Стартовая >> Документация >> Энергонадзор >> Методика составления структуры баланса электроэнергии в электрических сетях 0,38-150кВ

Методика нормирования ТВЕ в распределительной сети - Методика составления структуры баланса электроэнергии в электрических сетях 0,38-150кВ

Оглавление
Методика составления структуры баланса электроэнергии в электрических сетях 0,38-150кВ
Термины и определения
Баланс электроэнергии
Нормирование технологических затрат электроэнергии
Порядок корректирования составляющих структуры баланса электроэнергии
Основные положения оценочного анализа структуры ЗНВЕ
Структура баланса электроэнергии
Каталожные данные трансформаторов
Методика нормирования ТВЕ в системообразующей сети
Методика нормирования ТВЕ в распределительной сети
Вычисление расчетных потерь электроэнергии в других элементах сети
Методика вычисления нормативного значения метрологических потерь
Прогнозирование структуры НЗТВЕ

Приложение Г к Методике составления структуры баланса электроэнергии в электрических сетях 0,38-150 кВ, анализа его составляющих и нормирование технологических затрат электроэнергии
Методика нормирования ТВЕ в распределительной сети

Г. 1 Общие положения

НЗТВЕ распределительной сети есть наибольшей за размерами составной частью суммарного НЗТВЕ и потому требует использования во время разработки НХТВЕ и расчета НЗТВЕ наиболее достоверной информации и достаточно высокой точности определения технических расчетных потерь электроэнергии. Вместе с тем, разработка НХТВЕ распределительной сети усложняется недостаточностью и низкой достоверностью необходимой входной информации.
Основным фактором, который изначально влияет на выбор методики нормирования ТВЕ в распределительной сети, есть объем имеющейся входной информации. 3 обзора на это могут применяться методики, в основу которых положено СБМ распределительной сети. Разработка СБМ распределительной сети предусматривает определение определенным методом эквивалентных сопротивлений ЛЭП и трансформаторов и перетекание электроэнергии по этим эквивалентным сопротивлениям. Погрешность определения технических расчетных потерь электроэнергии в ЛЭП и трансформаторах зависит от выбранного метода определения эквивалентных сопротивлений и достоверности входной информации.
Данная методика дает возможность разработки НХТВЕ и расчета НЗТВЕ| распределительной сети на основе разнообразных уровней информационного обеспечения. Степень точности расчета зависит от объема (полноты) входов их данных.
В основу методики положен ряд схемотехнических методов. Обсчитывания технических расчетных потерь электроэнергии в элементах сети (ЛЭП и трансформаторах) проводится на основе собственных или групповых сопротивлений элементов сети, которые вводятся пользователем или рассчитываются, а индивидуальных или групповых потоков энергии и мощности за расчету период.
Входная информация, которая используется во время расчетов условно поделятся на две категории:
• постоянная-условно-постоянная информация включает информацию о мощность собственных двухобмоточных и трехобмоточных трансформаторов, их количество, потери н.х. и к.з. трансформаторов каждой класса напряжения суммарную длину ВЛ и КЛ, присоединенную мощность собственных трансформаторов, трансформаторов потребителей и соседних лицензиатов передатчиков, максимальное и минимальное значения номинальной мощности трансформаторов, количество и схемы (кодирование) воздушных и кабельных фидеров на каждом класса напряжения;
• условно-сменная информация включает информацию о потоках энергии в групповых и реальных элементах электрической сети.
Сбор информации о схемах распределительных сетей разных степеней напряжения и параметры ее элементов (длины участков ЛЭП, присоединенную к ним мощность, поперечные перерезы проводов и кабелей) со следующим кодированием и введением информации в ПЕОМ есть очень трудоемкой задачам, особенно для сетей 0,38 кВ. Разработанная принципиально новая методика определения эквивалентных (групповых) сопротивлений групп ЛЭП одного номинального напряжения на основе обобщенных параметров сетей (суммарной длины ВЛ и КЛ, количества воздушных и кабельных фидеров, суммарной присоединенной мощности трансформаторов и др.), что всегда известные. Тем не менее, через значительную погрешность, обусловленную принятием вынужденных предположений, применение такой методики определения эквивалентных сопротивлений для этих сетей следует ограничить приближенными или пробными расчетами на стадии внедрения методики.
Во время разработки НХТВЕ распределительных сетей всех степеней напряжения, кроме 0,38 кВ, вычисление эквивалентных сопротивлений необходимо осуществлять на основе реальной топологии и параметров реальных элементов, т.е. кодирование сетей. Для сетей 0,38 кВ, через необходимые большие трудозатраты на их кодирование и отсутствие конкретной достоверной информации о распределении нагрузки в узлах сети, припускается расчет эквивалентного сопротивления по обобщенным данным. Для этой цели разработанный специальный алгоритм повышенной точности, которая предусматривает использование расширенного объема информации.
Методика обеспечивает возможность расчета значений сменных технических расчетных потерь в ЛЭП, сменных и постоянных технических расчетных потерь в трансформаторах для каждой класса напряжения. Предусмотрено также возможность поэлементного расчета потерь в ЛЭП. Поэлементный расчет для трансформаторов не предусмотрен, так как, во-первых, он, как правило, информационно не обеспеченный, во-вторых, значение сменных потерь в трансформаторах сети есть почти на порядок низшим чем значения сменных потерь в ЛЭП, а значение постоянных-условно-постоянных потерь в трансформаторах есть одинаковым как при поэлементному расчета, так и при групповом.

