Метод прогнозирования электропотребления бытовыми потребителями в условиях Республики Таджикистан

Перевод потребителей бытового сектора Республики Таджикистан (РТ) практически полностью на электроэнергию, а также появление новых видов бытовых нагрузок привели к увеличению потребления электроэнергии в данном секторе. На увеличение потребления электроэнергии повлиял и тот фактор, что после распада Советского Союза потребители бытового сектора на длительный период времени были лишены теплогазо-снабжения, а также горячего водоснабжениям.

В последние годы эта проблема частично начала решаться в г. Душанбе. После ввода в городе в эксплуатацию ТЭЦ-2 часть потребителей бытового сектора была подключена к централизованному теплоснабжению, что частично решило проблему по уменьшению электрической нагрузки в бытовом секторе. В остальной части страны данная проблема остается пока не решенной и все потребители бытового сектора работают от электрической энергии.

При этом необходимо отметить следующий фактор: по территориальному расположению температура окружающего воздуха в г. Душанбе в зимнее время не опускается ниже –5 °С, а, например, в Горно-Бадахшанской автономной области температура окружающего воздуха в зимнее время может достигать –30 °С и ниже (централизованное теплоснабжение отсутствует), поэтому время использования максимума нагрузок в течение суток в Горно-Бадахшанской автономной области будет существенно больше, чем в других регионах страны.

Постановка задачи

Задание одинаковой удельной нагрузки для бытового сектора согласно [1] для всей РТ не является корректным. Общеизвестно, что при неправильном установлении удельных нагрузок и проектировании систем электроснабжения по этим нормам происходит увеличение потерь электроэнергии [1–4], а в дальнейшем и уменьшение сроков работы элементов схем электроснабжения.

Существующие нормы удельных нагрузок для типовых домов [1, 2], применяемые в настоящее время при проектировании, разработаны во времена Советского Союза и частично в современной России, не учитывают климатометеорологические и территориальные особенности городов, а также нагрузку кондиционеров и электрических водонагревателей.

Введение новых норм удельных нагрузок в условиях РТ усложняется рядом причин; одной из главных является дефицит выработки электроэнергии в зимнее время.

Следовательно, актуальным решением является разработка норм электропотребления для бытовых потребителей, проживающих в домах, построенных по типовым проектам с соблюдением удельных нагрузок, но с учётом климатометеорологических и территориальных особенностей городов РТ.

Причина дефицита электроэнергии в зимний период времени связана с тем, что основным источником электроэнергии в РТ являются гидравлические электрические станции (ГЭС), на долю которых приходится более 90 % от общей выраба- тываемой электроэнергии в республике. В РТ на данный момент лишь одна ГЭС имеет свое водохранилище (Нурекская ГЭС), а остальные выполнены по русловому типу и зависят от притока воды, обусловленного таянием ледников.

Динамика производства и потребления электроэнергии за 1991–2016 гг. по Республике Таджикистан приведена на рис. 1.

Эти кривые описываются полиномами 5-го порядка (потребления) и 4-го порядка (производство) с коэффициентами аппроксимации для производства = 0,8391 и для потребления = 0,6768.

Для оценки эффективности городских и районных электрических сетей РТ по данным, пред- ставленным ОАХК «Барки Точик», была построена гистограмма относительных потерь электроэнергии (плановых и фактических) в электрических сетях РТ в 2016 г. (рис. 2).

Из рис. 2 видно, что потери электроэнергии в электрических сетях РТ имеют превышения [1, 2] при этом на их долю больше влияют бытовые потребители городских электрических сетей.

Потребители электроэнергии в РТ делятся на следующие группы:

1-я группа - промышленные, непромышленные, сельскохозяйственные и приравненные к ним потребители;

2-я группа - потребители бюджетной сферы,

Рис. 1. Динамика производства и потребления электроэнергии в электрических сетях Республики Таджикистан за 1991–2016 гг.

Рис. 2. Потери электроэнергии в электрических сетях РТ в 2016 г.

Рис. 3. Структура электропотребления по группам, принятым в РТ

предприятия коммунального хозяйства и электрифицированный транспорт;

3-я группа - насосные станции систем машинного орошения, скважинные и мелиоративные насосные станции;

4-я группа - население, населенные пункты и общежития.

На рис. 3 приведена структура электропотребления по указанным группам в 2010-2015 гг.

Согласно рис. 3 электропотребление населением, относящимся к 4-й группе, в последние годы стало больше, чем на предприятиях, относящихся к 1-й группе.

