизованного электроснабжения (распределительные сети 0,38 и 10 кВ, питающие линии 35110 кВ и ЛЭП более высокого напряжения).

Для оценки динамики изменения во времени качества напряжения у потребителей в сетях 0,38 кВ, присоединенных к ТП моделируемой ВЛ 10 кВ, проведены также ее расчеты при кратностях роста электропотребления, равных 1,2; 1,4 и 1, При этом принято, что в центре питания ВЛ 10 кВ осуществляется встречное регулирование напряжения в пределах от +5% в максимуме до +1% в минимуме нагрузок. Принято также, что загрузка трансформаторов ТП в исходном году близка к их номинальной мощности. Значения потерь напряжения в проводах ВЛ 10 и 0,38 кВ и в обмотках трансформаторов ТП в максимуме и минимуме нагрузок были определены аналогично соответствующим данным в табл. 2, но с учетом той или иной кратности роста электропотребления.

При замене перегруженных трансформаторов ТП учитывалось уменьшение потерь напряжения в связи с увеличением номинальной мощности заменяющего трансформатора. Замена трансформаторов ТП производилась при достижении нагрузки, в 1,3 раза превышающей их номинальную мощность.

Расчеты отклонений напряжения у потребителей в сетях 0,38 кВ проводились по известной схеме /4/. При выходе расчетных отклонений напряжения за пределы, нормируемые действующим стандартом /5/, принималось решение о проведении реконструкции моделируемой ВЛ 10 кВ.

Получены следующие результаты. Замена трансформаторов должна быть проведена по вариантам: А через 5 лет, В через 9 лет, С через 30 лет. Реконструкция моделируемой ВЛ 10 кВ с целью обеспечения нормируемого качества напряжения у потребителей должна быть проведена по вариантам: А  через 7 лет, В  через 13 лет, а в варианте С необходимость в реконструкции может вообще не возникнуть до окончания нормативного срока службы ВЛ 10 кВ.

чем потребители полнее используют возможности ДУЭ, тем реже заменяются перегруженные трансформаторы ТП и так же реже возникает необходимость в реконструкции сетей 10 кВ. При решении техникоэкономических задач, связанных с внедрением ДУЭ, может появиться необходимость оперативной оценки эфф. уменьшения потерь электроэнергии в сетях, если определено отношение м. годовыми максимальными мощностями до и после перехода к дифференцированному учету. Для иллюстрации воспользуемся рассмотренной выше сетью.

Примем, что годовой максимум нагрузки на рассмотренном участке при переходе к ДУЭ изменяется в k раз (0

Графики, построенные по полученным формулам для значений T1, равных 2 000, 3 000, 4 000 и 5 000 часов, приведены на Вид кривых не меняется и при использовании других выражений t=f(T) /6, 7/. Необходимо отметить, что учет потерь энергии в трансформаторах, особенно, потерь холостого хода, повлияет на количественные показатели общих потерь в сети, хотя и не изменит тенденцию к их уменьшению при переходе к ДУЭ. После предварительной оценки нетрудно в дальнейшем уточнить потери с включением в расчеты показателей режима холостого хода.

изучим теперь в общем виде влияние перехода к ДУЭ на изменение сроков проведения работ по реконструкции сетей. Известно, что необходимость в реконструкции связана, с ростом нагрузок и соответствующим увеличением потери напряжения. Для каждой конкретной сети можно говорить о предельной величине потери напряжения, по достижении которой отклонения напряжения выходят за границы нормированных значений.

Время, за которое может быть достигнута указанная предельная величина отклонения, зависит от закона изменения и от начального значения расчетной нагрузки.

Допустим, что:

начало расчетного периода совпадает со временем перехода к ДУЭ; закон роста нагрузок при свободном и адаптированном режимах один и тот же; предельные значения потерь напряжения свободного и адаптированного режимов совпадают. , используя любую форму зависимости Р(t), можно определить для каждого режима время достижения предельного значения потерь и оценивать и этот аспект выгоды перехода к ДУЭ. При показательном законе изменения нагрузок разность м. временем достижения предельного значения напряжения в сети в адаптированном и свободном режимах равно Dt=lgk/lg(1+p). Кривые, отражающие зависимость Dt = f(k, p), приведены на 2.

Выводы
Особенности функционирования ряда электрифицированных энергоемких технологических циклов у потребителей АПК, допускающих регулирование суточных графиков нагрузок, благоприятствуют переходу к дифференцированным по зонам суток тарифам. Сетевая комп. положительных эффектов при внедрении дифференцированного учета зависит от соотношения м. расчетными нагрузками при свободном графике (до перехода к ДУЭ) и при адаптированном к ДУЭ графике, и от закона роста нагрузок. При всеобщем переходе к адаптированным к ДУЭ графикам нагрузок потребителей АПК вполне достижимо уменьшение потерь энергии в распределительных сетях сельскохозяйственного назначения на 24%. Адаптация графиков нагрузок сельскохозяйственных потребителей к ДУЭ и вызванное ею уменьшение годового максимума расчетных нагрузок приведет к отдалению сроков реконструкции сетей на несколько лет и, следовательно, к экономичности денежных средств. Литература
Стребков Д. С., Мурадян А. Е., Конечный В. П. Снижение затрат потребителей на электроэнергию при многотарифном учете. Техника в сельском хозяйстве. М., 1999, № О программе мер по поэтапной отмене льготных тарифов на электрическую и тепловую энергию для организаций агропромышленного комплекса на период до 31 декабря 2000 г. Постановление Правительства РФ № 1037 от 10 сентября 1999 года. Методические указания по расчету электрических нагрузок в сетях 0,38110 кВ сельскохозяйственного значения. Руководящие материалы по проектированию электроснабжения сельского хозяйства. М., Сельэнергопроект, 1981, вып. 1 Левин М. С., Мурадян А. Е., Сырых Н. Н. Качество напряжения в сетях сельских районов. М., Энергия, 197 ГОСТ 131099 Нормы качества электрической энергии в системах электроснабжения общего назначения. ИПК Изд. стандартов, 198 Будзко И. А., Левин М. С. Электроснабжение сельскохозяйственных предприятий и населенных пунктов. М., Агропромиздат, 198 Потери электроэнергии в электрических сетях энергосистем. Под ред. Казакова В. И. М., Энергоатомиздат, 1983.