CC BY
28
внимание общую тенденцию уменьшения энергопотребления, то подобные устройства представляются перспективными в автоматизированных электроприводов.
Л И Т Е Р А Т У Р А
1. М а р г о л и н Ш. М. Электропривод машин непрерывного литья заготовок. - М.: Металлургия, 1987. -297 с.
2. Л о г в и н В. В. Электропривод кристаллизатора машины непрерывного литья заготовок // Литейное производство. - М., 1998. - № 5. - С. 28.
3. Е ф и м о в А. А., Ш р е й не р Р. Т. Активные преобразователи в регулируемых электроприводах переменного тока / Под общ. ред. Р. Т. Шрейнера. - Новоуральск: Изд-во НГТИ, 2001.-250 с.
Представлена кафедрой автоматизированного
электропривода Поступила 22.03.2004
УДК 621.316.1.017
ОЦЕНКА И АНАЛИЗ РЕЖИМОВ И ПОТЕРЬ ЭЛЕКТРОЭНЕРГИИ
В ЭЛЕКТРИЧЕСКИХ СЕТЯХ 6-20 КВ НА ОСНОВЕ ПРОГРАММНО-ВЫЧИСЛИТЕЛЬНОГО КОМПЛЕКСА «ДЕЛЬТА»
Докт. техн. наук, проф. ФУРСАНОВ М. И., ЖЕРКО О. А.
Белорусский национальный технический университет
Значительная часть электрической энергии транспортируется по сильно разветвленным распределительным сетям 6-20 кВ. Эти сети работают в основном в разомкнутом режиме и характеризуются большой размерностью (на балансе электрических сетей насчитывается более 500 распределительных линий (РЛ)), динамизмом развития вследствие непрерывного увеличения электропотребления, недостаточной информационной обеспеченностью. Указанные специфические особенности данных сетей требуют разработки адекватных алгоритмизированных методов оценки и анализа режимов и потерь электроэнергии в сетях, ориентированных на применение современных математических методов и вычислительных средств, организованных структур хранения и управления информацией.
В статье изложены основные концептуальные положения по расчету и анализу режимов и потерь электроэнергии, реализованные в виде высо-косервированного промышленного комплекса программ «Дельта» [1, с. 153-198; 2, с. 30-34; 5, с. 10]. Комплекс предназначен для оценки и анализа режимов, определения и анализа величины, структуры и доверительных интервалов потерь электроэнергии в электрических сетях 6-20 кВ на основе как детерминированных, так и вероятностно-статистических моделей в условиях различной степени неполноты режимной информации, решения других технологических задач электрических сетей.
Общие сведения о комплексе «Дельта». Программно-вычислительный комплекс (ПВК) «Дельта» написан с использованием алгоритмических языков высокого уровня (Delphi и Borland C++ Builder) для операционных систем Windows 9х, NT, XP. Программы комплекса объединены единой сервисной оболочкой. Редактор исходной информации и расчетные модули ПВК работают в независимом режиме (функционально не зависят друг от друга), что позволяет настраивать расчетные модули комплекса на использование практически любой реляционной базы данных (БД). В информационном плане комплекс «Дельта» полностью состыкован с разработанным в БНТУ программным обеспечением для решения основных технологических задач городских электрических сетей 6-20 кВ с несколькими источниками питания [3, с. 34-39].
Комплекс позволяет выполнять:
• поэлементные расчеты и анализ режимов электрических сетей 6-20 кВ на основе детализированной исходной информации, в том числе и в условиях неполноты режимных данных;
• оперативную оценку режима сети с использованием телемеханической режимной информации;
• определение и поэлементный анализ величины и структуры потерь электроэнергии в сетях 6-20 кВ на основе детерминированных математических моделей;
• расчет и анализ величины, структуры и доверительных интервалов потерь электроэнергии в электрических сетях 6-20 кВ на основе вероятностно-статистических моделей в условиях различной степени неполноты режимной информации;
• расчет нормативных технических характеристик потерь;
• оценку величины емкостных токов и токов замыкания на землю; анализ возможностей отключения разъединителями зарядных и нагрузочных токов, а также токов однофазного замыкания на землю;
• расчет и анализ токов двух- и трехфазных коротких замыканий (КЗ), коэффициентов чувствительности максимальных токов защит (МТЗ);
• расчет эквитоковых кривых;
• выдачу вспомогательных статистического материала и диагностических сообщений об ошибках;
• ведение собственной базы данных в формате Paradox;
• оперативное обновление базы данных.
