CC BY
6Н.Г. Семёнова, А.Ю. Бахчеев
ПРОГРАММА ОПРЕДЕЛЕНИЯ ОСНОВНЫХ ПАРАМЕТРОВ РАСПРЕДЕЛИТЕЛЬНОЙ СЕТИ 6-10КВ ДЛЯ УДАЛЕННЫХ ОБЪЕКТОВ ЭЛЕКТРОСЕТЕВОГО ХОЗЯЙСТВА
В статье представлен алгоритм и результаты расчёта установившегося режима участка распределительной сети 6-10кВ, с проведением сравнительного анализа параметров сети полученных с помощью программы расчёта режимов и фактических параметров электрической сети.
Ключевые слова: расчет установившихся режимов, алгоритм расчёта установившегося режима, сравнение расчётных и экспериментальных параметров.
Анализ электрический сетей 6-10 кВ показывает, что основные линии с наибольшей нагрузкой проектировались в конце 70-х - начале 80-х годов прошлого столетия для обеспечения бесперебойной работы предприятий народной промышленности. Во время экономического кризиса конца 90-х годов часть сетей, земель и предприятий, по которым пролегают транзитные линии электропередач, оказалась передана сторонним организациям. Так же были смещены центры электрических нагрузок городов поле массового сокращения производств. При этом топология распределительных сетей не подвергалась кардинальным изменениям в виду экономической нецелесообразности.
Данная ситуация привела к затруднению доступа обслуживающего персонала для проведения планового обслуживания и замеров электрических нагрузок.
Для решения данной задачи могут быть использованы мобильные платформы с установленной на них программой мониторинга распределительной сети. Основными требованиями к программе являются: простота использования; минимальный объем; быстродействие программы точность и достоверность получаемых результатов. Таким образом, целью данной работы является разработка программы для расчета различных режимов функционирования электрической сети 6-10 кВ с возможностью установки на мобильные устройства.
При разработке программы мониторинга распределительной сети в качестве экспериментального участка была выбрана подстанция «С» 35/10кВ с тремя отходящими линиями 10кВ, с диспетчерскими наименованиями С-1, С-6, С-7. Расположенные в поселке «З» Оренбургской области, имеющие разветвлённую сеть с достаточной протяженностью линий, имеющий в своём составе удаленные и труднодоступные участки.
В качестве демонстрации расчета установившихся режимов работы выбран фидер С-7. Исходные данные электрооборудования схемы электроснабжения взяты из паспортов электрооборудования, полученные в центральной диспетчерской службы электросетевого предприятия Оренбургской области. В состав Л-10кВ ф.С-7 входят 9 ТП (ТП-3175, 3174, 3176, 3173, 3172, 3167, 3169), общей мощностью Р=0,815 МВт и р=0,243 МВар, ЛЭП выполнены проводом марки АС-95, общей протяженностью 9,925 км. Топология ЛЭП ф.С-7 представлена на рисунке №1.
© Семёнова Н.Г., Бахчеев А.Ю., 2021.
Рис. 1. Л-10кВ фидер С-7
Для удобства ввода данных в автоматизированную программу расчета установившихся режимов работы параметров Л-10кВ ф.С-7 необходимо разделить исходную схему на 13 участков, в соответствии с узлами схемы.
Рассмотрим алгоритм расчёта данного участка представленный ниже.
Расчет параметров установившихся режимов работы Л-10кВ ф.С-7. Расчет режима по заданным напряжению питающего узла и мощностям нагрузок сводится к итерационному процессу с последующим уточнением параметров режима. Расчет параметров может быть выполнен с любой требуемой точностью.
[3]
Рис. 2. Схема замещения сети
Начало расчета начинается с выбором начальных приближений во всех узлах. [6] В качестве нулевых приближений используются:
•номинальные значения напряжений сети; •среднее напряжение заданного класса напряжений; •напряжение балансирующего узла. Рассмотрим алгоритм
•Задание начального приближения в искомом узле:
и(0) = UH • е'0
(1)
•Расчет токовой нагрузки на первой итерации:
i(1) = l2
s7
V3 •и.
