Стартовая >> Документация >> Энергонадзор >> Методика складання структури балансу електроенергії в електричних мережах 0,38-150 кВ

Додаток Г - Методика складання структури балансу електроенергії в електричних мережах 0,38-150 кВ

Оглавление
Методика складання структури балансу електроенергії в електричних мережах 0,38-150 кВ
Терміни та визначення
Баланс електроенергії
Нормування технологічних витрат
Порядок коректування складових структури балансу електроенергії
Основні положення оціночного аналізу структури ЗНВЕ
Додаток А
Додаток Б
Додаток В
Додаток Г
Додаток Д
Додаток Е
Додаток Ж

Додаток Г до Методики складання структури балансу електроенергії в електричних мережах 0,38-150 кВ, аналізу його складових і нормування технологічних витрат електроенергії
Методика нормування ТВЕ у розподільчій мережі________
Г.1 Загальні положення
НЗТВЕ розподільчої мережі є найбільшою за розмірами складовою частиною сумарного НЗТВЕ і тому вимагає використання під час розробки НХТВЕ та розрахунку НЗТВЕ найбільш достовірної інформації і достатньо високої точності визначення технічних розрахункових втрат електроенергії. Водночас, розробка НХТВЕ розподільчої мережі ускладнюється недостатністю та низькою достовірністю необхідної вхідної інформації.
Основним чинником, що визначально впливає на вибір методики нормування ТВЕ у розподільчій мережі, є обсяг наявної вхідної інформації. 3 огляду на це можуть застосовуватися методики, в основу яких покладено] СБМ розподільчої мережі. Розробка СБМ розподільчої мережі передбачає визначення певним методом еквівалентних опорів ЛЕП та трансформаторів і перетікання електроенергії по цих еквівалентних опорах. Похибка визна-чення технічних розрахункових втрат електроенергії в ЛЕП та трансформаторах залежить від вибраного методу визначення еквівалентних опорів та достовірності вхідної інформації.
Дана методика дає можливість розробки НХТВЕ та розрахунку НЗТВЕ| розподільчої мережі на основі різноманітних рівнів інформаційного забезпечення. Ступінь точності розрахунку залежить від обсягу (повноти) вхідних даних.
В основу методики покладено низку схемотехнічних методів. Обчислення технічних розрахункових втрат електроенергії в елементах мережі (ЛЕП і трансформаторах) проводиться на основі власних або групових опорів елементів мережі, що вводяться користувачем чи розраховуються, а індивідуальних або групових потоків енергії і потужності за розрахункові період.
Вхідна інформація, що використовується під час розрахунків умовно по діляється на дві категорії:
• умовно-постійна інформація включає інформацію про потужніє власних двообмоткових і триобмоткових трансформаторів, їх кількість, втрати н.х. і к.з. трансформаторів кожного ступеня напруги сумарну довжину ПЛ і КЛ, приєднану потужність власних трансформаторів, трансформаторів споживачів та сусідніх ліцензіатів передавачів, максимальне та мінімальне значення номінальної потужності трансформаторів, кількість та схеми (кодування) повітряних і кабельних фідерів на кожному ступені напруги;
• умовно-змінна інформація включає інформацію про потоки енергії в групових і реальних елементах електричної мережі.
Збір інформації про схеми розподільчих мереж різних ступенів напруги і параметри її елементів (довжини ділянок ЛЕП, приєднану до них потужність, поперечні перерізи проводів і кабелів) із наступним кодуванням та введенням інформації в ПЕОМ є дуже трудомістким завданням, особливо для мереж 0,38 кВ. Розроблена принципово нова методика визначення еквівалентних (групових) опорів груп ЛЕП однієї номінальної напруги на основі узагальнених параметрів мереж (сумарної довжини ПЛ і КЛ, кількості повітряних і кабельних фідерів, сумарної приєднаної потужності трансформаторів і ін.), що завжди відомі. Проте, через значну похибку, обумовлену прийняттям вимушених припущень, застосування такої методики визначення еквівалентних опорів для цих мереж слід обмежити наближеними або пробними розрахунками на стадії впровадження методики.
Під час розробки НХТВЕ розподільчих мереж всіх ступенів напруги, крім 0,38 кВ, обчислення еквівалентних опорів необхідно здійснювати на основі реальної топології і параметрів реальних елементів, тобто кодування мереж. Для мереж 0,38 кВ, через необхідні великі трудозатрати на їх кодування та відсутність конкретної достовірної інформації про розподіл навантаження у вузлах мережі, припускається розрахунок еквівалентного опору за узагальненими даними. Для цієї мети розроблений спеціальний алгоритм підвищеної точності, що передбачає використання розширеного обсягу інформації.
Методика забезпечує можливість розрахунку значень змінних технічних розрахункових втрат у ЛЕП, змінних і постійних технічних розрахункових втрат у трансформаторах для кожного ступеня напруги. Передбачено також можливість поелементного розрахунку втрат у ЛЕП. Поелементний розрахунок для трансформаторів не передбачений, тому що, по-перше, він, як правило, інформаційно не забезпечений, по-друге, значення змінних втрат у трансформаторах мережі є майже на порядок нижчим ніж значення змінних втрат у ЛЕП, а значення умовно-постійних втрат у трансформаторах є однаковим як при поелементному розрахунку, так і при груповому.

Структурно-балансова модель розподільчої мережі

Основні поняття
СБМ розподільчої мережі відображає структуру надходжень та віддач електроенергії, а також трансформованих потоків електроенергії на кожному ступені напруги, включає еквівалентні опори ЛЕП та трансформаторів та перетікання електроенергії по цих опорах. СБМ ступеня напруги С/. подана на рисунку Г.1.

Рисунок Г.1 - СБМрозподільчої мережі ступеня напруги U 1
На рисунку Г. 1 позначено:
Ш1 i-умовно-об'єднані шини номінальної напруги U 1 . електростанцій і підстанцій, що живлять мережу номінальної напруги U 1
Ш2і - умовно-об 'єднані шини підстанцій із первинною напругою U 1
ШЗІ - умовно-об'єднані шини середньої і нижчої напруги підстанцій із первинною напругою U 1із яких здійснюється трансформування електроенергії на інші ступені напруги;
R ЕЛі- еквівалентний (груповий) опір ЛЕП номінальної напруги U 1
R ЕТі- еквівалентний (груповий) опір всіх трансформаторів із первинною напругою U 1
АНі -сумарне несальдоване надходження електроенергії в мережу ступеня напруги U 1що складається з надходжень електроенергії від енергосистем, власних електростанцій, блок-станцій та сусідніх ліцензіатів-передавачів;
аСБТВі - безвтратна віддача електроенергії споживачам і витрачена на господарські потреби;
АСУСБТВі ~ безвтратна віддача електроенергії сусіднім ліцензіатам-передавачам;
АСВі - втратна віддача електроенергії споживачам і витрачена на господарські потреби;
АСУСВі - втратна віддача електроенергії сусіднім лщензіатам-передавачам;
ΔАВПі - витрати електроенергії на власні потреби підстанцій даного ступеня напруги;
ΔАІНі- умовно-постійні втрати електроенергії б інших елементах і-го ступеня напруги;
де Аj/i, іАk/i і т.д,- трансформовані потоки електроенергії з інших ступенів напруги на і-й ступінь напруги;
Аi/l, Аі/т іхд,- трансформовані потоки електроенергії з і-го ступеня напруги на інші ступені напруги;
АЛі - сумарне перетікання електроенергії по ЛЕП (через еквівалентний (груповий) опір ЛЕП) і'-го ступеня напруги, далі - перетікання по ЛЕП;
АТіІ - сумарне перетікання електроенергії по трансформаторах (через еквівалентний (груповий) опір трансформаторів) ї'-го ступеня напруги, далі - перетікання по трансформаторах;
АМЛі - перетікання електроенергії ломимо ЛЕП, що дорівнює
частині електроенергії, що надійшла на і-й ступінь напруги і була віддана у власні трансформатори або трансформатори споживачів і сусідніх ліцензіатів-пере-давачів без передачі по ЛЕП г-го ступеня напруги.
Символом "А" позначається активна складова електроенергії; якщо не уточнюється, то під терміном енергія (електроенергія) слід розуміти тільки її активну складову.
Необхідною І достатньою ознакою безвтратної віддачі є наявність межі балансової належності технологічних витрат електроенергії в електричних мережах між мережами ліцензіата-передавача і споживача чи сусіднього ліцензіата-передавача на умовно-об'єднаних шинах Ш li СБМ номінальної напруги Ui., тобто втрати електроенергії в елементах мережі (ЛЕП або трансформаторах), у які надходить відпущена в такий спосіб електроенергія, не відносяться на баланс лі цензі ата-передавача.
Необхідною і достатньою ознакою втратної віддачі с наявність межі балансової належності технологічних витрат електроенергії в електричних мережах між мережами ліцензіата-передавача і споживача чи сусіднього ліцензіата-передавача на умовно-об'єднаних шинах Ш2І СБМ номінальної напруги Ui , тобто віддача здійснюється з власних ЛЕП ліцензата-передавача у трансформатори споживачів або трансформатори (ЛЕП), що знаходяться на балансі споживачів чи сусідніх ліцешіатів-передавачів, а отже втрати електроенергії у цих трансформаторах (ЛЕП) не відносяться на баланс ліцензіата-передавача. Слід підкреслити, що терміни "безвтратна віддача" та "втратна віддача" мають сенс тільки для конкретного ступеня напруги.
Трансформований потік електроенергії дорівнює сумі потоків електроенергії, що протікають по власних трансформаторах ліцензіата-передавача зодного ступеня напруги на інший за розрахунковий період. Якщо має місце трансформування з будь-якого ступеня напруги розподільчої мережі у системотвірну через трансформатор, що відноситься до системотвірної мережі, то таке трансформування вважається в даній методиці не трансформованим потоком, а віддачею електроенергії сусідньому структурному підрозділу ліцензі-ата-передавача з цього ступеня напруги розподільчої мережі.
Значення витрат електроенергії на господарські потреби є складовою частиною значень віддачі електроенергії споживачам.
На ступені напруги 0,38 кВ відсутні трансформатори. Тому СБМ цього ступеня напруги має вигляд, поданий на рисунку Г.2.