Поэлементные расчеты и анализ режимов электрических сетей 620 кВ выполняются для определения параметров режима по участкам распределительных линий 6-20 кВ и основаны на использовании детализированной сетевой и режимной информации. Для обеспечения качественных поэлементных расчетов требуются режимные данные по одновременно снятым нагрузкам понижающих трансформаторных подстанций (ТП) 6-20/0,38 кВ, что возможно только при оснащении всех ТП устройствами телемеханики.
Анализ имеющейся в сетях режимной информации показал, что на данном этапе для выполнения поэлементных расчетов можно ориентироваться на следующие режимные показатели: значения напряжений на питающих шинах, фазные токи, потоки энергии и коэффициенты мощности на «го-
ловных» участках распределительных линии, эпизодические замеры токов фаз по понижающим ТП 6-20/0,38 кВ, телемеханические режимные данные по отдельным ТП. По потребительским линиям и подстанциям, как правило, известен расход электроэнергии за расчетный промежуток времени. Учитывая, что некоторые из перечисленных режимных данных могут отсутствовать, предложено несколько вариантов поэлементных расчетов и анализа сетей 6-20 кВ [1, с. 69-72].
Вариант 1. Базовым (основным) служит вариант расчета, в котором одновременно задаются токи и поток электроэнергии на «головном» участке распределительной линии и режимная информация по нагрузочным узлам (токи ТП и потоки электроэнергии). В силу того, что нагрузки ТП естественным образом разнесены во времени, рассчитать потокораспределение в схеме линии простым суммированием токов по первому закону Кирхгофа не представляется возможным, поскольку расчетный ток на «головном» участке линии будет отличаться от замеренного, например в режиме наибольших нагрузок. Предлагается следующий способ уточнения режимных характеристик распределительных сетей 6-20 кВ. В основу определения потокораспределения положена итерационная процедура расчета режима сети, основанная на достижении балансов между расчетными (вычисленными аналитическим путем) и замеренными (фактическими) значениями токов и потоков электроэнергии на «головных» участках линий. Балансы (в пределах заданной точности расчета) достигаются за счет корректировки (увеличения или уменьшения) первоначально заданных значений токов и потоков электроэнергии по ТП.
Процедура уточнения нагрузок по понижающим трансформаторным подстанциям описана ниже.
1. Находим разность А/ между замеренным /ф (взятым из режимной ведомости) и расчетным /ргу (вычисленным согласно первому закону
Кирхгофа по заданным нагрузкам ТП) токами на «головном» участке линии:
- А/ = /фгу " /ргу . (1)
2. Определяем величину этой разности в процентах
|±А/|
А/% -!■ -100% . (2)
/ фгУ
3. Сравниваем расчетную величину ± А/% с заданной точностью расчета по току -А/Д0П%
А/% -А/д0П% < 0. (3)
При выполнении данного условия переходим к уточнению потоков энергии. В противном случае уточняем первоначально заданные токовые нагрузки ТП (пункты 4, 5).
4. Приводим величину А1 к стороне 0,38 кВ с учетом коэффициентов кт и кн
± А/ни = ±1^. (4)
где кт - коэффициент трансформации ТП; кн - коэффициент неодновременности снятия нагрузок.
5. Распределяем величину ±Л1нн пропорционально первоначально заданным токовым нагрузкам ТП IС]-. Для этого вначале определяем сумму / токов 1Ы
Ic = Е , (5)
С
j=i
где т - общее количество трансформаторов 6-20/0,38 кВ.
6. Вычисляем откорректированный («новый») ток Iн- для каждого
7-го ТП
IHj =
±А!нн I. +1.
Т С С
(6)
Корректировка токов может осуществляться за несколько итераций, после чего аналогичным образом с учетом потерь в сети уточняются потоки электроэнергии.