Структурно-балансовая модель распределительной сети

Основные понятия

СБМ распределительной сети отображает структуру поступлений и отдач электроэнергии, а также трансформированных потоков электроэнергии на каждом класса напряжения, включает эквивалентные сопротивления ЛЭП и трансформаторов и перетекание электроэнергии по этим сопротивлениям. СБМ класса напряжения С/. представленная на рисунке Г.1.
СБМ распределительной сети
Рисунок Г. 1 СБМ распределительной сети класса напряжения U1
На рисунке Г. 1 обозначено:
Ш1i -объединенный-объединены-объединенные-условно-объединенные шины номинального напряжения U1 электростанций и подстанций, которые питают сеть номинального напряжения U1
Ш2и - об 'єднані шины подстанций из первичной напряжением U1
ШЗІ - объединенный^-объединены-объединенные-условно-объединенные шины среднего и низшего напряжения подстанций из первичной напряжением U1из которых осуществляется трансформирование электроэнергии на другие класса напряжения;
RЕЛі - эквивалентный (групповой) сопротивление ЛЭП номинального напряжения U1
RЕТі - эквивалентный (групповой) сопротивление всех трансформаторов из первичной напряжением U1
Ни -суммарное несальдированное поступление электроэнергии в сеть класса напряжения U1что состоит из поступлений электроэнергии от энергосистем, собственных электростанций, блоков-станций и соседних лицензиатов-передатчиков;
аСБТВі - Безпотерьная отдача электроэнергии потребителям и израсходована на хозяйственные нужды;
АСУСБТВі ~ Безпотерьная отдача электроэнергии соседним лицензиатам-передатчикам;
АСВі - разорительная отдача электроэнергии потребителям и израсходована на хозяйственные нужды;
АСУСВі - разорительная отдача электроэнергии соседним лицензиатам-передатчикам;
ΔАВПі - затраты электроэнергии на собственные нужды подстанций данной класса напряжения;
ΔАІНі- условно-постоянные потери электроэнергии бы других элементах і-го класса напряжения;
где Аj/i, іАk/i и т. д,- трансформированные потоки электроэнергии из других степеней напряжения на и степень напряжения;
Аi/l, Аі/т іхд,- трансформированные потоки электроэнергии с і-го класса напряжения на другие класса напряжения;
Але - суммарное перетекание электроэнергии по ЛЭП (через эквивалентный (групповой) сопротивление ЛЭП) і-го класса напряжения, дальше - перетекание по ЛЭП;
АТіІ - суммарное перетекание электроэнергии по трансформаторам (через эквивалентный (групповой) сопротивление трансформаторов) і-го класса напряжения, дальше - перетекание по трансформаторам;
АМЛі - перетекание электроэнергии ломим ЛЭП, что равняется
части электроэнергии, которая поступила на и степень напряжения и была отдана в собственные трансформаторы или трансформаторы потребителей и соседних лицензиатов-передатчиков без передачи по ЛЭП г-го класса напряжения.
Символом "А" обозначается активная составляющая электроэнергии; если не уточняется, то под сроком энергия (электроэнергия) следует понимать только ее активную составляющую.
Необходимой І достаточным признаком безпотерьной отдачи есть наличие границы балансовой принадлежности технологических затрат электроэнергии в электрических сетях между сетями лицензиата-передатчика и потребителя или соседнего лицензиата-передатчика на условно-объединенных шинах Ш li СБМ номинального напряжения Ui., т.е. потери электроэнергии в элементах сети (ЛЭП или трансформаторах), в которые поступает отпущенная в такой способ электроэнергия, не относятся на баланс лицензиата-передатчика.
Необходимым и достаточным признаком с потерями отдачи с наличие границы балансовой принадлежности технологических затрат электроэнергии в электрических сетях между сетями лицензиата-передатчика и потребителя или соседнего лицензиата-передатчика на условно-объединенных шинах Ш2І СБМ номинального напряжения Ui , т.е. отдача осуществляется с собственных ЛЭП лицензиата-передатчика в трансформаторы потребителей или трансформаторы (ЛЭП), что находятся на балансе потребителей или соседних лицензиатов-передатчиков, а итак потери электроэнергии в этих трансформаторах (ЛЭП) не относятся на баланс лицензиата-передатчика. Следует подчеркнуть, что сроки "Безпотерьная отдача" и "разорительная отдача" имеют смысл только для конкретной класса напряжения.
Трансформированный поток электроэнергии равняется сумме потоков электроэнергии, которые протекают по собственным трансформаторам лицензиата-передатчика одного класса напряжения на другого за расчетный период. Если имеет место трансформирования из любой класса напряжения распределительной сети в системообразующую через трансформатор, который относится к системообразующей сети, то такое трансформирование считается в данной методике не трансформированным потоком, а отдачей электроэнергии соседнему структурному подразделу лицензиата-передатчика из этой класса напряжения распределительной сети.
Значение затрат электроэнергии на хозяйственные нужды является составной частью значений отдачи электроэнергии потребителям.
На класса напряжения 0,38 кВ отсутствуют трансформаторы. Поэтому СБМ этой класса напряжения имеет вид, представленный на рисунке Г.2.
СБМ
Рисунок Г.2- СБМ класса напряжения 0,38 кВ

Г. 2.2 Основные уравнения баланса СБМ распределительной сети

С помощью основных уравнений баланса СБМ распределительной сети можно определить значение перетекания электроэнергии по ЛЭП и трансформаторах каждой класса напряжения.
Ниже представленные три основных уравнения баланса СБМ і-го класса напряжения, которые фактически представляют собой уравнение баланса для каждой с объединенных шин Шп Ш21 Ш3І СБМ номинального напряжения Ui :

где М. т - сменные технические расчетные потери электроэнергии в ЛЭП i-го класса напряжения;
ААТі -суммарные технические расчетные потери (сменные и постоянные) в трансформаторах i-го класса напряжения;
ΔАЗВВН - отчетные затраты электроэнергии на собственные нужды подстанций і-го класса напряжения.
На основе приведенных выше уравнений баланса определяют значение перетекания электроэнергии по ЛЭП Але и трансформаторах АТі. і-го класса напряжения:

Условно-отчетные ТВЕ і-го класса напряжения Δ АЗВі. определяют за формулой

N
гдеΔ Аj1

ЗЗТВЕ р


і- суммарное значение трансформированных потоков электроэнергии из других степеней напряжения на и степень
гдеΔ Аj/k - суммарное значение трансформированных потоков электроэнергии с ї-го класса напряжения на другие.
ЗЗТВЕ распределительной сети за расчетный период ΔАЗВ равняется


Отпуск (сальдированное поступление) электроэнергии в сеть Ам равняется:

Уравнение (Г. 1-Г.8) положено в основу ведомственной формы отчетности 1Б-ТВЕ "Структура баланса электроэнергии и технологических затрат электроэнергии в электрических сетях", которая является основным источником входной информации о структуре баланса электроэнергии.

Разработка НХТВЕ распределительной сети в виде эквивалентных (групповых) сопротивлений ЛЭП и трансформаторов

Общие положения
Во время расчета потерь электроэнергии в распределительной сети использования эквивалентных (групповых) сопротивлений обусловленное одной из двух причин:
• отсутствием достаточного объема входной информации для применения индивидуального расчета потерь в отдельных элементах (поэлементного расчета);
• нецелесообразностью (когда затраты работы со сбора и ввода необходимой информации для поэлементного расчета не оправдываются повышением,
точности расчета).
Данная методика предусматривает возможность определения технических расчетных потерь электроэнергии в агрегованих (групповых) элементах сети (ЛЭП и трансформаторах). Эквивалентное сопротивление может быть рассчитано для всех трансформаторов одного класса напряжения и для всех ЛЭП или части ЛЭП класса напряжения.
Как указывалось выше, поэлементний расчет потерь в трансформаторах данной методикой не предусмотрен, тому расчет сменных потерь в трансформаторах проводится на основе эквивалентных сопротивлений всех трансформаторов данной класса напряжения. Для ЛЭП предусмотренная возможность поэлементного расчета потерь. Поэтому, в общем случае, для той части ЛЭП каждой класса напряжения (кроме 0,38 кВ), потери в которой не рассчитываются поэлементно
определяется эквивалентный (групповой) сопротивление.

Г. 3.2 Расчет эквивалентного сопротивления ЛЭП
Г. 3.2. 1 Расчет эквивалентного сопротивления ЛЭП на основе данных о топологии
и реальных параметрах

Входной информацией для расчета эквивалентного сопротивления ЛЭП на основе данных о топологии и реальных параметрах есть принципиальная схема нормально*1 го режима работы сети. Пример распределительной сети одного степени кромки показан на рисунке Г.З.
Распределительная сеть
Рисунок Г. С - Распределительная сеть одного класса напряжения
На рисунке Г.С показанные: понижаемый трансформатор Т, который питает шины Ш подстанции и распределительные ЛЭП Л 1-Л6, что присоединенные к шинам этой подстанции. ЛЭП Л4 показанная в развернутом виде. ЛЭП Л2, ЛЗ, Л4, Л6 имеют приборы учета электроэнергии главного потока, а Л1, Л5 - не имеют приборов учета. Для ЛЭП Л4:0, 1,... , 8 - узлы; 0-1, 1-2, 2-3, 2-4 и т.д. - участка. В узлах 3, 4, 6, 7, 8 установленные один или больше трансформаторов (для ЛЭП 0,38 кВ - получают питание потребители). Узлы 1,2- узлы разветвления, узел 5 - узел присоединения ответвления 5-6.
ЛЭП может иметь только один главный участок. Если участок ЛЭП выполненная двумя или больше параллельными проводами или кабелями, то они представляются одним участком эквивалентной длины определенной марки провода или кабеля. Если для ЛЭП не проводится поэлементный расчет, то ЛЭП представляется собственным эквивалентным сопротивлением. Для ЛЭП, что состоит из одного участка, сопротивление равняется сопротивлению участка. Для ЛЭП, что состоит из двух и больше участков с разными параметрами (длина, места размещения присоединенных трансформаторов и их установленная мощность, марки проводов или кабелей), рассчитывается собственное эквивалентное сопротивление. На основе значений собственных сопротивлений ЛЭП для группы таких ЛЭП рассчитывается эквивалентное сопротивление ЛЭП класса напряжения.
Подадим вывод формулы расчета эквивалентного сопротивления ЛЭП. Исходя из определение эквивалентного сопротивления ЛЭП, запишем