Рисунок Г.2- СБМ ступеня напруги 0,38 кВ
Г.2.2 Основні рівняння балансу СБМ розподільчої мережі
З допомогою основних рівнянь балансу СБМ розподільчої мережі можна визначити значення перетікання електроенергії по ЛЕП і трансформаторах кожного ступеня напруги.
Нижче подані три основних рівняння балансу СБМ і-го ступеня напруги, що фактично представляють собою рівняння балансу для кожної з умовно-об 'єднаних шин Шп Ш21 Ш3І СБМ номінальної напруги Ui :

де М.т - змінні технічні розрахункові втрати електроенергії в ЛЕП i-го ступеня напруги;
ААТі -сумарні технічні розрахункові втрати (змінні і постійні) у трансформаторах i-го ступеня напруги;
ΔАЗВВН - звітні витрати електроенергії на власні потреби підстанцій і-го ступеня напруги.
На основі наведених вище рівнянь балансу визначають значення перетікання електроенергії по ЛЕП АЛі і трансформаторах АТі. і-го ступеня напруги:

Умовно-звітні ТВЕ і-го ступеня напруги ΔАЗВі. визначають за формулою


і- сумарне значення трансформованих потоків електроенергії з інших ступенів напруги на і-й ступінь
деΔА j / k- сумарне значення трансформованих потоків електроенергії з ї-го ступеня напруги на інші.
ЗЗТВЕ розподільчої мережі за розрахунковий період ΔАЗВ дорівнює


Відпуск (сальдоване надходження) електроенергії в мережу Ам дорівнює:

Рівняння (Г.1-Г.8) покладено в основу відомчої форми звітності 1Б-ТВЕ "Структура балансу електроенергії та технологічних витрат електроенергії в електричних мережах", яка є основним джерелом вхідної інформації про структуру балансу електроенергії.
Розробка НХТВЕ розподільчої мережі у вигляді еквівалентних (групових) опорів ЛЕП та трансформаторів
Загальні положення
Під час розрахунку втрат електроенергії у розподільчій мережі використання еквівалентних (групових) опорів обумовлене однією з двох причин:
• відсутністю достатнього обсягу вхідної інформації для застосування індивідуального розрахунку втрат в окремих елементах (поелементного розрахунку);
• недоцільністю (коли затрати праці зі збору і вводу необхідної інформації для поелементного розрахунку не виправдовуються підвищенням,
точності розрахунку).
Дана методика передбачає можливість визначення технічних розрахункових втрат електроенергії в агрегованих (групових) елементах мережі (ЛЕП і трансформаторах). Еквівалентний опір може бути розрахований для всіх трансформаторів одного ступеня напруги і для всіх ЛЕП або частини ЛЕП ступеня напруги.
Як вказувалося вище, поелементний розрахунок втрат у трансформаторах даною методикою не передбачений, тому розрахунок змінних втрат у трансформаторах проводиться на основі еквівалентних опорів всіх трансформаторів даного ступеня напруги. Для ЛЕП передбачена можливість поелементногорозрахунку втрат. Тому, у загальному випадку, для тієї частини ЛЕП кожного ступеня напруги (крім 0,38 кВ), втрати в якій не розраховуються поелементно
визначається еквівалентний (груповий) опір.
Г.3.2 Розрахунок еквівалентного опору ЛЕП
Г. 3.2.1 Розрахунок еквівалентного опору ЛЕП на основі даних про топологію
і реальні параметри

Вхідною інформацією для розрахунку еквівалентного опору ЛЕП на основі даних про топологію і реальні параметри є принципова схема нормально*1 го режиму роботи мережі. Приклад розподільчої мережі одного ступеня пруги показаний на рисунку Г.З.


Рисунок Г.З-Розподільча мережа одного ступеня напруги На рисунку Г.З показані: понижувальний трансформатор Т, який живить шини Ш підстанції та розподільчі ЛЕП Л1-Л6, що приєднані до шин цієї підстанції. ЛЕП Л4 показана в розгорнутому вигляді. ЛЕП Л2, ЛЗ, Л4, Л6 мають прилади обліку електроенергії головного потоку, а Л1, Л5 - не мають приладів обліку. Для ЛЕП Л4: 0, 1,... , 8 - вузли; 0-1, 1-2, 2-3, 2-4 і т.д. - ділянки. У вузлах 3, 4, 6, 7, 8 встановлені один або більше трансформаторів (для ЛЕП 0,38 кВ - отримують живлення споживачі). Вузли 1,2- вузли розгалуження, вузол 5 - вузол приєднання відгалуження 5-6.
ЛЕП може мати тільки одну головну ділянку. Якщо ділянка ЛЕП виконана двома або більше паралельними проводами або кабелями, то вони представляються одною ділянкою еквівалентної довжини певної марки проводу або кабеля. Якщо для ЛЕП не проводиться поелементний розрахунок, то ЛЕП представляється власним еквівалентним опором. Для ЛЕП, що складається з однієї ділянки, опір дорівнює опорові ділянки. Для ЛЕП, що складається з двох і більше ділянок з різними параметрами (довжина, місця розміщення приєднаних трансформаторів та їх встановлена потужність, марки проводів або кабелів), розраховується власний еквівалентний опір. На основі значень власних опорів ЛЕП для групи таких ЛЕП розраховується еквівалентний опір ЛЕП ступеня напруги.
Подамо виведення формули розрахунку еквівалентного опору ЛЕП. Виходячи з визначення еквівалентного опору ЛЕП, запишемо

де ΔРЛ - сумарні втрати потужності в ЛЕП;
ΔРД1, ΔРд2,...,ΔРд„ - втрати потужності в ділянках ЛЕП. Підставимо у формулу (Г.9) замість величин втрат потужності в ділянках їх класичні вирази через струми й опори:


де пД - кількість ділянок ЛЕП;
ІДГ - струм, що протікає по головній ділянці.
З формули (ГО) визначимо RЕЛчерез інші величини

Нехтуючи втратами напруги і вважаючи рівні напруги у вузлах однаковими, можна переписати формулу (Г.11) у вигляді

де SДІ - потоки повної потужності, що протікають по ділянках, МВА.
У розподільчій мережі в переважній більшості випадків відсутні дані про потоки потужності та енергії в вітках ЛЕП і дані про навантаження вузлів. Завжди наявна тільки інформація про встановлені у вузлах потужності трансформаторів. Через вказану вище об'єктивну обставину під час виведення основної розрахункової формули для визначення еквівалентного опору приймаються єдино можливі, вимушені припущення про рівність коефіцієнтів завантаження трансформаторів, встановлених у вузлах, і рівність коефіцієнтів реактивної потужності у всіх вузлах ЛЕП. З врахуванням цих припущень, потік потужності через будь-яку ділянку ЛЕП дорівнює

де к3 — коефіцієнт завантаження трансформаторів;
Si,.-сумарна приєднана потужність ділянки; Δ SC умі -сумарні втрати потужності в і-й ділянці і в усіх ділянках, що
живляться від неї.
Сумарна приєднана потужність і-ї ділянки дорівнює сумі потужностей трансформаторів, встановлених у кінцевому вузлі і-ї ділянки, і потужностей трансформаторів, встановлених у кінцевих вузлах ділянок, що живляться від і-ї ділянки (безпосередньо або через інші ділянки). Виходячи з даного визначення, сумарна встановлена потужність головної ділянки дорівнює сумі потужностей всіх трансформаторів, встановлених у вузлах даної ЛЕП. Можна також сказати, що сумарна приєднана потужність ділянки дорівнює сумі потужностей трансформаторів, встановлених в кінці ділянки, і сумарних- приєднаних потужностей ділянок, що безпосередньо живляться від даної ділянки. Через те, що відсоток втрат потужності (енергії) від перетікання електроенергії для мереж 3-6 кВ і вище ніколи не перевищує 5-6%, що нижче методичної похибки, а також враховуючи, що на стадії розрахунку еквівалентних опорів дані про втрати цілком відсутні, другим доданком формули (Г.13) можна знехтувати. З врахуванням вищесказаного, підставивши (Г.13) у (Г.12) отримаємо остаточну формулу розрахунку власного еквівалентного опору окремої ЛЕП:

де Si. - сумарні встановлені потужності ділянок;
SЛ - сумарна приєднана потужність ЛЕП, або сума потужностей всіх трансформаторів, приєднаних до даної ЛЕП.
Визначення еквівалентного опору групи ЛЕП RЕ(або трансформаторів) однієї номінальної напруги проводиться на основі аналогічних допущень і логічних передумов, що і при виведенні формули розрахунку еквівалентного опору окремої ЛЕП. Розрахункова формула має вигляд

де пл - кількість ЛЕП, що входять у групу, для якої розраховується еквівалентний опір;
R Е Л і- еквівалентні опори ЛЕП, що входять у дану групу; SЛ] - сумарні приєднані потужності ЛЕП, що входять у дану групу; SΣсума сумарних приєднаних потужностей усіх ЛЕП, що входять у дану групу.
Відповідно, якщо пл дорівнює кількості всіх власних ЛЕП даної номінальної напруги, то RЕє еквівалентним опором усіх ЛЕП даного ступеня напруги. Таким чином отримані формули розрахунку еквівалентного опору для окремої ЛЕП і груп ЛЕП на основі реальних даних про їх топологію і параметри елементів. Під час виведення формул вказувалися всі прийняті припущення, що дає можливість судити про похибки методів розрахунку втрат електроенергії, що ґрунтуються на використанні еквівалентних опорів. Г.3.2.2 Розрахунок еквівалентного опору ЛЕП і груп ЛЕП за узагальненими параметрами
Г.3.2.2.1 Розрахунок еквівалентного опору ЛЕП номінальної напруги 3-6 кВ і вище за узагальненими параметрами
Дана методика передбачає можливість наближеного розрахунку еквівалентних опорів груп ЛЕП будь-якого ступеня напруги без їх кодування по ділянках. Такий розрахунок проводиться на основі узагальнених параметрів, якими є сумарна довжина ПЛ і КЛ, кількість повітряних і кабельних фідерів, сумарна кількість підстанцій і сумарна потужність трансформаторів, що приєднані до повітряних і кабельних фідерів, сумарної приєднананої потужності трансформаторів і ін.
Під час нормування ТВЕ мереж номінальної напруги 3-6 кВ і вище застосування еквівалентних опорів, визначених за узагальненими параметрами, дозволяється тільки для експертних (наближених) розрахунків і первинних розрахунків на стадії освоєння методики.
Методика містить єдиний для всіх ступенів напруги алгоритм визначення еквівалентного опору за узагальненими параметрами для будь-якої групи ЛЕП однієї номінальної напруги.
Алгоритм передбачає визначення еквівалентних опорів окремо ПЛ і КЛ однієї номінальної напруги з наступним розрахунком єдиного еквівалентного опору.
Приймається припущення, що всі ділянки ЛЕП виконані проводом (кабелем) одного усередненого поперечного перерізу. У таблиці Г. 1 подані усереднені значення поперечних перерізів ПЛ та КЛ для різних ступенів напруги,
отримані на основі опрацювання статистичних даних. Таблиця Г.1 - Усереднені значення поперечних перерізів проводів (кабелів)

кВ

Поперечний переріз ПЛ,
мм2

Поперечний переріз КЛ, мм2

3-6

54,8

157,7

15-10

43,6

92,4

35-20

70,0

70,0

110(150)

120,0

150,0

Еквівалентний опір ПЛ (або КЛ) однієї номінальної напруги RЕвизначають за формулою

РАІ-питомий опір алюмінію, ( P АІ - 28,26 Ом-мм2/км); кси - коефіцієнт, що враховує зменшення еквівалентного опору через наявність мідних кабелів (приймається рівним для ІІЛ 1,0, для КЛ-0,885);
F- усереднене значення поперечного перерізу, мм2; Lсумарна довжина ПЛ (КЛ), км;
N— кількість повітряних (кабельних) фідерів, шт.
Таким чином, за формулою (Г.16) визначають еквівалентні опори ПЛ RЕПЛі КЛ RЕКЛданого ступеня напруги. Еквівалентний опір всіх ЛЕП даного ступеня напруги RЕвизначають за формулою

де SПЛі SКЛ- сумарні потужності власних трансформаторів та трансформаторів споживачів і сусідніх ліцензіатів-передавачів, що приєднані відповідно до ПЛ і КД даного ступеня напруги; SХ- сумарна потужність власних трансформаторів трансформаторів споживачів і сусідніх ліцензіатів-передавачів, приєднаних до ЛЕП даного ступеня напруги.
Сумарна потужність власних трансформаторів та трансформаторів споживачів і сусідніх ліцензіатів-передавачів, приєднаних до ЛЕП даного ступеня напруги SΣ дорівнює:

Як показали дослідження, похибка даного методу (як правило, завжди від'ємна) може досягати за абсолютною величиною 50%. Спроби уточнити формулу (Г. 17) за рахунок введення додаткової інформації залишилися безуспішними, що зайвий раз свідчить про неприпустимість застосування даного методу для визначення еквівалентних опорів в мережах 3-6 кВ і вище під час виконання розрахунків і нормування ТВЕ. Застосування методу розрахунку еквівалентного опору ЛЕП номінальної напруги 3-6 кВ і вище за узагальненими параметрами слід обмежити пробними розрахунками на етапі освоєння програмного забезпечення, доки процес кодування ЛЕП даної номінальної напруги ще не закінчений. Г.3.2.2.2 Розрахунок еквівалентного опору ЛЕП номінальної напруги 0,38 кВ за узагальненими параметрами
Пряме застосування описаних вище алгоритмів для розрахунку еквівалентного опору ЛЕП номінальної напруги 0,38 кВ є неможливим через те, що для середньої ЛЕП неможливо визначити значення приєднаної потужності (зауважимо, що вона сильно змінюється навіть протягом доби) та кількості ділянок.
Сумарні довжини ПЛ і КЛ і кількість повітряних і кабельних фідерів номінальної напруги 0,38 кВ, а також дані про трансформатори 35-3/0,38 кВ, що живлять мережу 0,38 кВ, - таким обсягом даних вичерпується вхідна інформація для розрахунку еквівалентного опору ЛЕП. Окрім того ще є інформація про потоки енергії і потужності за розрахунковий період. Але, відповідно до основних вимог щодо методик нормування ТВЕ, режимна інформація для розрахунку фізичних параметрів мережі не може бути використана.
ЛЕП ступеня напруги 0,38 кВ представляють собою розгалужені деревоподібні схеми зі значно більшою, порівняно з ЛЕП інших ступенів напруги, кількістю ділянок. Як правило, розподіл навантаження від точки живлення до кінцевих ділянок має для більшості ЛЕП 0,38 кВ подібний характер.
Наявні вхідні дані дозволяють сформувати адекватну модель ЛЕП номінальної напруги 0,38 кВ для розрахунку втрат потужності та енергії.
Для виведення розрахункової формули для умовної ЛЕП формується послідовність із ділянок у порядку спадання їх сумарної приєднаної потужності. Потім ЛЕП представляється у вигляді нерозгалуженої топологічної схеми, де дотримується той же принцип, що і при формуванні зазначеної послідовності ділянок - до точки живлення такої модельної ЛЕП розташована ближче та ділянка, у якої величина сумарної приєднаної потужності більша. Очевидно, що першою (найближчою до точки живлення) буде головна ділянка, за нею розміщується ділянка, що живиться від головної і т.д. Надалі будемо називати таку модель ЛЕП "моделлю втрат". Геометричною інтерпретацією моделі втрат слугує об'єднання відкритих відрізків (у геометрії - це відрізки, яким не належать їхні межі), і кожний з яких символізує собою ділянку. При цьому довжина відрізка дорівнює довжині ділянки . (у масштабі).
На рисунку Г.4 зображена модель втрат ЛЕП номінальної напруги 0,38 кВ, що має 10 ділянок (насправді, кількість ділянок набагато більша), довжиною 0,885 км.

Точка живлення Ділянки

Рисунок Г.4 - Геометрична інтерпретація моделі втрат ЛЕП номінальною напругою 0,38 кВ
На рисунку Г.4 стрілками показані місця приєднання сумарних приєднаних потужностей Si. Відрізки є відкритими, тому що в загальному випадку кінці відрізків в моделі втрат не є реально початками відрізків, що слідують за ними. Очевидно, що сума довжин відрізків дорівнює довжині ЛЕП.
На осі абсцис координатної площини (рисунок Г.5), починаючи від початку координат, у додатному напрямку, за порядком відкладені відрізки, довжини яких рівні довжинам відповідних ділянок, а на осі ординат — величини сумарної приєднаної потужності ділянок. Точки 1-10 - границі між ділянками. Назвемо координату X цих точок приведеною відстанню від точки живлення (ПВТЖ).

Рисунок Г.5
Опрацювання великого обсягу статистичних даних показало, що для переважної більшості ЛЕП номінальної напруги 0,38 кВ (як КЛ, так і ПЛ) коефіцієнти кореляції між величинами ПВТЖ і S лежать у межах 0,70-0,85. Найменшу похибку залежності S(х) від ПВТЖ дає її опис спадною параболічною функцією, що показана на рисунку Г.6.

Рисунок Г.6- Графік функції S (х) моделі втрат ЛЕП номінальною напругою 0,38 Кв

Математично залежність 3(х) описується формулою

де Sмах S MIN -відповідно максимальне і мінімальне значення потужності, приєднаної до ділянок ЛЕП; Lл - довжина ЛЕП.
Заміна залежності SПВТЖ) зазначеною неперервною залежністю S(x) вносить додаткову похибку. Очевидно, що для довільних точок А і В тієї само ділянки значення S однакове і дорівнює Sеа в даному випадку значення функції S в точках А і В різні і дорівнюють відповідно f(Х A ),f(Х B ) де ХА Хв -абсциси точок А і В. Однак, через те, що кількість ділянок ЛЕП велика, а довжина ділянки відносно мала, ця складова похибки невелика. Крім того, похибки бувають як додатними, так і від'ємними, і тому за законом великих чисел їх можна вважати взаємно компенсованими.
Зауважимо, що умовна розбивка на будь-яку кількість частин будь-якої ділянки ЛЕП (як реальної ЛЕП, так і її моделі втрат) не впливає на величину еквівалентного опору. Тому модель втрат можна умовно розбити на нескінчену множину елементарних ділянок довжиною Δl. Розрахункова величина сумарної приєднаної потужності кожної елементарної ділянки моделі втрат ЛЕП; визначається, таким чином, за формулою (Г.19).


Дослідження показали також, що закон зміни поперечного перетину проводів (кабелів) ЛЕП по ділянках моделі втрат має такий самий характер і також може бути описаний залежністю F= F (х), що аналогічна (Г.19):
Вважаючи функції F(х) і S(х) неперервними (тому що для елементарних ділянок x->0), вираз (Г. 14) для визначення еквівалентного опору ЛЕП для моделі втрат записується у такий спосіб:

Коефіцієнт збільшення 1,33 у формулі (Г.21) враховує систематичне заниження результату розрахунку еквівалентного опору методом узагальнених параметрів.
Введемо поняття умовної ПЛ й умовної КЛ номінальної напруги 0,38 кВ.
Умовна ПЛ (КЛ) номінальної напруги 0,38 кВ - це ЛЕП, яка має довжину і сумарну потужність навантаження, що дорівнюють середньоарифметичним значенням, або математичним сподіванням відповідних величин для всіх ПЛ (КЛ) 0,38 кВ ліцензіата-передавача.
Застосуємо формулу (Г.21) для розрахунку еквівалентних опорів умовної ПЛ і умовної КЛ номінальної напруги 0,38 кВ. Через відсутність реальної інформації, приймаємо наступні припущення:


де S ПЛ , Ss кл - відповідно потужності навантаження умовних ПЛ і КЛ. Запишемо вирази для визначення мінімальних значень потужності навантаження ділянок умовних ПЛ і КЛ SПГГ. і Sкл. : ПЛ min КЛ min

Коефіцієнти в приведених вище виразах також визначені на основі опрацювання статистичних даних.
Формули розрахунку абсолютних величин SПЛ і SКЛне подаємо, тому що розрахунок еквівалентних опорів умовної ПЛ RЕтл038 і умовної КЛ Rелкл 0,38 за формулами (Г.19-Г.21) з врахуванням формул (Г.22-Г.25) можна виконати, представивши навантаження ділянок у відносних одиницях - на результат розрахунку це не впливає. Інтеграл у формулі (Г.21) визначається методом трапецій.