В ряде случаев сбор нагрузок по понижающим трансформаторным подстанциям - весьма трудоемкая, а иногда и невыполнимая задача. В такой ситуации нагрузки подстанций определяются путем пропорционального распределения режимных данных «головного» участка распределительной линии в соответствии с адекватными режимными характеристиками ТП, в простейшем случае, по номинальным мощностям трансформаторов.
Вариант 2. Из режимной информации известно только значение 1ф. В этом случае токовые нагрузки ТП I. вычисляются по формуле
ГТ 1
Ij =(1фгу - 4с . (7)
ном.с т
где 1х.с - суммарный ток холостого хода; SH0Mj. - номинальная мощность
j-го трансформатора; SH0MC - суммарная установленная мощность трансформаторов РЛ.
Вариант 3. Известны значения 1фгу и k токовых нагрузок ТП Icj-. В этом случае
( k \ £ном 1фгу - 4с - X Icj | m-к°Щ . (8)
Е з,
4j =
i=1
' °номг'
=k
Определение и поэлементный анализ величины и структуры потерь электроэнергии в сетях 6-20 кВ на основе детерминированных математических моделей выполняется путем поэлементных расчетов режимов электрических сетей.
В схеме отдельной разомкнутой сети 6-20 кВ суммарные потери электроэнергии Л Ж состоят из трех составляющих
С
АЖ - АЖл + АЖт + АЖХ,
(9)
где АЖл - суммарные нагрузочные потери электроэнергии на линейных участках схемы; АЖт - то же в трансформаторах; АЖХ - суммарные потери электроэнергии в стали трансформаторов. Величина АЖл определяется по формуле
К (1 + 182Фг).
АЖл А^ -£'^ ' (10)
где - поток активной энергии на 7-м участке схемы; tgфг■ - коэффициент реактивной мощности; и { - напряжение (равно номинальному напряжению сети); Т - расчетный период (месяц, квартал, год); к ^ - коэффициент формы графика нагрузки; г - активное сопротивление участка; п - общее количество линейных участков. Значение tgфг■ равно отношению
где Жд^ - поток реактивной электроэнергии на 7-м участке схемы; ЖР7 -поток активной электроэнергии.
Значения , WPi и tgфг■ вычисляются в процедуре определения пото-
кораспределения при проведении поэлементных расчетов и анализа режимов.
Квадрат коэффициента формы кф ■ вычисляется по формуле
(ша V
к 2 -
фг ~
М + 0,82
V к* /
(11)
где кз7 - коэффициент заполнения графика нагрузки, равный относительному числу часов использования наибольшей активной нагрузки Тнб 7:
Т Ж ■
kзi -Т; - рр-. (12)
Т Pнбi
Нагрузочные потери электроэнергии на трансформаторных участках схемы АЖт определяются аналогичным образом.
Постоянные потери электроэнергии в стали трансформаторов АЖХ равны АЖХ - АРХТ и вычисляются с учетом фактического напряжения в
сети и^
АРх -1АРх,
1 -1
л
ином
■ -1
■ -1
где Лр - потери холостого хода 7-го трансформатора (паспортные данные).
Все искомые величины ЛЖ, ЛЖл, ЛЖт, ЛЖХ и сумма (ЛЖл + ЛЖт) рассчитываются как в именованных единицах, так и в процентах по отношению к потоку электроэнергии на головном участке РЛ.
Определение и анализ величины, структуры и доверительных интервалов потерь электроэнергии в электрических сетях 6-20 кВ. В силу имеющихся неизбежных погрешностей исходных данных (информационных погрешностей) потери электроэнергии вычисляются не точно. Наличие погрешностей в расчете потерь приводит к тому, что физические потери электроэнергии в некоторой степени будут отличаться от их расчетных значений, полученных в виде точечной оценки при поэлементных расчетах потерь. Для объективного сравнения физических и расчетных потерь необходимо знать погрешности последних, на основе которых определяются соответствующие доверительные интервалы расчетных значений потерь.