(0)
(2)
•Расчет тока нагрузки на первой итерации:
as^M^)2^ (3)
•Расчет потока в конце участка 1-2 и тока в продольном сопротивлении 2:
A5«=52+A5«; ¿(1) = ^ + £2 (4)
•Определение потерь мощности в продольном сопротивлении:
А5" = ТШ^ ^ = 3 ^ (£(1))2/ (5) )
•Вычисление потока в начале 1-2:
51н2(1) = 5к2(1) + Д5к(1) (6)
Первая итерация заканчивается, результатом расчета является поток З^1 в точке 1, где известно напряжение У1. На следующем этапе осуществляется обратный ход первой итерации и направлены на уточнение напряжение в узле 2.
(1)
•Уточняется напряжение Щ :
и2(1) = ^1 -АУ1(2), (7)
(1)
где , определяется по следущей формуле:
aü1(1) = Ü2(1)-;5Ü1h2(1), (8)
12 2 12
ü(1) = u1 - дин2(1) -да^, (9)
pl(1) D I л1(1) 1
Д^н2(1) = Р12 Д + 912 (10)
Ü1
Ph(1)F 4- nl(1)i? = (11)
Ü1
Вычисление модуля напряжения:
^ = - А^^)2 + (<^1н2(1))2, (12)
5Н2(1) = агс(^-^^2—- (13)
12 и1 - диН2(1)
•Окончание заканчивается проверкой точности расчета установившегося режима:
^-^^е, (14)
К^-^Н^, (15)
где е и требуемые параметры точности вычисления модуля и угла напряжений, то расчет заканчивается.
Если расчет не заканчивается, то расчет следует повторить, начиная с пункта 2, заменив начальное приближение на У2(1) с углом 51(1). Все индексы увеличиваются на 1.
Расчет повторяется до достижения заданной точности, т. е. до выполнения неравенств:
— < (16) К(2)-*2-1)!<*, (17)
где к - номер итерации.
Рис. 2. Алгоритм расчета установившегося режима работы
Представленный выше алгоритм реализован в программе Microsoft Excel - «Расчет УР электрической сети», интерфейс программы представлен на рисунке №3.
в
Файл Главная
Программа тип №2 [Режим совместимости] - Excel (С"
Разметка границы Формулы Дэнньге Рецензии
Разработчик ABBYY FineReader 12 Acrobat Ç Чговыхотитедаап
Обычный Страничным Разиетка Представлен! режим страницы Pfxruw просмотра книги
.'.шейка 3 Стропа формул Й Села 2 Заголовки
^ а
IG в
п
Масштаб 100% Масштаб по Новое Упорядочит вьедепеннои/ окно все Масштаб
Q Разделить
СС Рядом И] Синхрон»
. . _.т___ _,______,_______прокрутка
Закрепить__Перейти
области' LI Отобразить Щ Восстановить расположениеокна другоеокн
Œ И
Макросы
3
л L N о Р Q AD АЕ AF АН AI AI АО AQ AR AS AT AJ AW АХ AY AZ BA BB ВС
3 1жом. if Наименование присоединение Моя] II ость ТП Рв. 11Вт Qu. Мвар L, км Мирка провод а Сечение R, Ом X, Ом 1 доп. ии„, кВ au, ж Un, kB Un, kB AU, KB jAU, kB Pu, МВт Qk, MBap 4P, МВт ла MBap Рнач., МВт Онач., кВар |н,А
4 10 10 10,500
5 10 Т1Т-3174 400 0,050 0,015 6,13 АС 95 1,876 2,581 330,000 10 0,289 10,500 10,471 0,029 0,024 0,120 0,030 0,000 0,000 0,120 0,030 6,822