Еквівалентний опір ЛЕП номінальної напруги 0,38 кВ RЕ0,38 розраховують за формулою

Еквівалентні опори всіх ПЛ і всіх КЛ R.ЕПЛОΔІ і RЕКЯ<КІ8 визначають за формулами
де SΔ пл0.38 - S Δ КЛ0,38 - матиматичні сподівання величин сумарних потужностей навантаження, приєднаних відповідно до ПЛ і КЛ.
Математичні сподівання величин сумарних потужностей навантаження розраховуються за формулами

де nU/0.38 - кількість груп трансформаторів із номінальною напругою вторинної обмотки 0,38 кВ (3/0,38; 6/0,38; 10/0,38; 15/0,38; 20/0,38;27,5/0,38; 35/0,38);
nC пло,38nC кло,38, - відповідно кількість повітряних і кабельних фідері
0,38 кВ споживачів Sіпл/пл0,38- сумарна потужність трансформаторів групи з номінали
ними напругами обмоток Ui/038 , приєднаних до ПЛ номінальної напруги Ui, які живлять ПЛ номінальної напруги 0,38 кВ;
S ікл/пл0,38 - сумарна потужність трансформаторів групи з номінальними напругами обмотокU і/0 38, приєднаних до КЛ номінальної напруги Ui, які живлять ПЛ номінальної напруги 0,38 кВ;
S ікл/пл0,38 - сумарна потужність трансформаторів групи з номінальними напругами обмотокUi/038, приєднаних до ПЛ номінальної напруги Ui які живлять КЛ номінальної напруги 0,38 кВ;
S ікл/пл0,38 - сумарна потужність трансформаторів групи з номінальними напругами обмоток Ui/038, приєднаних до КЛ номінальної напруги Ui, які живлять КЛ номінальної напруги 0,38 кВ;
K зіпл/пл0,38- математичне сподівання коефіцієнта завантаження трансформаторів групи з номінальними напругами обмоток Ui/038, приєднаних до ПЛ номінальної напруги Ui які живлять ПЛ номінальної напруги 0,38 кВ; K зікл/пл0,38 - математичне сподівання коефіцієнта завантаження трансформаторів групи з номінальними напругами обмотокUi/038, приєднаних до КЛ номінальної напруга Ui які живлять ПЛ номінальної напруги 0,38 кВ; K зіпл/кл0,38 ~ математичне сподівання коефіцієнта завантаженій трансформаторів групи з номінальними напругами обмотокUi/038, приєднаних до ПЛ номінальної напруги Ui які живлять КЛ номінальної напруги 0,38 кВ; K зікл/кл0,38- математичне сподівання коефіцієнта завантаження трансформаторів групи з номінальними напругами обмотокUi/038 приєднаних до КЛ номінальної напруги Ui які живлять КЛ номінальної напруги 0,38 кВ.
Таким чином, трансформатори, що живлять мережу номінальної напруги 0,38 кВ, розділені на чотири групи залежно від того до яких (повітряних або кабельних) ЛЕП номінальної напруги 3-35 кВ вони приєднані і які (повітряні або кабельні) ЛЕП номінальної напруги 0,38 кВ вони живлять. У комбінованих випадках (наприклад, коли трансформатор живить повітряні і кабельні ЛЕП) трансформатор відносять до однієї з чотирьох груп за домінуючою ознакою.
Сумарні потужності груп трансформаторів з номінальними напругами обмоток Ui/038 відомі, залишається визначити математичні сподівання коефіцієнтів завантаження груп трансформаторів. Відомо, що коефіцієнти завантаження трансформаторів у першому наближенні обернено пропорційні довжинам ЛЕП, від яких вони живляться. Дійсно, на практиці найбільші довжині ЛЕП цих ступенів напруги зустрічаються в розподільчих мережах, для яких характерні довгі і слабко завантажені ЛЕП. Відповідно, приєднані до них трансформатори також слабко завантажені.
Математичні сподівання коефіцієнтів завантаження трансформаторів будь-якої з чотирьох зазначених груп, з врахуванням сказаного вище, визначають методом лінійної апроксимації. У якості вихідних граничних точок, необхідних для побудови апроксимаційних залежностей, приймають точки з координатами (LMAX K3MIN) i (LMINI K3MAX)
Граничні значення довжин ЛЕП Lт inj , L тах]і коефіцієнтів завантаження трансформаторів к3тіпґк3ітх; подані в таблицях Г.2 і Г.З.

Таблиця Г.2 - Граничні значення довжин ЛЕП номінальної напруги 3-35 кВ

кВ

Типи ЛЕП

Мінімальна довжина, км

Максимальна довжина, км

35-20

ПЛ

10,0

35,0

10-3

ПЛ

КЛ

0,5

0,5

15,0

3,0

Таблиця Г.З - Граничні значення коефіцієнтів завантаження трансформаторів 35-3/0,38 кВ

Uном,
кВ

Група трансформаторів

Граничні значення коефіцієнтів завантаження трансформаторів (mах/min), що живлять:

ПЛ 0,38 кВ

КЛ 0,38 кВ

35-20

Приєднані до ПЛ Приєднані до КЛ

0,60/0,20 0,60/0,20

-

10-3

Приєднані до ПЛ Приєднані до КЛ

0,50/0,10 0,60/0,25

0,6/0,1 0,8/0,3

Формула для розрахунку математичного сподівання коефіцієнта завантаження групи трансформаторів, наприклад 10 кВ, що приєднані до ПЛ номінальної напруги 10 кВ і живлять КЛ номінальної напруги 0,38 кВ, подана нижче:

де LЛ10- середня довжина ПЛ номінальної напруги 10 кВ.
Апроксимаційні формули для трансформаторів інших груп і ступенів напруги складаються аналогічно до формули (Г.31).
Отже, шляхом тотожних перетворень, прийнявши ряд вимушених припущень, отримано алгоритм розрахунку еквівалентного опору ЛЕП номінальної напруги 0,38 кВ за узагальненими параметрами мереж.
Г.3.3 Розрахунок еквівалентних опорів трансформаторів різних ступенів напруги


Формула розрахунку еквівалентних опорів трансформаторів RЕТі подана нижче без виведення

де RЕТІ - еквівалентний опір власних трансформаторів г-го ступеня напруги;
SΔi. - сумарна потужність власних трансформаторів i-го ступеня напруги;
ΔРпривКЗі- приведені втрати потужності к.з. власних трансформаторів і-го ступеня напруги. Приведені втрати потужності к.з. розраховують за формулою


(Г.ЗЗ)

де п2і,п3і- відповідно кількість груп дво- і триобмоткових власних трансформаторів г-го ступеня напруги з різноманітним поєднанням номінальних напруг обмоток;
К СН3і j -усереднений коефіцієнт завантаження обмоток середньої напруги j-ї групи власних трансформаторів i-го ступеня напруги;
кзт- коефіцієнт, що враховує збільшення втрат через нерівномірність завантаження і розкиду номінальних потужностей трансформаторів.
Коефіцієнт K зтвизначають за формулою


де SHmaxіSHminі ~ відповідно максимальне і мінімальне значення номінальних потужностей власних трансформаторів i-го ступеня напруги;
SНКІ - номінальні потужності власних трансформаторів i-го ступеня напруги;
птр - кількість власних трансформаторів і-то ступеня напруги.
Для розрахунку коефіцієнта завантаження обмоток середньої напруги триобмоткового трансформатора приймається середньоексплуатаційна величина на основі вимірювань.


де п- кількість трансформаторів j-ої групи трансформаторів.

Усереднений коефіцієнт завантаження обмоток середньої напруги j-ї групи власних трансформаторів i-го ступеня напруги KCH3ijвизначають за формулою
Обчислення складових технічних розрахункових втрат електроенергії розподільчої мережі
Обчислення змінних розрахункових втрат електроенергії в ЛЕП
Обчислення змінних втрат електроенергії в ЛЕП без приладів обліку головного потоку електроенергії

Методика передбачає можливість як групового, так і індивідуального розрахунку змінних втрат електроенергії в ЛЕП. ЛЕП, для яких не задається необхідна інформація для поелементного розрахунку (як мінімум, значення головних потоків енергії (ГПЕ) ЛЕП з приладами обліку за розрахунковий період), виділяють в окрему групу. Для цієї групи ЛЕП і-го ступеня напруги визначають еквівалентний опір і розраховують втрати електроенергії від сумарного перетікання енергії по цих ЛЕП за формулою

де Тр - число годин у розрахунковому періоді;
R ел iеквівалентний опір і-ї групи ЛЕП без приладів обліку ГПЕ;
АБОЛі - сумарне перетікання енергії по ЛЕП і-ї групи без приладів обліку ГПЕ за розрахунковий період;
d і-дисперсійний коефіцієнт збільшення втрат електроенергії через нерівномірність графіка навантаження і-ї групи ЛЕП;
кНІ - коефіцієнт збільшення втрат через нерівномірність розподілу навантаження по фазах ЛЕП і-ї групи ЛЕП;
UH і- номінальна напруга і-ї групи ЛЕП;
tg(Фi)- коефіцієнт реактивної потужності і-ї групи ЛЕП. Сумарне перетікання енергії по ЛЕП без приладів обліку ГПЕ визначають різницею між перетіканням електроенергії по ЛЕП АЛІ, що визначене за формулою (Г.4), та сумою значень ГПЕ ЛЕП з приладами обліку ГПЕ

де Nлгпе - кількість ЛЕП з приладами обліку ГПЕ;
АГПЕЛ s - значення ГПЕ sЛЕП з приладами обліку.
Коефіцієнт реактивної потужності tg(фі.) нормується для кожного ступеня напруги. Нормативні значення коефіцієнта реактивної потужності подані у таблиці Г.4.
Таблиця Г.4- Нормативні значення tg(фі.)