Погрешности исходных данных можно считать независимыми случайными величинами, распределенными по нормальному закону. В силу этого информация о параметрах, входящих в (10), может быть отнесена к классу вероятностно-определенной информации. При отсутствии систематических ошибок в ее задании относительная среднеквадратичная погрешность расчета нагрузочных потерь в линиях 5(ЛЖ) определяется в виде отношения среднеквадратичного отклонения с(ЛЖЛ) к математическому ожиданию М(ЛЖЛ) [6, с. 107-128]
5*ж>МШШ -
где
Ж2 (1 + 1в2ф) 2
ЛЖл = р и2/ФЧг3л . (15)
В (15) гзл - эквивалентное по потерям электроэнергии сопротивление линейных участков схемы, а все другие величины - режимные показатели РЛ.
На основе анализа (14) как функции случайных аргументов получено аналитическое выражение для оценки погрешности расчета величины ЛЖл в РЛ, которое имеет вид:
5(ЛЖл ) =
452Ж)+| 4Ы4|2 52Ы+452(из)+52(кф)+52^). (16)
11+0ёФ)
Оценка величины погрешности нагрузочных потерь электроэнергии на трансформаторных участках схемы 5(ЛЖт) осуществляется аналогичным образом. При известной погрешности расчета потерь холостого хода
в трансформаторах электрических сетей 6-20/0,38 кВ 5(ДЖх) погрешность расчета потерь электроэнергии по схеме РЛ 5(ДК) определится по формуле
8(ДЖ) = д/52К )+52К)+52(Жх ), (17)
а соответствующий доверительный интервал [6, с. 161-173] расчетных значений потерь будет равен
ДК [1 ± ¿а5(ДК)], (18)
где 1а - табличное значение критерия Стьюдента для выбранного уровня значимости а.
Оценка потерь электроэнергии в электрических сетях 6-20 кВ на основе вероятностно-статистических моделей. ПВК «Дельта» позволяет выполнять оценку потерь электроэнергии в электрических сетях 6-20 кВ на основе вероятностно-статистических моделей. Комплекс автоматически строит и анализирует статистические модели эквивалентных сопротивлений электрических сетей в функции их обобщенных параметров (суммарные длина линий, установленная мощность трансформаторов, общее число линий, трансформаторов и т. п.) на основе поэлементных расчетов потерь [1, с. 61-68]. По мнению авторов, используемые в комплексе статистические модели должны применяться вне зависимости от принятой в электрических сетях идеологии расчетов. Они компактны и наглядны, позволяют контролировать ход расчетов, сопоставлять качество построения электрических сетей в различных регионах, выполнять перспективные прогнозные расчеты, намечать стратегию снижения потерь.
Выбор вида статистической зависимости из определенного класса функций производится до некоторой степени произвольно. Это объясняется отсутствием формализованных приемов, которые образовали бы строгую теоретическую базу для выбора вида уравнения регрессии. Поэтому авторы рекомендуют использовать уравнения регрессии:
линейное
3
ц = а0 + а1 х1 + а2 х2 + а3 х3 = а0 + ^ аг хг (19)
г=1
и нелинейное (степенного вида)
3
ц = ь0 хЬ х22 хЬ3 = Ь0 ^ хЬ . (20)
г=1
При использовании степенной модели требуется информация по каждой распределительной линии сети, а для линейной модели - только суммарные обобщенные данные по всей сети. Поэтому с точки зрения сокращения затрат на сбор и обработку информации линейная статистическая модель предпочтительнее.
Расчет нормативных технических характеристик потерь. Электрическая сеть 6-20 кВ очень размерна и характеризуется достаточно большими протяженностью и количеством энергетического оборудования.
В силу этого выполнять расчеты потерь по месяцам года и элементам сети - весьма трудоемкая задача, требующая значительных временных затрат. Выходом из этой ситуации может послужить построение и использование нормативной характеристики технических потерь (НТХП) АЖорм .
В основу НТХП положена зависимость технических потерь электроэнергии от влияющих факторов (отпуска электроэнергии Ж и расчетного периода Т)
Ж2
АЖнорм = А-+ СТ + АЖт , (21)
норм Т т
где А, С - соответственно коэффициенты, характеризующие нагрузочную и условно-постоянную составляющие потерь; АЖт - для сетей 6-20 кВ -сумма трех составляющих расхода электроэнергии: расход на собственные нужды подстанций АЖПС , относительный недоучет электроэнергии АЖу и потери электроэнергии, обусловленные токами утечки через изоляторы АЖИЗ.