где ΔРЛ - суммарные потери мощности в ЛЭП;
ΔРД1, ΔРд2,...,ΔРд" - потери мощности в участках ЛЭП. Подставим в формулу (Г.9) вместо величин потерь мощности в участках их классические выражения через тока и сопротивления:


где пД - количество участков ЛЭП;
ІДГ - ток, который протекает по главному участку.
Из формулы (ГО) определим RЕЛчерез другие величины

Пренебрегая потерями напряжения и считая равные напряжения в узлах одинаковыми, можно переписать формулу (Г.11) в виде

где SДІ- потоки полной мощности, которые протекают по участкам, МВА.
В распределительной сети в подавляющем большинстве случаев отсутствуют данные о потоках мощности и энергии в ветках ЛЭП и данные о нагрузке узлов. Всегда имеющаяся только информация об установленных в узлах мощности трансформаторов. Через указанное выше объективное обстоятельство во время вывода основной расчетной формулы для определения эквивалентного сопротивления принимаются единственно возможные, вынужденные предположения о равенстве коэффициентов загрузки трансформаторов, установленных в узлах, и равенство коэффициентов реактивной мощности во всех узлах ЛЭП. С учетом этих предположений, поток мощности через любой участок ЛЭП равняется

где к3 — коэффициент загрузки трансформаторов;
Si,.- суммарная присоединенная мощность участка; Δ SCумі -суммарные потери мощности в и участку и во всех участках, которые
питаются от нее.
Суммарная присоединенная мощность і-го участка равняется сумме мощностей трансформаторов, установленных в конечном узле і-ї участка, и мощностей трансформаторов, установленных в конечных узлах участков, которые питаются от і-го участка (непосредственно или через другие участки). Исходя из данного определения, суммарная установленная мощность главного участка равняется сумме мощностей всех трансформаторов, установленных в узлах данной ЛЭП. Можно также сказать, что суммарная присоединенная мощность участка равняется сумме мощностей трансформаторов, установленных в конце участка, и суммарных- присоединенных мощностей участков, которые непосредственно питаются от данного участка. Из-за того, что процент потерь мощности (энергии) от перетекания электроэнергии для сетей 3-6 кВ и выше никогда не превышает 5-6%, что ниже методической погрешности, а также учитывая, что на стадии расчета эквивалентных сопротивлений данные о потерях целиком отсутствуют, вторым слагаемым формулы (Г.13) можно презреть. С учетом вышесказанного, подставив (Г.13) в (Г.12) получим окончательную формулу расчета собственного эквивалентного сопротивления отдельной ЛЭП:

где Si. - суммарные установленные мощности участков;
SЛ - суммарная присоединенная мощность ЛЭП, или сумма мощностей всех трансформаторов, присоединенных к данной ЛЭП.
Определение эквивалентного сопротивления группы ЛЭП RЕ (или трансформаторов) одного номинального напряжения проводится на основе аналогичных допущений и логических предпосылок, которые и при выводе формулы расчета эквивалентного сопротивления отдельной ЛЭП. Расчетная формула имеет вид

где пл - количество ЛЭП, которые входят в группу, для которой рассчитывается эквивалентное сопротивление;
RЕЛі- эквивалентные сопротивления ЛЭП, которые входят в данную группу; SЛ] - суммарные присоединенные мощности ЛЭП, которые входят в данную группу; SΔсумма суммарных присоединенных мощностей всех ЛЭП, которые входят в данную группу.
Соответственно, если пл равняется количеству всех собственных ЛЭП данного номинального напряжения, то RЕ является эквивалентным сопротивлением всех ЛЭП данной класса напряжения. Таким образом полученные формулы расчета эквивалентного сопротивления для отдельной ЛЭП и групп ЛЭП на основе реальных данных об их топологии и параметрах элементов. Во время вывода формул указывались все принятые предположения, которое дает возможность судить о погрешностях методов расчета потерь электроэнергии, которые грунтуются на использовании эквивалентных сопротивлений. Г.3.2.2 Расчет эквивалентного сопротивления ЛЭП и групп ЛЭП по обобщенным параметрам
Г.3.2.2.1 Расчет эквивалентного сопротивления ЛЭП номинального напряжения 3-6 кВ и выше по обобщенным параметрам
Данная методика предусматривает возможность приближенного расчета эквивалентных сопротивлений групп ЛЭП любой класса напряжения без их кодирования по участкам. Такой расчет проводится на основе обобщенных параметров, которыми есть суммарная длина ВЛ и КЛ, количество воздушных и кабельных фидеров, суммарное количество подстанций и суммарная мощность трансформаторов, которые присоединены к воздушным и кабельным фидерам, суммарной приєднананої мощности трансформаторов и др.
Во время нормирования ТВЕ сетей номинального напряжения 3-6 кВ и высшее применение эквивалентных сопротивлений, определенных по обобщенным параметрам, разрешается только для экспертных (приближенных) расчетов и первичных расчетов на стадии освоения методики.
Методика содержит единый для всех степеней напряжения алгоритм определения эквивалентного сопротивления по обобщенным параметрам для любой группы ЛЭП одного номинального напряжения.
Алгоритм предусматривает определение эквивалентных сопротивлений отдельно ВЛ и КЛ одного номинального напряжения со следующим расчетом единого эквивалентного сопротивления.
Принимается предположение, что все участки ЛЭП выполнены проводом (кабелем) одного усредненного поперечного перереза. В таблице Г. 1 представленные усредненные значения поперечных перерезов ВЛ и КЛ для разных степеней напряжения,
полученные на основе обработки статистических данных. Таблица Г. 1 - Усредненные значения поперечных перерезов проводов (кабелей)

кВ

Поперечный перерез ВЛ,
мм2

Поперечный перерез КЛ, гг2

3-6

54,8

157,7

15-10

43,6

92,4

35-20

70,0

70,0

110(150)

120,0

150,0

Эквивалентное сопротивление ВЛ (или КЛ) одного номинального напряжения RЕ определяют за формулой

РАІ-питомий сопротивление алюминия, ( PАІ - 28,26 Ом-мм2/км); кси - коэффициент, который учитывает уменьшение эквивалентного сопротивления через наличие медных кабелей (принимается равным для ІІЛ 1,0, для КЛ-0,885);
F- усредненное значение поперечного перереза, гг2; Lсуммарная длина ВЛ (КЛ), км;
N— количество воздушных (кабельных) фидеров, шт.
Таким образом, за формулой (Г. 16) определяют эквивалентные сопротивления ВЛ RЕПЛи КЛ RЕКЛ данной класса напряжения. Эквивалентное сопротивление всех ЛЭП данной класса напряжения RЕ определяют по формуле

где SПЛи SКЛ- суммарные мощности собственных трансформаторов и трансформаторов потребителей и соседних лицензиатов-передатчиков, что присоединенные соответственно ВЛ и КД данной класса напряжения; SХ- суммарная мощность собственных трансформаторов, трансформаторов потребителей и соседних лицензиатов-передатчиков, присоединенных к ЛЭП данной класса напряжения.
Суммарная мощность собственных трансформаторов и трансформаторов потребителей и соседних лицензиатов-передатчиков, присоединенных к ЛЭП данной класса напряжения SΔ равняется:

Как показали исследование, погрешность данного метода (как правило, всегда отрицательная) может достигать за абсолютной величиной 50%. Попытки уточнить формулу (Г. 17) за счет введения дополнительной информации остались безуспешными, что лишний раз свидетельствует о недопустимости применения данного метода для определения эквивалентных сопротивлений в сетях 3-6 кВ и выше во время выполнения расчетов и нормирование ТВЕ. Применение метода расчета эквивалентного сопротивления ЛЭП номинального напряжения 3-6 кВ и выше по обобщенным параметрам следует ограничить пробными расчетами на этапе освоения программного обеспечения, пока процесс кодирования ЛЭП данного номинального напряжения еще не закончен. Г.3.2.2.2 Расчет эквивалентного сопротивления ЛЭП номинального напряжения 0,38 кВ по обобщенным параметрам
Прямое применение описанных выше алгоритмов для расчета эквивалентного сопротивления ЛЭП номинального напряжения 0,38 кВ есть невозможным из-за того, что для средней ЛЭП невозможно определить значение присоединенной мощности (заметим, что она сильно изменяется даже на протяжении пор) и количества участков.
Суммарные длины ВЛ и КЛ и количество воздушных и кабельных фидеров номинального напряжения 0,38 кВ, а также данные о трансформаторах 35-3/0,38 кВ, что питают сеть 0,38 кВ, - таким объемом данных исчерпывается входная информация для расчета эквивалентного сопротивления ЛЭП. Кроме того еще есть информация о потоках энергии и мощности за расчетный период. Но, соответственно основным требованиям относительно методик нормирования ТВЕ, режимная информация для расчета физических параметров сети не может быть использована.
ЛЭП класса напряжения 0,38 кВ представляют собой разветвленные древовидные схемы со значительно большей, сравнительно с ЛЭП других степеней напряжения, количеством участков. Как правило, распределение нагрузки от точки питания к конечным участкам имеет для большинства ЛЭП 0,38 кВ подобный характер.
Имеющиеся входные данные разрешают сформировать адекватную модель ЛЭП номинального напряжения 0,38 кВ для расчета потерь мощности и энергии.
Для вывода расчетной формулы для условной ЛЭП формируется последовательность из участков в порядке спадания их суммарной присоединенной мощности. Потом ЛЭП представляется в виде неразветвленной топологической схемы, где придерживается тот же принцип, который и при формировании указанной последовательности участков - к точке питания такой модельной ЛЭП расположенная ближе и участок, у которого величина суммарной присоединенной мощности большая. Очевидно, что первой (ближайшей к точке питания) будет главный участок, за ней размещается участок, который питается от главной и т.д. В дальнейшем будем называть такую модель ЛЭП "моделью потерь". Геометрической интерпретацией модели потерь служит объединение открытых отрезков (в геометрии - это отрезки, которым не принадлежат их границы), и каждый из которых символизирует собой участок. При этом длина отрезка равняется длине участка . (в масштабе).
На рисунке Г.4 изображенная модель потерь ЛЭП номинального напряжения 0,38 кВ, что имеет 10 участков (на самом деле, количество участков намного большее), длиной 0,885 км.

Точка питания Участка

потери ЛЭП

Рисунок Г.4 - Геометрическая интерпретация модели потерь ЛЭП номинальной напряжением 0,38 кВ
На рисунке Г.4 стрелками показанные места присоединения суммарных присоединенных мощностей Si. Отрезки являются открытыми, так как в общем случае концы отрезков в модели потерь не являются реально началами отрезков, которые следуют за ними. Очевидно, что сумма длин отрезков равняется длине ЛЭП.
На оси абсцисс координатной плоскости (рисунок Г. 5), начиная от начала координат, в указанном направлении, за порядком отложенные отрезки, длины которых уровни длинам соответствующих участков, а на оси ординат — величины суммарной присоединенной мощности участков. Точки 1-10 - границы между участками. Назовем координату X этих точек приведенным расстоянием от точки питания (ПВТЖ).

Рисунок Г.5
Обработка большого объема статистических данных показала, что для подавляющего большинства ЛЭП номинального напряжения 0,38 кВ (как КЛ, так и ВЛ) коэффициенты корреляции между величинами ПВТЖ и S лежат в пределах 0,70-0,85. Наименьшую погрешность зависимости S(х) от ПВТЖ дает ее описание нисходящей параболической функцией, которая показана на рисунке Г.6.

модель потерь ЛЭП
Рисунок Г.6- График функции S(х) модели потерь ЛЭП номинальной напряжением 0,38 Кв

Математически зависимость 3(х) описывается формулой

где S мах S MIN - соответственно максимальное и минимальное значения мощности, присоединенной к участкам ЛЭП; Lл - длина ЛЭП.
Замена зависимости SПВТЖ) указанной непрерывной зависимостью S(x) вносит дополнительную погрешность. Очевидно, что для произвольных точек А і В той само участка значения S одинаковое и равняется Sе а в данном случае значения функции S в точках А і В разные и равняют соответственно f( ХA),f( ХB) где ХА Хв -абсциссы точек А і В. Однако, из-за того, что количество участков ЛЭП большая, а длина участка относительно имела, эта составляющая погрешности небольшая. Кроме того, погрешности бывают как положительными, так и отрицательными, и потому по закону больших чисел их можно считать взаимно компенсированными.
Заметим, что условная разбивка на любое количество частей любого участка ЛЭП (как реальной ЛЭП, так и ее модели потерь) не влияет на величину эквивалентного сопротивления. Поэтому модель потерь можно условно разбить на неконченое множество элементарных участков длиной Δl. Расчетная величина суммарной присоединенной мощности каждого элементарного участка модели потерь ЛЭП; определяется, таким образом, за формулой (Г.19).


Исследование показали также, что закон изменения поперечного сечения проводов (кабелей) ЛЭП по участкам модели потерь имеет такой самый характер и также может быть описан зависимостью F=F(х), что аналогичная (Г. 19):
Считая функции F(х) и S(х) непрерывными (так как для элементарных участков x->0), выражение (Г. 14) для определения эквивалентного сопротивления ЛЭП для модели потерь записывается таким образом:

Коэффициент увеличения 1,33 в формуле (Г.21) учитывает систематическое занижение результата расчета эквивалентного сопротивления методом обобщенных параметров.
Введем понятие условной ВЛ и условной КЛ номинального напряжения 0,38 кВ.
Условная ВЛ (КЛ) номинального напряжения 0,38 кВ - это ЛЭП, которая имеет длину и суммарную мощность нагрузки, которые равны среднеарифметическим значениям, или математическим ожиданием соответствующих величин для всех ВЛ (КЛ) 0,38 кВ лицензиата-передатчика.
Применим формулу (Г.21) для расчета эквивалентных сопротивлений условной ВЛ и условной КЛ номинального напряжения 0,38 кВ. Из-за отсутствия реальной информации, принимаем следующие предположения:


где S ВЛ , Ssкл- соответственно мощности нагрузки условных ВЛ и КЛ. Запишем выражения для определения минимальных значений мощности нагрузки участков условных ВЛ и КЛ SПГГ . и Sкл . : ВЛ min КЛ min

Коэффициенты в приведенных выше выражениях также определены на основе опра­
цювання статистических данных.
Формулы расчета абсолютных величин SПЛ и SКЛ не подаем, так как расчет эквивалентных сопротивлений условной ВЛ RЕтл 038 и условной КЛ Rелкл 0,38 за формулами (Г. 19-Г.21) с учетом формул (Г. 22-Г.25) можно выполнить, представив нагрузка участков в относительных единицах - на результат расчета это не влияет. Интеграл в формуле (Г.21) определяется методом трапеций.