Таким образом, для повышения качества электроэнергии и надёжности электроснабжения необходимо разработать метод прогнозирования электропотребления с учётом нынешних норм удельных нагрузок и разрешенной мощности, установленной ОАХК «Барки Точик» для бытовых потребителей с типовыми домами, учитывая при этом ряд факторов, влияющих на электропотребление бытовыми потребителями.

К данным факторам относятся следующие: территориальное расположение городов и климатометеорологических условий [5-20]. Данные факторы влияют на продолжительность времени максимума нагрузок в течение дня и месяца [21, 22].

Теоретическая часть

С целью регулирования режимных парамет- ров городских электрических сетей оперативно-диспетчерской службой в работе предлагается метод прогнозирования электропотребления для бытовых потребителей в условиях Республики Таджикистан (РТ) на основе уравнений с учётом ко- эффициента времени максимума нагрузок - ав.м.н, полученного для различных городов РТ [3, 21] и имеющего функциональную зависимость:

= №,

в.м.н

V,=v - v ■ v ■ v ■ v_ л, _t Л i; Л 2; ^3; ^4; ^5,

где - температура воздуха; - особенности конструкции домов; –высота расположения го- родов над уровнем моря; - количество осадков; - скорость ветра.

Учитывая сказанное, предлагаем метод прогнозирования электропотребления и средней нагрузки для бытовых потребителей в условиях РТ в виде системы уравнений с учётом коэффициента времени максимума нагрузок - _в.м.н для различных городов РТ [3, 21], позволяющего учитывать территориальную и климатометеорологическую особенность РТ.

Уравнения прогнозирования электропотребления и средней мощности с учётом коэффициента времени максимума нагрузок - _в.м.н городов РТ приведены ниже:

в.м.н+1 = потр ∙ (Xв.м.н∙(1-(Xв.м.н), р ..     = в.м.н ∙а ср.в.м.сут                    в.м.н, в.м.сут

где Wпотреб. – потребление электроэнергии в тече- ние рассматриваемого периода, кВт·ч; tв.м.сут – время максимума нагрузок в течение суток, ч; ав.м.н – коэффициент времени максимума нагрузок.

Полученные уравнения позволят прогнозировать, планировать и контролировать электропотребление [3, 21] без нарушения установленных норм удельных нагрузок. Для поддержания режимных параметров в системе электроснабжения необходимо разработать нормы электропотребления, не превышающие удельные нагрузки [1, 2].

Практическая часть

Согласно (3), (4) и приведенным выше помесячным показаниям учётов электроэнергии определим электропотребления и среднюю мощность в часы максимума нагрузок для одного из фидеров ПС «Восточная – 110/35/6 кВ».

В качестве примера (рис. 4) рассмотрим ТП-65 с потребительским трансформатором ТМ-630/6 при месячном электропотреблении W _п.мес = 91418,19 кВт ∙ ч/мес.

Определим:

– электропотребление в часы максимума нагрузок:

И7„вмн+1=91 418,19 ∙ 0,145 ×

×(1..-0,145)=11 333,57 кВт·ч;

– среднюю мощность в часы максимума нагрузок:

11 ЧЧЧ ^7

fср.в.м.сут =      ^,   ∙0,145=657 кВт.

Результаты расчетов для остальных потребительских трансформаторных подстанций напряжением 6/0,4 кВ, приведенных на рис. 4, сведём в табл. 1.

По полученным данным, приведенным в табл. 1, определяем коэффициенты загрузки потребительских трансформаторных подстанций, потери напряжения в кабельных линиях 6 и 0,4 кВ, питаю-

ЯЧ. №8, ~ 6 кВ

~

W=91418, 19 кВт. ч/мес.

ТП-65

ТМ-630/6

ТП-2427

АСБ-3х240

L=0,25 км

ТМ-400/6

ТМ-1000/6

W=44177,22 кВт. ч/мес.

АСБ-3х185

L=0,307 км

3¹

ТП-54/2

ТП-54/2

~ 0,4 кВ 2¹

ТМ-400/6

~ 0,4 кВ

3¹¹

W=41075,77 кВт. ч/мес.

~

ТМ-400/6

ТП-264/2

¹

W=13030 кВт. ч/мес.

5¹¹

2¹¹

W=22215,4 кВт. ч/мес.