Расчет зависимости технических потерь электроэнергии от основных влияющих факторов выполняется комплексом «Дельта» автоматически.
Параметры нормативной характеристики достаточно стабильны [4, с. 114-139], поэтому, рассчитанные однажды, они могут применяться в течение длительного периода времени (5-7 лет), по крайней мере до тех пор, пока не произойдут существенные изменения в схемах сетей.
Для более наглядного представления зависимости технических потерь электроэнергии и ее составляющих в функции Ж изображаются в комплексе «Дельта» в графическом виде.
Оценка величины емкостных токов и токов замыкания на землю; анализ возможностей отключения разъединителями зарядных и нагрузочных токов, а также токов однофазного замыкания на землю. Расчет емкостных токов 1С и токов замыкания 1сз на землю выполняется по рекомендуемым ниже аналитическим соотношениям [7, с. 196199],
а в качестве исходной информации используются топологические параметры сети и каталожные (измеренные) данные по удельным емкостным про-
водимостям Ь0 проводов и кабелей:
П П / V
1с =Е 4= ином Ш ), (22)
1=1 1=1
где 17 - длина 7-й ветви распределительной линии; п - общее число ветвей;
П П / V
1сз =Е 1сзз = ином ). (23)
1=1 1=1
Отключение разъединителями зарядных и нагрузочных токов, а также токов однофазного замыкания на землю осуществляется в случаях, когда:
4 < !вд; 4 < 1ВД; 4 з < !Сзд- (24)
Индекс «д» относится к допустимым значениям токов - соответственно Т , 1нд, 1сзд для различных объектов электрических сетей. Например, для
открытых электроустановок 1сд = 2 А; 1нд = 12 А; 1сзд = 6 А .
Расчет и анализ токов двух- и трехфазных КЗ. Расчет токов двух- и трехфазных КЗ (Т^, ) выполняется по формулам [7, с. 188-194], в которых в качестве исходной информации используются названные выше параметры схемы сети, эквивалентные параметры, заданные в виде активного Яс и реактивного Хс сопротивлений системы току КЗ, номинальное напряжение на шинах центра питания (ЦП) ином или напряжение на шинах ЦП при КЗ иКЗ, зафиксированное регистрирующими приборами:
л 2
ТКЗЗ = 2 ТКЗЗ ; (25)
1кзз = _ „ и;т, 2; (26)
т =_икз (27)
■'кзз _ i— г~,;-7'
Щ К + X2
где Лп, Хп - соответственно активное и реактивное сопротивления петли от шин ЦП до точки КЗ;
=1 (Г0г1г ) ; X = £ ХА ), (28)
п / - \ 0г г / ' п
г=1 г=1
где г0 г и х0 г - соответственно удельные активное и реактивное сопротивления участка; А - длина участка; т - общее число участков сети от шин ЦП до точки КЗ.
Расчет и анализ коэффициентов чувствительности максимальных токов защит. С целью анализа работы защиты в качестве основной и резервной производится расчет коэффициентов чувствительности кч максимальных токовых защит по выражениям [7, с. 300-309]:
К = 1кзз.т1по ; (29)
сз
1 ТКЗЗ.тт.р /-> кчр =-Т-- , (30)
сз
где /КЗЗтт , ТКЗЗтт - соответственно минимальные токи короткого замыкания в защищаемых основной и резервной зонах; 1сз - первичный ток срабатывания защиты.
Исходными данными служат результаты расчетов токов двух- и трехфазных КЗ. Токовая защита считается чувствительной, если: кчо > кчод;
кчр > кчрд . Индекс «д» относится к допустимым значениям коэффициентов соответственно и k. Значения этих коэффициентов равны
^од = 1,7; kчрд = 1,2. Величины и k определяются по формулам (29) и (30).
Расчет эквитоковых кривых производится с целью определения расстояния L от шин ЦП до места КЗ. Исходными данными служат результаты расчетов токов двух- и трехфазных КЗ на шинах ЦП 1КЗ7 при моделировании коротких замыканий в конце каждого 7-го участка сети, а также величина тока КЗ на «головном» участке РЛ !КЗи, зафиксированная регистрирующим прибором. Значения 1КЗ7 вычисляются по выражениям (25)-(27). Равноудаленные точки эквитоковой кривой определяются из
m
условия 1КЗп = 1ККЗ7, а расстояние от шин ЦП до точки КЗ L^ = ^ li - по
i =1
формулам (28).