Эквивалентное сопротивление ЛЭП номинального напряжения 0,38 кВ RЕ0,38 рассчитывают за формулой

Эквивалентные сопротивления всех ВЛ и всех КЛ R. ЕПЛОΔИ и RЕКЯ<КІ8 определяют за формулами
где SΔ пл0.38 -SΔ КЛ0,38 - матиматичні ожидание величин суммарных по-
тужностей нагрузки, присоединенных соответственно ВЛ и КЛ.
Математические ожидания величин суммарных мощностей нагрузки рассчитываются за формулами

где n/0.38 - количество групп трансформаторов с номинальным напряжением вторичной 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,38 nC кло,38, - соответственно количество воздушных и кабельных фидере
0,38 кВ потребителей Sіпл/пл0,38- суммарная мощность трансформаторов группы с номиналы
ими напряжениями обмоток Ui/038 , присоединенных к ВЛ номинального напряжения Ui, которые питают ВЛ номинального напряжения 0,38 кВ;
Sікл/пл0,38 - суммарная мощность трансформаторов группы с номинальными напряжениями обмоток и/0 38, присоединенных к КЛ номинального напряжения Ui, которые питают ВЛ номинального напряжения 0,38 кВ;
Sікл/пл0,38 -суммарная мощность трансформаторов группы с номинальными напряжениями обмоток Ui/038, присоединенных к ВЛ номинального напряжения Ui которые питают КЛ номинального напряжения 0,38 кВ;
Sікл/пл0,38 - ~ суммарная мощность трансформаторов группы с номинальными напряжениями обмоток Ui/038, присоединенных к КЛ номинального напряжения Ui, которые питают КЛ номинального напряжения 0,38 кВ;
Kзіпл/пл0,38- математическое ожидание коэффициента загрузки трансформаторов группы с номинальными напряжениями обмоток Ui/038, присоединенных к ВЛ номинального напряжения Ui которые питают ВЛ номинального напряжения 0,38 кВ; Kзікл/пл0,38 - математическое ожидание коэффициента загрузки трансформаторов группы с номинальными напряжениями обмоток Ui/038, присоединенных к КЛ номинальной напряжение Ui которые питают ВЛ номинального напряжения 0,38 кВ; Kзіпл/кл0,38 ~ математическое ожидание коэффициента загруженной трансформаторов группы с номинальными напряжениями обмоток Ui/038, присоединенных к ВЛ номинального напряжения Ui которые питают КЛ номинального напряжения 0,38 кВ; Kзікл/кл0,38- математическое ожидание коэффициента загрузки трансформаторов группы с номинальными напряжениями обмотокUi/038 присоединенных к КЛ номинального напряжения Ui которые питают КЛ номинального напряжения 0,38 кВ.
Таким образом, трансформаторы, которые питают сеть номинального напряжения 0,38 кВ, разделенные на четыре группы в зависимости от того к которым (воздушных или кабельных) ЛЭП номинального напряжения 3-35 кВ они присоединены и какие (воздушные или кабельные) ЛЭП номинального напряжения 0,38 кВ они питают. В комбинированных случаях (например, когда трансформатор питает воздушные и кабельные ЛЭП) трансформатор относят к одной из четырех групп за доминирующим признаком.

Суммарные мощности групп трансформаторов с номинальными напряжениями обмоток Ui/038 известные, остается определить математические ожидания коэффициентов загрузки групп трансформаторов. Известно, что коэффициенты загрузки трансформаторов в первом приближении обратно пропорциональные длинам ЛЭП, от которых они питаются. Действительно, на практике наибольшие длине ЛЭП этих степеней напряжения встречаются в распределительных сетях, для которых характерные длинные и слабо загруженные ЛЭП. Соответственно, присоединенные к ним трансформаторы также слабо загружены.

Математические ожидания коэффициентов загрузки трансформаторов любой с четырех указанных групп, с учетом сказанного выше, определяют методом линейной аппроксимации. В качестве исходных предельных точек, необходимых для построения апроксимаційних зависимостей, принимают точки с координатами (LMAX K3MIN) i (LMINI K3MAX)
Предельные значения длин ЛЭП Lтinj ,Lтах] и коэффициентов загрузки трансформаторов к3тіпґк3ітх; представленные в таблицах Г. 2 и Г. З.
Таблица Г.2 - Предельные значения длин ЛЭП номинального напряжения 3-35 кВ

кВ

Типы ЛЭП

Минимальная длина, км

Максимальная длина, км

35-20

ВЛ

10,0

35,0

10-3

ВЛ
КЛ

0,5 0,5

15,0 3,0

Таблица Г.З - Предельные значения коэффициентов загрузки трансформаторов 35-3/0,38 кВ

Uном,
кВ

Группа трансформаторов

Предельные значения коэффициентов загрузки трансформаторов (mах/min), что питают:

ВЛ 0,38 кВ

КЛ 0,38 кВ

35-20

Присоединенные к ВЛ Присоединенные к КЛ

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

-

10-3

Присоединенные к ВЛ Присоединенные к КЛ

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

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

Формула для расчета математического ожидания коэффициента загрузки группы трансформаторов, например 10 кВ, что присоединенные к ВЛ номинального напряжения 10 кВ и питают КЛ номинального напряжения 0,38 кВ, представленная ниже:

где LЛ10 - средняя длина ВЛ номинального напряжения 10 кВ.
Аппроксимирующие формулы для трансформаторов других групп и степеней напряжения составляются аналогично к формуле (Г.31).
Итак, путем тождественных преобразований, приняв ряд вынужденных предположений, получен алгоритм расчета эквивалентного сопротивления ЛЭП номинального напряжения 0,38 кВ по обобщенным параметрам сетей.
Г. 3.3 Расчет эквивалентных сопротивлений трансформаторов разных степеней напряжения


Формула расчета эквивалентных сопротивлений трансформаторов RЕТі представлена ниже без вывода

где RЕТІ - эквивалентное сопротивление собственных трансформаторов г-го класса напряжения;
SΔi. - суммарная мощность собственных трансформаторов i-го класса напряжения;
ΔРпривКЗі- приведенные потери мощности к.з. собственных трансформаторов і-го класса напряжения. Приведенные потери мощности к.з. рассчитывают за формулой


(Г.ЗЗ)

где п2и,п3і- соответственно количество групп дво- и трехобмоточных собственных трансформаторов г-го класса напряжения с разнообразным объединением номинальных напряжений обмоток;
К СН3іj - усредненный коэффициент загрузки обмоток среднего напряжения j-ї группы собственных трансформаторов i-го класса напряжения;
кзт- коэффициент, который учитывает увеличение потерь через неравномерность загрузки и разброса номинальных мощностей трансформаторов.
Коэффициент Kзт определяют за формулой


где SHmaxіSHminі ~ соответственно максимальное и минимальное значения номинальных мощностей собственных трансформаторов i-го класса напряжения;
SНКІ - номинальные мощности собственных трансформаторов i-го класса напряжения;
птр - количество собственных трансформаторов то класса напряжения.
Для расчета коэффициента загрузки обмоток среднего напряжения трехобмоточного трансформатора принимается среднеэксплутационная величина на основе измерений.


где п- количество трансформаторов j-ої группы трансформаторов.

Усредненный коэффициент загрузки обмоток среднего напряжения j-ї группы собственных трансформаторов i-го класса напряжения KCH3ijопределяют за формулой

Вычисление составляющих технических расчетных потерь электроэнергии распределительной сети

Вычисление сменных расчетных потерь электроэнергии в ЛЭП
Вычисление сменных потерь электроэнергии в ЛЭП без приборов учета главного потока электроэнергии
Методика предусматривает возможность как группового, так и индивидуального расчета сменных потерь электроэнергии в ЛЭП. ЛЭП, для которых не задается необходимая информация для поэлементного расчета (как минимум, значение главных потоков энергии (ГПЕ) ЛЭП с приборами учета за расчетный период), выделяют в отдельную группу. Для этой группы ЛЭП і-го класса напряжения определяют эквивалентное сопротивление и рассчитывают потери электроэнергии от суммарного перетекания энергии по этим ЛЭП за формулой

где Тр - число часов в расчетном периоде;
Rелi эквивалентное сопротивление і-ї группы ЛЭП без приборов учета ГПЕ;
АБОЛі - суммарное перетекание энергии по ЛЭП і-ї группы без приборов учета ГПЕ за расчетный период;
-дисперсионный коэффициент увеличения потерь электроэнергии через неравномерность графика нагрузки і-ї группы ЛЭП;
кНІ - коэффициент увеличения потерь через неравномерность распределения нагрузки по фазам ЛЭП і-ї группы ЛЭП;
U- номинальное напряжение і-ї группы ЛЭП;
tg(Фi)- коэффициент реактивной мощности і-ї группы ЛЭП. Суммарное перетекание энергии по ЛЭП без приборов учета ГПЕ определяют разностью между перетоками электроэнергии по ЛЭП АЛИ, которое определено за формулой (Г. 4), и суммой значений ГПЕ ЛЭП с приборами учета ГПЕ

где Nлгпе - количество ЛЭП с приборами учета ГПЕ;
АГПЕЛs - значение ГПЕ sЛЭП с приборами учета.
Коэффициент реактивной мощности tg(фі.) нормируется для каждой класса напряжения. Нормативные значения коэффициента реактивной мощности представленные в таблице Г.4.
Таблица Г.4- Нормативные значения tg(фі.)