Рис. 4. Схема электроснабжения с исходными данными

Таблица 1

Результаты расчётов электропотребления и средней мощности в часы максимума нагрузок

№	Наименование	Тип и мощность ПТП, кВА	п.мес. , кВт ∙ ч/мес.	wa +1, в.м.н кВт ∙ ч/ч	р ср.в.м.сут , кВт
1	ТП-54/2, Т-1	ТМ-1000/6	44 177,22	5476,87	318
2	ТП-54/2, Т-2	ТМ-400/6	41 075,77	5092,37	295
3	ТП-264/2	ТМ-400/6	22 215,4	2754,15	159
4	ТП-2427	ТМ-400/6	13 030	1615,39	94

Таблица 2

Результаты расчетов потерь напряжения и коэффициентов загрузок ПТП-6/0,4 кВ

Питающие КЛ-6 кВ Питающие КЛ-0,4 кВ Потребительские трансформаторные подстанции 6/0,4 кВ Кзагр Участки ∆икл, % Участки ∆икл, % Узлы ∆итр, % 1–2 0,1 2'–2'' 12 2' 1,18 0,35 2–5 0,013 5'–5'' 3,5 5' 0,79 0,26 2–3 0,14 3'–3'' 11,25 3' 2,7 0,81 3–4 0,03 4'–4'' 8,1 4' 1,4 0,44 щих ПТП-6/0,4 кВ и ВРУ (внутренние распределительные устройства), а также потери напряжения в узлах 0,4 кВ ПТП-6/0,4 кВ в часы максимума на-

грузок.

Расчет произведем для ТП-65 с потребительским трансформатором ТМ-630/6, марка и сечение, а также длины питающих кабелей 6 и 0,4 кВ приведены на рис. 4.

Согласно [1, 2, 4] коэффициенты загрузок однотрансформаторной подстанции и потери напряжения в рассматриваемых участках КЛ и узлах трансформатора определяются по следующим вы-

лей равен 0,9, тогда полную мощность определим по формуле

sр = √6572 +3022 =723 кВА;

– коэффициент загрузки:

Кзагр =    =1,15.

Учитывая, что согласно рис. 4 участок Яч. № 8 – ТП-65 через магистральную линию питает и другие ПТП-6/0,4, при определении потерь напряжения в питающем кабеле 6 кВ берем сум-

ражениям:

– коэффициент загрузки однотрансформаторной подстанции 6/0,4 кВ:

Кзагр = 7, ном где 5р – расчетная полная мощность определяется по формуле sр=v^ + Qp , кВА;

s _ном – номинальная полная мощность силового трансформатора, кВА;

– потери напряжения в питающих кабельных линиях 6 и 0,4 кВ:

марную нагрузку.

КЛ-6 кВ, питающая группу потребителей:

∆и= , 523 ∙2, 057+0 , 700 ∙2, 025∙100 %=0,29 %;

КЛ-0,4 кВ, питающая ВРУ бытовых потребителей:

∆ и кл кл

о,657∙О,057+0,302∙О,025

О,42

∙100 %=28 %;

– потери напряжения в узле 0,4 кВ ПТП-6/0,4:

д гг      0,657∙О,0031+0,302∙О,0136 . 1 ПЛ

∆ тр =         О 42

≈4 %.

Аналогично произведем расчеты для осталь-

ной части схемы электроснабжения (см. рис. 4).

Результаты расчётов приведены в табл. 2.

Приведенные результаты, рассчитанные по

∆ =

Рр ∙ R ∙ L+Qp ∙ X ∙ L

II2

ᴫ

∙100 %,

где Pp , Qp – расчетная активная и реактивная мощности, МВт, МВАр.; R , X – активное и реактивное сопротивления кабельной линий, Ом; L – длина участка, км; и _л – линейное напряжения, кВ;

– потери напряжения в узлах трансформаторной подстанции:

и ₌   ^{∙ R}.Qp ^∙ " ∙100 %,

л где R,X – активное и реактивное сопротивления силового трансформатора, Ом.

Если считать, что согласно [1, 2, 4] коэффициент активной мощности у бытовых потребите-

предложенному методу прогнозирования электропотребления с учётом факторных условий (см. табл. 2), устанавливают влияние электропотребления бытовыми потребителями в часы максимума нагрузок на режимы работы городской электрической сети, в особенности в сетях 0,4 кВ. Эта проявляется как в потерях напряжения, так и в загруженности трансформаторов.

Выводы

1. Предложен метод прогнозирования электропотребления бытовыми потребителями с учётом коэффициента времени максимума нагрузок – а в.м.н для условий местности Республики Таджикистан.

• 2.    Установлено влияние территориального расположения и климатометеорологической условий местности городов Республики Таджики-

• стан на режимы работы городской электрической сети, в особенности в сетях напряжением 0,4 кВ.