Ведение базы данных. В настоящее время в электрических сетях эксплуатируются различные системы управления базами данных (СУБД) -Oracle, FoxPro, Paradox, Access и др. Это означает, что предприятия могут использовать разные схемы (структуры) хранения информации о параметрах схемы электрических сетей и режимную информацию. Выбор информации из базы данных осуществляется с помощью запросов языка SQL. В случаях, если на предприятии сетей база данных еще не сформирована, ПВК «Дельта» предлагает использовать собственную БД. Параметры схемы сети описываются в БД следующими показателями: начало и конец участка сети; марка провода (кабеля); длина участка; тип потребительского трансформатора; тип трансформатора связи (при его наличии); трансформатор тока и напряжения; тип и положение коммутационного аппарата; признак балансовой принадлежности участка и т. д. Для проводов (кабелей), потребительских трансформаторов, трансформаторов связи, катушек индуктивности и типовых графиков нагрузки предусмотрены соответствующие каталоги и возможности их уточнения и корректировки. Режимная информация представлена широким спектром параметров, в частности электроэнергия, активная и реактивная мощности, токи и напряжения и т. д.
Для облегчения восприятия исходной информации пользователю предлагается табличная и графическая формы ее представления. Графическое отображение схемы формируется программным путем на основе топологии сети. Фрагмент такой графической схемы, выполненной с использованием графического модуля комплекса «Дельта» на примере реальной электрической сети, показан на рис. 1.
Для удобства работы пользователю предоставляется ряд сервисных возможностей:
• просмотр схемы сети с использованием прокрутки и масштабирования изображения;
40
• изменение конфигурации сети с целью приближения к реальным условиям, корректировка параметров и добавление (удаление) элементов схемы (секций шин, разъединителей, выключателей, воздушных и кабельных линий, трансформаторов и т. д.);
• оперативный поиск информации на схеме;
• элементы паспортизации электрических сетей, позволяющие оперативно просматривать и изменять паспортные данные;
• предварительный анализ схемы сети перед печатью.
Рис. 1. Фрагмент схемы электрической сети Оршанских ЭС
Разработанный графический модуль представляет собой самостоятельную отдельную программную единицу ПВК и может использоваться при решении других задач электрических сетей, выходящих за рамки данной статьи.
Результаты расчетов по программам комплекса «Дельта» могут представляться в трех разновидностях: в табличной форме, в виде диаграмм и на графическом отображении электрической сети.
При выдаче результатов расчета в табличном виде предусмотрены возможности показа и скрытия требуемых колонок таблиц; сортировки информации по различным критериям; предварительного просмотра результатов перед печатью.
Модуль графического отображения сети позволяет выполнять следующие функции:
• выделение объектов сети с недопустимыми параметрами режима;
• одновременное редактирование исходных данных и просмотр результатов расчета режима;
• оперативное отображение показателей режима при изменении состояния коммутационной аппаратуры.
Основные сервисные свойства комплекса «Дельта»:
• Комплекс «Дельта» функционирует в операционной системе Windows.
• Удобный редактор баз данных, предоставляющий возможность создавать и редактировать все параметры элементов по сетям 6-20 кВ в удобной для пользователя форме.
• Исходная информация и расчетные модули комплекса работают в функционально независимом режиме, что позволяет настраивать расчетные модули комплекса на считывание информации практически из любой реляционной БД.
• Расчет и анализ режимов и потерь электроэнергии можно производить в условиях различной режимной обеспеченности сетей, а в ряде случаев и топологической информации, с учетом технических и организационных возможностей сетевого предприятия.
• Возможность работы комплекса «Дельта» в режиме «on-line» (с использованием режимных данных устройств телемеханики).
• Экспорт данных и результатов расчета в текстовые файлы.
• Вывод на печать табличной, графической и текстовой информаций.
• Настройка программ комплекса с учетом индивидуальных пожеланий пользователя.