UHi Кв

tg(фі)

150-3

0,75

0,38

0,62

Значение коэффициента увеличения потерь через неравномерность распределения нагрузки по фазам ЛЭП номинального напряжения 0,38 кВ кНі принимается равным 1,35, для всех других степеней напряжения - 1,0.
Дисперсионный коэффициент увеличения потерь электроэнергии через неравномерность графика нагрузки есть разным для разных степеней напряжения. Он принимается одинаковым для всех элементов степени одного напряжения, кроме ЛЭП, потери электроэнергии в которых рассчитываются за индивидуальными данными, а для таких ЛЭП он задан явным образом.
Для степени с высочайшим номинальным напряжением распределительной сети лицензиата-передатчика дисперсионный коэффициент d рассчитывают за формулой ,

где Ртах,Р,Ртin - соответственно максимальное, средняя и минимальная нагрузки распределительной сети за расчетный период. Средняя нагрузка распределительной сети лицензиата-передатчика Р определяют за формулой

где АнΔ - суммарное несальдированное поступление электроэнергии в распределительную сеть за расчетный период;
АСУСБТВΔ, АСУСВΔ- суммарные значения соответственно безпотерьной и с потерями отдачи электроэнергии соседним лицензиатам-передатчикам за расчетный период.
. Значение величин Ртах, Ртіп, что задаются для распределительной сети, определяются, как правило, с низкой достоверностью. Вследствие этого, значение дисперсионного коэффициента и, итак, расчетные потери электроэнергии могут занижаться. Если рассчитанное за формулой (Г39) значение дисперсионного и коэффициента за расчетный период для высочайшей степени номинального напряжения не превышает его минимального значения, которое указано в таблице Г. 5, то во время вычисления потерь электроэнергии значения дисперсионного коэффициента принимается равным минимальному табличному. Таблица Г. 5 - Минимальные значения дисперсионного коэффициента сі


Расчетный период

Высочайшее номинальное напряжение, кВ

110(150)

35(20;15)

10(6;3)

0,38

Январь

1,28

1,33

1,39

1,44

Февраль

1,29

1,36

1,43

1,51

Март

1,30

1,39

1,48

1,57

Апрель

1,31

1,42

1,52

1,63

Май

1,32

1,44

1,57

1,69

Июнь

1,33

1,47

1,61

1,75

Июль

1,33

1,47

1,61

1,75

Август

1,32

1,44

1,57

1,69

Сентябрь

1,31

1,42

.. 1,52

1,63

Октябрь

1,30

1,39

1,48

1,57

Ноябрь

1,29

1,36

1,43

1,51

Декабрь

1,28

1,33

1,39

1,44

На степенях более низкого номинального напряжения "розмахи" нагрузок на протяжении расчетного периода более широкие, чем на степенях более высокого номинального напряжения, и, соответственно, значение дисперсионного коэффициента большие. Коэффициенты перерасчета значений дисперсионных коэффициентов с одного класса напряжения на другого представлены в таблицы Г.6.

Г. 6 — Коэффициенты перерасчета значений дисперсионных коэффициентов


Расчетный период

110(150)-» 35(27,5;20;15) кВ

35(20; 15) -» 10(6;3) кВ

10(27,5;6;3) ~> 0,38 кВ

Январь

1,043

1,042

1,040

Февраль

1,056

1,053

1,050

Март

1,068

1,064

1,060

Апрель

1,081

1,075

1,069

Май

1,092

1,085

1,078

Июнь

1,104

1,094

1,086

Июль

1,104

1,094

1,086

Август

1,092

1,085

1,078

Сентябрь

1,081

1,075

1,069

Октябрь

1,068

1,064

1,060

Ноябрь

1,056

1,053

1,050

Декабрь

1,043

1,042

1,040

Вычисление сменных потерь электроэнергии в ЛЭП с приборами учета главного потока электроэнергии -
Методика предусматривает возможность поэлементного расчета сменных потерь электроэнергии в ЛЭП, т.е. индивидуального расчета потерь в отдельных ЛЭП по их собственным данным. Необходимым и достаточным условием, которое обеспечивает возможность такого расчета для любой ЛЭП, есть наличие (задание пользователем) информации о значении потока электроэнергии через главный участок ЛЭП за расчетный период, которое определяется по показам счетчика, установленного в начале главного участка ЛЭП (фидера). Кроме этого, используется также следующая входная информация за расчетный период:

• значение среднеэксплуатационного уровня напряжения в точке питания
UГ(если информация о величине Ur отсутствующая, то она принимается
равной 1,05UНОМ

  1. среднеэксплуатационное значение коэффициента реактивной мощности
    tg(( рГ) главного участка ЛЭП (если информация о значении tg( фг)
    отсутствующая, то его значение принимается равным нормативному значен­ию
    согласно таблице Г. 4);
  2. минимальное и максимальное значение потока активной мощности по головному участку - соответственно РМАХГ РМINГ
  3. величины потребления электроэнергии АҐГП и среднеэксплуатационное
    значение коэффициентов реактивной мощности tg( ф,) в узлах ЛЭП,
    кроме начального узла (точки питания).

Потребление электроэнергии узла за расчетный период равняется сумме всех отдач электроэнергии в собственные трансформаторы сети, которые установлены в данном узле, и всех отдач в трансформаторы и ЛЭП потребителей и соседних лицензиатов-передатчиков, которые присоединены к данному узлу. Т.е., потребление электроэнергии узла есть интеграл графика активной нагрузки узла за расчетный период.
Если любые присоединения к данному узлу, которые находятся не на балансе данного лицензиата-передатчика, включенные в схему собственной ЛЭП, а не представленные эквивалентной нагрузкам (мощностью), то такие присоединения рассматриваются как элементы (участка) собственной ЛЭП. Отдача электроэнергии в эти присоединения не учитывается в значении величин потребления узлов, к которым они примыкают.
Таким образом, поток энергии, которая поступает по участку в узел со стороны точки питания, равняется сумме потребления энергии в узле и всех потоков энергии в участках, которые непосредственно связаны с данным узлом. Порядок расчета неизвестных (не заданных) значений потребления электроэнергии і-го узла АТПі представленная в Г. 4.1. 2.1- Г.4.1.2.4.
Если информация о значении коэффициента реактивной мощности нагрузки в i-му узле ЛЭП tg(фі,) отсутствующая, то его значение принимается равным значению коэффициента реактивной мощности главного участка ЛЭП tg(фі,)
Назовем узлы, в которых заданные значения потребления электроэнергии узлов, "узлами с учетом ГПЕ", другие узлы - "узлами без учета ГПЕ". Введем также понятие режима средней нагрузки (РСН) ЛЭП и приведем алгоритм его расчета.
РСН ЛЭП - это упроченный электрический режим ЛЭП, в котором значение нагрузок в ее узлах равняют математическим ожиданиям, что уровни частице от деления значений потребления электроэнергии в узлах за расчетный период на число часов в расчетном периоде.
Алгоритм расчета РСН ЛЭП представлено ниже:
Г.4.1.2.1 Рассчитывают значение среднего за расчетный период главного потока полной мощности:

где Аг - значение потока электроэнергии через главный участок ЛЭП за
расчетный период.
Г4.1. 2.2 Определяют средние за расчетный период полные мощности нагрузки узлов с учетом ГПЕ:

где А, - значение потребления электроэнергии в і-му узле, определенные за
показами приборов учета;
ΔS0ТРі-сумарні потери полной мощности в трансформаторах, установленных в і-му узле.
Учет в формуле (Г.41) суммарных потерь полной мощности в трансформаторах необходимое из-за того, что приборы учета установлены, за небольшим исключением, из стороны низшего или среднего номинального напряжения трансформаторов. Эти потери определяют за формулой

где Z ETY- - эквивалентное полное сопротивление трансформаторов, установленных в
і-му узле;
Δ SНХі- суммарное значение полных потерь н.х. в трансформаторах, установленных в і-му узле;
бы - среднестатистическое значение процента потерь энергии (постоянных и сменных) в трансформаторах данной класса напряжения. Эквивалентное полное сопротивление трансформаторов определяют за формулой, которая аналогичная формуле (Г.14). Сопротивление и суммарное значение полных потерь н.х. каждого трансформатора определяют за справочником за его номинальной мощностью.
Среднестатистические значения процента потерь энергии в трансформаторах для разных степеней напряжения представленные в таблице Г.7. Г.7 - Среднестатистические значения процента потерь энергии в трансформаторах

Uн, кВ

ΔU %

150-110

1,8

35-20

2,0

15-3

4,0

где п0 - количество узлов с учетом ГПЕ.
Г. 4.1. 2.4 Определяют нагрузки в узлах без учета ГПЕ Sjбо;

Г.4.1.2.3 Определяют суммарную нагрузку в узлах без учета ГПЕ за формулой

где пбо - количество узлов без учета ГПЕ;
Sj, Sk - установленные мощности трансформаторов в узлах.
Г.4.1.2.5 Рассчитывают РСН ЛЭП.
Во время расчета РСН точка питания является балансировочным узлом, в ней фиксируется модуль напряжения, которое равняется модулю напряжения в точке питания UГ . Расчет РСН проводится классическим методом расчета упроченного электрического режима, поэтому приводить здесь общеизвестный алгоритм нет потребности. В результате расчета, кроме другого, получаем также первые приближения расчетного значения главного потока мощности S(m)Гі небаланса мощности Δ S(m)Г
Значение небаланса мощности ΔS(m) Г равняется:

где т- номер приближения.


Г.4.1.2.7 Повторяют расчеты за формулами (Г.45) и (Г.47) до тех пор, пока не будут выполнены следующие условия:

Г. 4.1. 2.6 Распределяют небаланс между узлами без учета ГПЕ. Новые значения нагрузок і-х узлов без учета ГПЕ Δ S(m)Гопределяют

где Δp, Δq - допустимые погрешности определения соответственно активной и реактивной составных ГПЕ.
Допустимые погрешности принимаются равными 0,5% от соответствующих величин, которые отвечает высочайшему классу точности приборов учета электроэнергии, которые применяются в электрических сетях.
Сходимость изложенного метода обусловлена тем, что с каждым новым шагом величина небаланса, который есть фактически функцией увеличения потерь от прироста нагрузки, будет уменьшаться.
Итак, получен расчет РСН ЛЭП, в котором генерация балансировочного узла и нагрузку в узлах с учетом ГПЕ строго равняют их средним значениям за расчетный период, а нагрузка узлов без учета ГПЕ определенные исходя из предположение о равенстве коэффициентов загрузки трансформаторов, установленных в этих узлах.
Полученные в результате расчета РСН значение нагрузок в узлах, где не установленные приборы учета, могут быть использованные для выявления участков сети с повышенными потерями и мест безучетного потребления электроэнергии.
Математическое ожидание потерь активной мощности в k-и ЛЭП с приборами учета ГПЕ М[Δ Р]к равняется значению потерь активной мощности в РСН:

Сменные расчетные потери электроэнергии в и ЛЭП номинального напряжения 3-6 кВ и выше с приборами учета ГПЕ за расчетный период Δ Ак определяют за формулой
Дисперсионный коэффициент увеличения потерь электроэнергии через неравномерность графика нагрузки для k-Ї dк ЛЭП с приборами учета ГПЕ определяется по формуле, которая аналогичная формуле (Г. 38). Во время его определения используют собственные значения Ртах,Р,Ртіп ДЛЯ данной ЛЭП. Если эти значения не заданные, то в формулу (Г.49) подставляют значение дисперсионного коэффициента, которое определено для класса напряжения в целом за формулой (Г.38).

Г. 4.2 Вычисление сменных расчетных потерь электроэнергии в трансформаторах

Методика предусматривает вычисление сменных потерь электроэнергии в трансформаторах каждой класса напряжения на основе использования значений групповых эквивалентных сопротивлений трансформаторов и суммарного перетекания энергии по этим трансформаторам.
Сменные расчетные потери электроэнергии в трансформаторах i-го класса напряжения Δ АТР3и определяют за формулой

где Тр - число часов в расчетном периоде RЕТі- эквивалентное сопротивление трансформаторов то класса напряжения; АTi.- суммарное перетекание энергии по трансформаторам i-го класса напряжения;
UНІ - номинальное напряжение i-го степени;
кHi - коэффициент увеличения потерь через неравномерность распределения нагрузки по фазам трансформаторов i-го класса напряжения;
dі; -дисперсионный коэффициент увеличения потерь электроэнергии через неравномерность графика нагрузки i-го класса напряжения;
tg(фi)- коэффициент реактивной мощности i-го класса напряжения. Эквивалентное сопротивление трансформаторов і-го класса напряжения определяют за формулой (Г.32).
Суммарное перетекание энергии по трансформаторам і-го класса напряжения определяют за формулой (Г.5).
Значение коэффициента реактивной мощности і-го класса напряжения tg(фі) принимают равными значением, которые представлены в таблицы Г.4.
Значение коэффициента увеличения потерь через неравномерность распределения нагрузки по фазам трансформаторов с номинальным напряжением обмоток низшего напряжения 0,38 кВ кНІ принимается равным 1,1, а для трансформаторов с номинальным напряжением обмоток низшего напряжения 3 кВ и выше - 1,0.
Дисперсионный коэффициент увеличения потерь электроэнергии через неравномерность графика нагрузки і-го класса напряжения dі определяют за формулой (Г. 38) с учетом коэффициентов перерасчета, представленных в таблице Г. 6.
Вычисление условно-постоянных расчетных потерь электроэнергии в трансформаторах распределительной сети
Условно-постоянные потери в трансформаторах распределительной сети состоят из потерь электроэнергии н.х. трансформаторов и потерь электроэнергии в трансформаторах с номинальными напряжениями обмоток низшего напряжения 0,38 кВ и схемой соединений обмоток "звезда/звезда с нулевым выводом" через неравномерность распределения нагрузки по фазам обмоток низшего напряжения.
Условно-постоянные расчетные потери в трансформаторах вычисляют с учетом следующих предположений:
•составляющую потерь электроэнергии н.х. всех трансформаторов распределительной сети рассчитывают за среднеэксплуатационною напряжением, что равняется номинальному напряжению трансформаторов, к которой приведенные паспортные (каталогу) данные потерь мощности н.х., и расчетным временами работы трансформаторов, которая равняется числу часов в расчетном периоде;
• увеличение потерь электроэнергии в трансформаторах с номинальными напряжениями обмоток низшего напряжения 0,38 кВ и схемой соединений обмоток "звезда/звезда с нулевым выводом" через неравномерность распределения нагрузки по фазам обмоток низшего напряжения учитывают применением
во время расчета коэффициента увеличения потерь в трансформаторах через неравномерность распределения нагрузки по фазам трансформаторов.
Условно-постоянные расчетные потери электроэнергии в трансформаторах і-го класса напряжения распределительной сети Δ АТРРМniі определяют за формулой