UHi Кв

tg(фі)

150-3

0,75

0,38

0,62

Значення коефіцієнта збільшення втрат через нерівномірність розподілу навантаження по фазах ЛЕП номінальної напруги 0,38 кВ кНі приймається рівним 1,35, для всіх інших ступенів напруги - 1,0.
Дисперсійний коефіцієнт збільшення втрат електроенергії через нерівномірність графіка навантаження є різним для різних ступенів напруги. Він приймається однаковим для всіх елементів ступеня однієї напруги, крім ЛЕП, втрати електроенергії в яких розраховуються за індивідуальними даними, а для таких ЛЕП він заданий явно.
Для ступеня з найвищою номінальною напругою розподільчої мережі ліцензіата-передавача дисперсійний коефіцієнт dрозраховують за формулою ,

де Ртах,Р,Рт in - відповідно максимальне, середнє і мінімальне навантаження розподільчої мережі за розрахунковий період. Середнє навантаження розподільчої мережі ліцензіата-передавача Р визначають за формулою

де АнΔ- cумарне несальдоване надходження електроенергії в розподільчу мережу за розрахунковий період;
АСУСБТВΔ, АСУСВΔ- сумарні значення відповідно безвтратної та втратної віддачі електроенергії сусіднім ліцензіатам-передавачам за розрахунковий період.
. Значення величин Ртах, Ртіп, що задаються для розподільчої мережі, визначаються, як правило, з низькою достовірністю. Внаслідок цього, значення дисперсійного коефіцієнта і, отже, розрахункові втрати електроенергії можуть] занижуватися. Якщо розраховане за формулою (Г39) значення дисперсійного і коефіцієнта за розрахунковий період для найвищого ступеня номінальної напруги не перевищує його мінімального значення, що вказане в таблиці Г.5, то під час обчислення втрат електроенергії значення дисперсійного коефіцієнта приймається рівним мінімальному табличному. Таблиця Г.5 - Мінімальні значення дисперсійного коефіцієнта сі


Розрахунковий період

Найвища номінальна напруга, кВ

110(150)

35(20;15)

Ю(6;3)

0,38

Січень

1,28

1,33

1,39

1,44

Лютий

1,29

1,36

1,43

1,51

Березень

1,30

1,39

1,48

1,57

Квітень

1,31

1,42

1,52

1,63

Травень

1,32

1,44

1,57

1,69

Червень

1,33

1,47

1,61

1,75

Липень

1,33

1,47

1,61

1,75

Серпень

1,32

1,44

1,57

1,69

Вересень

1,31

1,42

.. 1,52

1,63

Жовтень

1,30

1,39

1,48

1,57

Листопад

1,29

1,36

1,43

1,51

Грудень

1,28

1,33

1,39

1,44

На ступенях більш низької номінальної напруги "розмахи" навантажень протягом розрахункового періоду ширші, ніж на ступенях більш високої номінальної напруги, і, відповідно, значення дисперсійного коефіцієнта більші. Коефіцієнти перерахунку значень дисперсійних коефіцієнтів з одного ступеня напруги на інший подані у таблиці Г.6.

Г.6 — Коефіцієнти перерахунку значень дисперсійних коефіцієнтів


Розрахунковий період

110(150)-» 35(27,5;20;15)кВ

35(20; 15) -» 10(6;3)кВ

10(27,5;6;3) ~> 0,38 кВ

Січень

1,043

1,042

1,040

Лютий

1,056

1,053

1,050

Березень

1,068

1,064

1,060

Квітень

1,081

1,075

1,069

Травень

1,092

1,085

1,078

Червень

1,104

1,094

1,086

Липень

1,104

1,094

1,086

Серпень

1,092

1,085

1,078

Вересень

1,081

1,075

1,069

Жовтень

1,068

1,064

1,060

Листопад

1,056

1,053

1,050

Грудень

1,043

1,042

1,040

Обчислення змінних втрат електроенергії в ЛЕП із приладами обліку головного потоку електроенергії -
Методика передбачає можливість поелементного розрахунку змінних втрат електроенергії в ЛЕП, тобто індивідуального розрахунку втрат в окремих ЛЕП за їх власними даними. Необхідною і достатньою умовою, що забезпечує можливість такого розрахунку для будь-якої ЛЕП, є наявність (задання користувачем) інформації про значення потоку електроенергії через головну ділянку ЛЕП за розрахунковий період, яке визначається за показами лічильника, встановленого на початку головної ділянки ЛЕП (фідера). Крім цього, використовується також наступна вхідна інформація за розрахунковий період:
• значення середньоексплуатаційного рівня напруги в точці живлення
UГ(якщо інформація про величину Urвідсутня, то вона приймається
рівною 1,05UНОМ

  1. середньоексплуатаційне значення коефіцієнта реактивної потужності
    tg((рГ) головної ділянки ЛЕП (якщо інформація про значення tg(фг)
    відсутня, то його значення приймається рівним нормативному значенню згідно з таблицею Г.4);
  2. мінімальне і максимальне значення потоку активної потужності по головній ДІЛЯНЦІ - ВІДПОВІДНО РМАХГ РМ IN Г
  3. величини споживання електроенергії АҐГП і середньоексплуатаційні
    значення коефіцієнтів реактивної потужності tg (ф,) у вузлах ЛЕП,
    крім початкового вузла (точки живлення).

Споживання електроенергії вузла за розрахунковий період дорівнює сумі всіх віддач електроенергії у власні трансформатори мережі, що встановлені в даному вузлі, та всіх віддач у трансформатори і ЛЕП споживачів та сусідніх ліцензіатів-передавачів, що приєднані до даного вузла. Тобто, споживання електроенергії вузла є інтеграл графіка активного навантаження вузла за розрахунковий період.
Якщо будь-які приєднання до даного вузла, що знаходяться не на балансі даного ліцензіата-передавача, включені в схему власної ЛЕП, а не подані еквівалентним навантаженням (потужністю), то такі приєднання розглядаються як елементи (ділянки) власної ЛЕП. Віддача електроенергії у ці приєднання не враховується у значенні величин споживання вузлів, до яких вони примикають.
Таким чином, потік енергії, що надходить по ділянці у вузол зі сторони точки живлення, дорівнює сумі споживання енергії у вузлі та всіх потоків енергії у ділянках, які безпосередньо зв'язані із даним вузлом. Порядок розрахунку невідомих (не заданих) значень споживання електроенергії і-го вузла АТПі подана у Г.4.1.2.1- Г.4.1.2.4.
Якщо інформація про значення коефіцієнта реактивної потужності навантаження в i-му вузлі ЛЕП tg(фі,) відсутня, то його значення приймається рівним значенню коефіцієнта реактивної потужності головної ділянки ЛЕП tg(фі,)
Назвемо вузли, у яких задані значення споживання електроенергії вузлів, "вузлами з обліком ГПЕ", інші вузли - "вузлами без обліку ГПЕ". Введемо також поняття режиму середнього навантаження (РСН) ЛЕП і приведемо алгоритм його розрахунку.
РСН ЛЕП - це усталений електричний режим ЛЕП, у якому значення навантажень в її вузлах дорівнюють математичним сподіванням, що рівні частці від ділення значень споживання електроенергії в вузлах за розрахунковий період на число годин у розрахунковому періоді.
Алгоритм розрахунку РСН ЛЕП подано нижче:
Г.4.1.2.1 Розраховують значення середнього за розрахунковий період головного потоку повної потужності:

де Аг - значення потоку електроенергії через головну ділянку ЛЕП за
розрахунковий період.
Г4.1.2.2 Визначають середні за розрахунковий період повні потужності навантаження вузлів з обліком ГПЕ:

де А, - значення споживання електроенергії в і-му вузлі, визначені за
показами приладів обліку;
ΔS0ТРі-сумарні втрати повної потужності у трансформаторах, встановлених у і-му вузлі.
Врахування у формулі (Г.41) сумарних втрат повної потужності у трансформаторах необхідне через те, що прилади обліку встановлені, за невеликим винятком, із сторони нижчої чи середньої номінальної напруги трансформаторів. Ці втрати визначають за формулою

де Z ETY- - еквівалентний повний опір трансформаторів, встановлених у
і-му вузлі;
Δ S НХі - сумарне значення повних втрат н.х. в трансформаторах, встановлених у і-му вузлі;
би - середньостатистичне значення відсотка втрат енергії (постійних і змінних) у трансформаторах даного ступеня напруги. Еквівалентний повний опір трансформаторів визначають за формулою, що аналогічна формулі (Г.14). Опір та сумарне значення повних втрат н.х. кожного трансформатора визначають за довідником за його номінальною потужністю.
Середньостатистичні значення відсотка втрат енергії у трансформаторах для різних ступенів напруги подані у таблиці Г.7. Г.7 - Середньостатистичні значення відсотка втрат енергії у трансформаторах

Uн, кВ

ΔU %

150-110

1,8

35-20

2,0

15-3

4,0

де п0 - кількість вузлів з обліком ГПЕ.
Г.4.1.2.4 Визначають навантаження у вузлах без обліку ГПЕ Sjбо ;

Г.4.1.2.3 Визначають сумарне навантаження у вузлах без обліку ГПЕ за формулою

де пбо - кількість вузлів без обліку ГПЕ;
Sj , Sk- встановлені потужності трансформаторів у вузлах.
Г.4.1.2.5 Розраховують РСН ЛЕП.
Під час розрахунку РСН точка живлення є балансувальним вузлом, в ній фіксується модуль напруги, що дорівнює модулю напруги у точці живлення UГ . Розрахунок РСН проводиться класичним методом розрахунку усталеного електричного режиму, тому наводити тут загальновідомий алгоритм немає потреби. У результаті розрахунку, окрім іншого, одержуємо також перші наближення розрахункового значення головного потоку потужності S(m)Гі небалансу потужності Δ S(m)Г
Значення небалансу потужності ΔS(m) Гдорівнює:

де т- номер наближення.


Г.4.1.2.7 Повторюють розрахунки за формулами (Г.45) і (Г.47) до тих пір, доки не будуть виконані наступні умови:

Г.4.1.2.6 Розподіляють небаланс між вузлами без обліку ГПЕ. Нові значення навантажень і-х вузлів без обліку ГПЕ Δ S(m)Гвизначають

де Δp, Δq - припустимі похибки визначення відповідно активної і реактивної складових ГПЕ.
Припустимі похибки приймаються рівними 0,5% від відповідних величин, що відповідає найвищому класу точності приладів обліку електроенергії, які застосовуються в електричних мережах.
Збіжність викладеного методу обумовлена тим, що з кожним новим кроком величина небалансу, що є фактично функцією збільшення втрат від приросту навантаження, буде зменшуватися.
Отже, отримано розрахунок РСН ЛЕП, у якому генерація балансувального вузла і навантаження у вузлах з обліком ГПЕ строго дорівнюють їх середнім значенням за розрахунковий період, а навантаження вузлів без обліку ГПЕ визначені виходячи з припущення про рівність коефіцієнтів завантаження трансформаторів, встановлених у цих вузлах.
Отримані в результаті розрахунку РСН значення навантажень у вузлах, де не встановлені прилади обліку, можуть бути використані для виявлення дільниць мережі з підвищеними втратами і місць безоблікового споживання електроенергії.
Математичне сподівання втрат активної потужності в k-й ЛЕП з приладами обліку ГПЕ М[Δ Р]к дорівнює значенню втрат активної потужності в РСН:

Змінні розрахункові втрати електроенергії в к-й ЛЕП номінальної напруги 3-6 кВ і вище з приладами обліку ГПЕ за розрахунковий період Δ Ак визначають за формулою
Дисперсійний коефіцієнт збільшення втрат електроенергії через нерівномірність графіка навантаження для k-Ї dкЛЕП з приладами обліку ГПЕ визначається за формулою, що аналогічна формулі (Г.38). Під час його визначення використовують власні значення Ртах,Р,Ртіп ДЛЯ даної ЛЕП. Якщо ці значення не задані, то у формулу (Г.49) підставляють значення дисперсійного коефіцієнта, що визначене для ступеня напруги в цілому за формулою (Г.38).
Г.4.2 Обчислення змінних розрахункових втрат електроенергії
в трансформаторах

Методика передбачає обчислення змінних втрат електроенергії в трансформаторах кожного ступеня напруги на основі використання значень групових еквівалентних опорів трансформаторів та сумарного перетікання енергії по цих трансформаторах.
Змінні розрахункові втрати електроенергії в трансформаторах i-го ступеня напруги Δ АТР3і визначають за формулою

де Тр - число годин у розрахунковому періоді RЕТі - еквівалентний опір трансформаторів і-то ступеня напруги; А Ti .- сумарне перетікання енергії по трансформаторах i-го ступеня напруги;
UНІ - номінальна напруга i-го ступеня;
кHi - коефіцієнт збільшення втрат через нерівномірність розподілу навантаження по фазах трансформаторів i-го ступеня напруги;
dі; -дисперсійний коефіцієнт збільшення втрат електроенергії через нерівномірність графіка навантаження i-го ступеня напруги;
tg(фi)- коефіцієнт реактивної потужності ї-го ступеня напруги. Еквівалентний опір трансформаторів і-го ступеня напруги визначають за формулою (Г.32).
Сумарне перетікання енергії по трансформаторах і-го ступеня напруги визначають за формулою (Г.5).
Значення коефіцієнта реактивної потужності і-го ступеня напруги tg(фі) приймають рівними значенням, що подані у таблиці Г.4.
Значення коефіцієнта збільшення втрат через нерівномірність розподілу навантаження по фазах трансформаторів з номінальною напругою обмоток нижчої напруги 0,38 кВ кНІ приймається рівним 1,1, а для трансформаторів з номінальною напругою обмоток нижчої напруги 3 кВ і вище - 1,0.
Дисперсійний коефіцієнт збільшення втрат електроенергії через нерівномірність графіка навантаження і-го ступеня напруги dі визначають за формулою (Г.38) з врахуванням коефіцієнтів перерахунку, поданих у таблиці Г.6.
Обчислення умовно-постійних розрахункових втрат електроенергії в трансформаторах розподільчої мережі
Умовно-постійні втрати в трансформаторах розподільчої мережі складаються з втрат електроенергії н.х. трансформаторів та втрат електроенергії в трансформаторах з номінальними напругами обмоток нижчої напруги 0,38 кВ і схемою з'єднань обмоток "зірка/зірка з нульовим виводом" через нерівномірність розподілу навантаження по фазах обмоток нижчої напруги.
Умовно-постійні розрахункові втрати в трансформаторах обчислюють з врахуванням наступних припущень:
• складову втрат електроенергії н.х. усіх трансформаторів розподільчої мережі розраховують за середньоексплуатаційною напругою, що дорівнює номінальній напрузі трансформаторів, до якої приведені паспортні (каталогові) дані втрат потужності н.х., та розрахунковим часом роботи трансформаторів, що дорівнює числу годин у розрахунковому періоді;
• збільшення втрат електроенергії в трансформаторах з номінальними напругами обмоток нижчої напруги 0,38 кВ і схемою з'єднань обмоток "зірка/зірка з нульовим виводом" через нерівномірність розподілу навантаження по фазах обмоток нижчої напруги враховують застосуванням
під час розрахунку коефіцієнта збільшення втрат в трансформаторах через нерівномірність розподілу навантаження по фазах трансформаторів.
Умовно-постійні розрахункові втрати електроенергії в трансформаторах і-го ступеня напруги розподільчої мережі Δ АТРРМniі визначають за формулою