Внедрение ПВК «Дельта»:
• РУП «Минскэнерго» (Минские кабельные и электрические сети, Борисовские электрические сети);
• РУП «Гомельэнерго» (Гомельские, Жлобинские, Мозырьские и Ре-чицкие электрические сети);
• РУП «Брестэнерго» (Брестские, Пинские, Пружанские и Баранович-ские электрические сети);
• РУП «Могилевэнерго» (Могилевские (совместно с РИК-97 Могилев-ских электрических сетей) и Климовичские электрические сети);
• РУП «Витебскэнерго» (Оршанские и Глубокские электрические сети);
• РУП «Гродноэнерго» (Гродненские электрические сети).
В Ы В О Д
Разработанный ПВК «Дельта» позволяет решать широкий спектр технологических задач электрических сетей по расчету и анализу режимов и снижению потерь электроэнергии в условиях эксплуатации и может использоваться в автоматизированной системе «АРМ диспетчера», а также в научно-исследовательских и учебных целях.
ЛИТЕРАТУРА
1. Ф у р с а н о в М. И. Методология и практика расчетов потерь электроэнергии в электрических сетях энергосистем. - Мн.: Тэхналопя, 2000. - 247 с.
2. Обучающая диалоговая система для оценки, нормирования и снижения потерь электроэнергии в электрических сетях энергосистем / М. И. Фурсанов, О. А. Жерко, В. Г. Коро-люк, А. В. Вериго // Энергетика... (Изв. высш. учеб. заведений и энерг. объединений СНГ). - 1996. - № 1-2. - С. 30-34.
3. Ф у р с а н о в М. И., М у х а А. Н. Программно-вычислительный комплекс «ООРБЯ» для расчета и оптимизации распределительных (городских) электрических сетей 10 (6) кВ // Энергетика. (Изв. высш. учеб. заведений и энерг. объединений СНГ). - 2000. -№ 3.-С. 34-39.
4. Ж е л е з к о Ю. С., А р т е м ь е в А. В., С а в ч е н к о О. В. Расчет, анализ и нормирование потерь электроэнергии в электрических сетях: Руководство для практических расчетов. - М.: Изд-во НЦ ЭНАС, 2003. - 280 с.
5. М о д е л и р о в а н и е разомкнутых электрических сетей в условиях АСУ / М. И. Фурсанов, О. А. Жерко, А. Н. Муха // Материалы междунар. 53-й науч.-техн. конф. профессоров, преподавателей, научных работников и аспирантов БГПА. - Мн.: БГПА, 1999. - С. 10.
6. В е т ц е л ь Е. С., О в ч а р о в Л. А. Теория вероятностей и ее инженерные приложения: Учеб пособие для втузов. - 2-е изд. - М.: Высш. шк., 2000. - 480 с.
7. Б у д з к о И. А., З у л ь Н. М. Электроснабжение сельского хозяйства. - М.: Агро-промиздат, 1990. - 496 с.
Представлена кафедрой электрических систем Поступила 14.12.2004
УДК 621.382.2:53.072
ЭЛЕКТРИЧЕСКИЕ МОДЕЛИ ПОЛУПРОВОДНИКОВЫХ ИЗМЕРИТЕЛЬНЫХ ПРЕОБРАЗОВАТЕЛЕЙ
Докт. техн. наук, проф. СЫЧИК В. А., инженеры УЛАСЮК Н. Н., ШУМИЛО В. С.
Белорусский национальный технический университет
В связи с эффективным внедрением интегральной технологии в производство многофункциональных измерительных преобразователей, сформированных на основе полупроводниковых приборных структур, резко возрастает количество пленочных компонентов. В процессе разработки измерительных преобразователей (ИП) возрастает необходимость анализа и параметрической оптимизации переходных характеристик таких структур.
Решение данных вопросов при минимальных вычислительных затратах производим с помощью макромоделей полупроводниковых ИП, воспроизводящих с достаточной степенью адекватности поведение схемы ИП для входных, передаточных и выходных характеристик. При формировании электрической модели ИП используем принципы упрощения, на основании которых синтезируем их формальные и блочные макромодели.
Обобщенную схему формальной модели ИП формируем из следующих блоков (рис. 1а): входного, реализующего динамические входные характе-