где Δ Р нхj — суммарные значения потерь мощности н.х. групп трансформаторов і-го класса напряжения с одинаковым объединенным номинальных напряжений обмоток и номинальными напряжений»
мы обмоток низшего напряжения 6(3) кВ и выше;
пгр - количество групп трансформаторов і-го класса напряжения с одинаковым объединением номинальных напряжений обмоток и
номинальными напряжениями обмоток низшего напряжения
6(3) кВ и выше;
п гро,с8- количество групп трансформаторов і-го класса напряжения с одинаковым объединением номинальных напряжений обмоток и номинальными напряжениями обмоток низшего напряжения 0,38 кВ и схемой соединений обмоток "звезда/звезда с нулевым выводом";
Δ Р нх0,38 суммарное значение потерь мощности н.х. в трансформаторах і-го класса напряжения с номинальными напряжениями обмоток низшего напряжения 0,38 кВ и схемой соединений обмоток "звезда/звезда с нулевым выводом". кНТЇІУ- коэффициент увеличения потерь в трансформаторах через неравномерность распределения нагрузки по фазам трансформаторов со схемой соединений обмоток "звезда/звезда с нулевым выводом".
Суммарные значения потерь мощности н.х. групп трансформаторов і-го класса напряжения с одинаковым объединением номинальных напряжений обмоток определяют за паспортными данными, а при их отсутствии - за каталоговыми, что представленные в приложении Б.
Значение коэффициента увеличения потерь в трансформаторах через неравномерность распределения нагрузки по фазам трансформаторов со схемой соединений обмоток "звезда/звезда с нулевым выводом" кнп/г принято равным 1,05.

Г. 5 НХТВЕ распределительной сети в виде аналитической зависимоститехнических расчетных потерь в элементах электрических сетей от режимных факторов

Г.5.1 НХТВЕ в виде аналитической зависимости технических расчетных потерь в элементах электрических сетей от режимных факторов и базовых потоков электроэнергии разрабатывают на основе результатов расчета НЗТВЇ за базовый год с использованием НХТВЕ в виде эквивалентных сопротивлений ЛЕГ. и трансформаторов. Во время расчета аналитической зависимости принимаются два предположения:

  1. условно-постоянные потери мощности в элементах сети (потери мощности н.х. трансформаторов и потери мощности в других элементах
    остаются неизменными;
  2. сменные потери энергии в ЛЭП и трансформаторах изменяются пропорционально квадратам величин базовых потоков энергии.

В качестве базовых потоков энергии принимаются величины поступления или отпуска электроэнергии в сеть за базовый год и расчетный период.
Г. 5.2 Сменные технические расчетные потери электроэнергии в ЛЭП Δ Алзі трансформаторах Δ Атзі рассчитывают за следующими формулами:


где ΔАЛз., ΔА ТЗі - соответственно прогнозные значения сменных технических расчетных потерь электроэнергии в ЛЭП и трансформаторах на и расчетный период;
ΔАБРЛз ΔАБРТз- соответственно значение сменных технических расчетных потерь электроэнергии в ЛЭП и трансформаторах за базовый год;
Тр- число часов в базовом году;
Тр. — число часов в расчетном периоде;
Албі'-Атбі ~ соответственно базовые потоки электроэнергии по ЛЭП и трансформаторах за расчетный период; АББр - базовый поток энергии за базовый год.
Значение условно-постоянных потерь электроэнергии в трансформаторах ΔАТnі в других элементах ΔАIHi. и нормативных затрат электроэнергии на собственные нужды подстанций и распределительных пунктов АВПі определяют за формулами:

где ΔАТпі, ΔАТпі АвпІ - соответственно прогнозные значения постоянных-условно-постоянных технических расчетных потерь электроэнергии в трансформаторах, других элементах и нормативных затрат электроэнергии на собственные нужды подстанций и распределительных пунктов на расчетный период;
ΔАБРТn ΔАБРIn ΔАБРВП- соответственно значение постоянных-условно-постоянных технических расчетных потерь электроэнергии в трансформаторах, других элементах и нормативных затрат электроэнергии на собственные нужды подстанций и распределительных пунктов за базовый год.
Формулы (Г. 52-Г.53) записанные для распределительной сети в целом. Такие же формулы можно записать для отдельных степеней напряжения или их групп. При этом точность расчета существенным образом увеличивается.
Г.5.3 Фактором, который обуславливает значительную погрешность данного метода, есть вынуждено распространение усредненной структуры поступлений и отдач электроэнергии за прошлый год на все периоды расчетного года. Суммарная погрешность вычисленного таким образом НЗТВЕ в распределительной сети может составлять не меньше чем 15-20%. Поэтому применение данного метода для ежемесячного вычисления НЗТВЕ за отчетным балансом электроэнергии не допускается. Этот метод может использоваться только как один из методов вычисления прогнозных НЗТВЕ распределительной сети.
Оптимальный объем входных данных
При минимальном объеме входных данных потери электроэнергии по данной методике исчисляются с использованием групповых эквивалентных сопротивлений элементов сетей, определенных по обобщенным данным. Погрешность такого расчета высочайшая и его результаты могут применяться только для вычисления оценочных значений расчетных ТВЕ. Такой подход может также применяться на начальной стадии внедрения методики.
Максимальный объем входных данных, возможность использования которого предполагается данной методикой, может дать высочайшую точность расчета. Однако ни один передатчик-передатчик-лицензиат-передатчик не имеет реально в своем распоряжении такого объема данных малый-мал-малый-маленький-через-малый охват распределительных сетей, особенно сельских, приборами учета и средствами телеизмерений. Кроме того, даже если бы передатчик-передатчик-лицензиат-передатчик имел в своем распоряжении все эти данные, необходимые затраты работы на проведение такого расчета навряд или практически разрешили бы достичь теоретически необходимую высокую точность расчета, хотя бы через недостоверность имеющихся входных данных.
Для регулярных расчетов следует определить технологический минимум - это тот оптимальный объем входных данных, который разрешает достигать необходимую точность расчета при минимальных затратах работы на проведение расчета.
Ниже представлен ряд рекомендаций относительно определения технологического минимума.
Все сети, кроме 0,38 кВ, должны обязательно кодироваться. Для ЛЭП, которые имеют учет ГПЕ, следует задавать значение ГПЕ и проводить для этих ЛЭП поэлементный расчет, так как эквивалентирования является вынужденным приемом, который приводит к значительной погрешности. Особенно это касается ЛЭП, которые работают в режиме, который радикально отличается за определенными показателями от режима работы других ЛЭП, и ЛЭП с более высоким уровнем потерь, сравнительно с другими ЛЭП.
В случае поэлементного расчета потерь в ЛЭП рекомендуется, по возможности, задавать, кроме ГПЕ, и все другие параметры, включая потребление электроэнергии в узлах, особенно в узлах с нехарактерной нагрузкой. Если на ЛЭП 6-10 кВ, что имеют большое количество узлов, практически обеспеченная возможность получения значений потребления электроэнергии в большинстве узлов, то для экономии сил и времени рекомендуется задавать значение только для узлов из высоким сравнительно с другими узлами уровнем потребления, и особенно для узлов, в которых коэффициент загрузки трансформаторов сильно отличается от других.



 
« Методика складання структури балансу електроенергії в електричних мережах 0,38-150 кВ   Методические рекомендации по работе с потребителями »
электрические сети