де Δ Рнх j— сумарні значення втрат потужності н.х. груп трансформаторів і-го ступеня напруги з однаковим поєднаним номінальних напруг обмоток та номінальними напруг»
ми обмоток нижчої напруги 6(3) кВ і вище; І
пгр - кількість груп трансформаторів і-го ступеня напруги з
однаковим поєднанням номінальних напруг обмоток та
номінальними напругами обмоток нижчої напруги
6(3) кВ і вище;
п гро,з8- кількість груп трансформаторів і-го ступеня напруги з однаковим поєднанням номінальних напруг обмоток та номінальними напругами обмоток нижчої напруги] 0,38 кВ і схемою з'єднань обмоток "зірка/зірка з нульовим виводом";
Δ Р нх0,38 сумарне значення втрат потужності н.х. в трансформаторах і-го ступеня напруги з номінальними напругами обмоток нижчої напруги 0,38 кВ і схемою з'єднань обмоток "зірка/зірка з нульовим виводом". кНТЇІУ - коефіцієнт збільшення втрат в трансформаторах через нерівномірність розподілу навантаження по фазах трансформаторів з схемою з'єднань обмоток "зірка/зірка з нульовим виводом".
Сумарні значення втрат потужності н.х. груп трансформаторів і-го ступеня напруги з однаковим поєднанням номінальних напруг обмоток визначають за паспортними даними, а за їх відсутності - за каталоговими, що подані у додатку Б.
Значення коефіцієнта збільшення втрат в трансформаторах через нерівномірність розподілу навантаження по фазах трансформаторів з схемою з'єднань обмоток "зірка/зірка з нульовим виводом" кнп/г прийнято рівним 1,05.
Г.5 НХТВЕ розподільчої мережі у вигляді аналітичної залежності
технічних розрахункових втрат в елементах електричних мереж від режимних факторів
Г.5.1 НХТВЕ у вигляді аналітичної залежності технічних розрахункового втрат в елементах електричних мереж від режимних факторів та базових потоків електроенергії розробляють на основі результатів розрахунку НЗТВЇ за базовий рік з використанням НХТВЕ у вигляді еквівалентних опорів ЛЕГ та трансформаторів. Під час розрахунку аналітичної залежності приймаються два припущення:

  1. умовно-постійні втрати потужності в елементах мережі (втрати потужності н.х. трансформаторів та втрати потужності в інших елементах
    залишаються незмінними;
  2. змінні втрати енергії в ЛЕП та трансформаторах змінюються пропорційно квадратам величин базових потоків енергії.

У якості базових потоків енергії приймаються величини надходження або відпуску електроенергії в мережу за базовий рік та розрахунковий період.
Г.5.2 Змінні технічні розрахункові втрати електроенергії в ЛЕП Δ Алзі трансформаторах ΔАтзі розраховують за наступними формулами:


де ΔАЛз., ΔА ТЗі - відповідно прогнозні значення змінних технічних розрахункових втрат електроенергії у ЛЕП і трансформаторах на і-й розрахунковий період;
ΔАБРЛз ΔАБРТз- відповідно значення змінних технічних розрахункових втрат електроенергії в ЛЕП і трансформаторах за базовий рік;
Т р- число годин у базовому році;
Тр. — число годин у розрахунковому періоді;
Албі'-Атбі ~ відповідно базові потоки електроенергії по ЛЕП та трансформаторах за розрахунковий період; АББр - базовий потік енергії за базовий рік.
Значення умовно-постійних втрат електроенергії в трансформаторах ΔАТnі в інших елементах ΔАIHi. та нормативних витрат електроенергії на власні потреби підстанцій і розподільчих пунктів АВПі визначають за формулами:

де ΔАТпі, ΔАТпі АвпІ - відповідно прогнозні значення умовно-постійних технічних розрахункових втрат електроенергії в трансформаторах, інших елементах та нормативних витрат електроенергії на власні потреби підстанцій і розподільчих пунктів на розрахунковий період;
ΔАБРТn ΔАБРIn ΔАБРВП- відповідно значення умовно-постійних технічних розрахункових втрат електроенергії в трансформаторах, інших елементах та нормативних витрат електроенергії на власні потреби підстанцій і розподільчих пунктів за базовий рік.
Формули (Г.52-Г.53) записані для розподільчої мережі в цілому. Такі ж формули можна записати для окремих ступенів напруги або їхніх груп. При цьому точність розрахунку істотно збільшується.
Г.5.3 Чинником, що обумовлює значну похибку даного методу, є вимушене поширення усередненої структури надходжень і віддач електроенергії за минулий рік на всі періоди розрахункового року. Сумарна похибка обчисленого у такий спосіб НЗТВЕ у розподільчій мережі може складати не менше ніж
Г.6
15-20%. Тому застосування даного методу для щомісячного обчислення НЗТВЕ за звітним балансом електроенергії не допускається. Цей метод може використовуватися тільки як один із методів обчислення прогнозних НЗТВЕ розподільчої мережі.

Оптимальний обсяг вхідних даних

При мінімальному обсягу вхідних даних втрати електроенергії за даною методикою обчислюються з використанням групових еквівалентних опорів елементів мереж, визначених за узагальненими даними. Похибка такого розрахунку найвища і його результати можуть застосовуватися тільки для обчислення оціночних значень розрахункових ТВЕ. Такий підхід може також застосовуватися на початковій стадії впровадження методики.
Максимальний обсяг вхідних даних, можливість використання якого передбачається даною методикою, може дати найвищу точність розрахунку. Однак жоден ліцензіат-передавач не має реально у своєму розпорядженні такого обсягу даних через-мале охоплення розподільчих мереж, особливо сільських, приладами обліку і засобами телевимірювань. Крім того, навіть якби ліцензіат-передавач мав у своєму розпорядженні всі ці дані, необхідні затрати праці на проведення такого розрахунку навряд чи практично дозволили б досягти теоретично необхідну високу точність розрахунку, хоча б через недостовірність наявних вхідних даних.
Для регулярних розрахунків варто визначити технологічний мінімум - це той оптимальний обсяг вхідних даних, що дозволяє досягати необхідну точність розрахунку при мінімальних затратах праці на проведення розрахунку.
Нижче подано ряд рекомендацій щодо визначення технологічного мінімуму.
Усі мережі, крім 0,38 кВ, повинні обов'язково кодуватися. Для ЛЕП, які мають облік ГПЕ, слід задавати значення ГПЕ та проводити для цих ЛЕП поелементний розрахунок, тому що еквівалентування є вимушеним прийомом, який призводить до значної похибки. Особливо це стосується ЛЕП, що працюють у режимі, який радикально відрізняється за певними показниками від режиму роботи інших ЛЕП, і ЛЕП із більш високим рівнем втрат, порівняно з іншими ЛЕП.
У разі поелементного розрахунку втрат у ЛЕП рекомендується, по можливості, задавати, крім ГПЕ, і всі інші параметри, включаючи споживання електроенергії у вузлах, особливо у вузлах з нехарактерним навантаженням. Якщо на ЛЕП 6-10 кВ, що мають велику кількість вузлів, практично забезпечена можливість одержання значень споживання електроенергії у більшості вузлів, то для економії сил і часу рекомендується задавати значення тільки для вузлів із високим порівняно з іншими вузлами рівнем споживання, і особливо для вузлів, у яких коефіцієнт завантаження трансформаторів сильно відрізняється від інших.



 
« Методика проведения работы по выявлению нарушений ППЭЭН   Методика составления структуры баланса электроэнергии в электрических сетях 0,38-150кВ »
электрические сети