6 10 ТП-3175 400 0,070 0,015 0,16 АС 95 0,049 0,067 330,000 10 0,004 10,471 10,471 0,000 0,000 0,070 0,015 0,000 0,000 0,070 0,015 3,947
7 10 ТГ-3176 400 0,070 0,015 0,17 АС 95 0,053 0,072 330,000 10 0,048 10,500 10,495 0,005 0,004 0,696 0,188 0,000 0,000 0,697 0,188 39,686
ä 10 0,77 АС 95 0,236 0,325 330,000 10 0,194 10,495 10,476 0,019 0,016 0,625 0,172 0,001 0,001 0,626 0,173 35,752
9 10 ТП 3172 400 0,195 0,075 0,21 АС 95 0,064 0,088 330,000 10 0,023 10,476 10,473 0,002 0,002 0,265 0,078 0,000 0,000 0,265 0,078 15,228
10 10 тг-зш 400 0,070 0,003 0,38 АС 95 0,116 0,159 330,000 10 0,008 10,473 10,473 0,001 0,001 0,070 0,003 0,000 0,000 0,070 0,003 3,863
11 10 0,82 АС 95 0,251 0,345 330,000 10 0,117 10,476 10,464 0,012 0,010 0,360 0,093 0,000 0,000 0,360 0,094 20,522
12 10 ТП-3170 250 0,120 0,030 0,13 АС 95 0,040 0,055 330,000 10 0,009 10,464 10,463 0,001 0,001 0,190 0,033 0,000 0,000 0,190 0,033 10,641
13 10 ТП 3171 400 0,070 0,003 0,33 АС 95 0,101 0,139 330,000 10 0,007 10,463 10,462 0,001 0,001 0,070 0,003 0,000 0,000 0,070 0,003 3,866
И 10 0,38 АС 95 0,116 0,160 330,000 10 0,028 10,464 10,461 0,003 0,002 0,170 0,060 0,000 0,000 0,170 0,060 9,951
15 10 ТП 3167 250 0,085 0,030 0,02 АС 95 0,005 0,006 330,000 10 0,001 10,461 10,461 0,000 0,000 0,085 0,030 0,000 0,000 0,085 0,030 4,975
16 10 ТП-3166 400 0,085 0,030 0,43 АС 95 0,132 0,181 330,000 1D 0,016 10,461 10,460 0,002 0,001 0,085 0,030 0,000 0,000 0,085 0,030 4,376
Расчет параметров установившегося режима работы электрической
Рис. 3. Интерфейс программы для расчёта электрической сети
Согласно графиков очередных замеров нагрузки за 2021 год таблица 1, снятие показаний производилось 20 января 2021 года [2]. Оперативным персонал осуществил снятие нагрузок токоизмерительными клещами FLUKE 319 в РУ-0,4кВ с отходящих групп ТП-3174, ТП-3175, ТП-3176, ТП-3172, ТП-3173, ТП-
3170, ТП-3171, ТП-3167, ТП-3166. Далее диспетчерами оперативно-технологического управления происходит снятие с приборов телемеханики в контрольных точках сети показаний тока и напряжения на стороне 10кВ.
Таблица 1
Анализ полученных результатов_
Наименование Фидера Связь с узлом Узлы ином, кВ Программа УР распределительных сетей Фактические параметры сети Погрешность
ди, % Uh, кВ IH, А Uh, кВ IH, А
ф.С-7 1 10 10,30 46,509 10,3 45,7 0 1,77
1 2 10 0,295 10,30 6,9 10,29 6,71 0,1 1,03
2 3 10 0,004 10,27 4,0 10,28 4,17 -0,1 0,96
1 4 10 0,049 10,30 40,4 10,27 39,6 0,29 1,02
4 5 10 0,198 10,29 36,4 10,25 35,4 0,39 1,03
5 6 10 0,023 10,27 15,5 10,25 11,55 0,2 1,34
б 7 10 0,008 10,27 3,9 10,25 5,08 0,2 0,77
5 8 10 0,119 10,27 20,9 10,23 23,9 0,39 0,87
8 9 10 0,009 10,26 12,279 10,23 14,9 0,29 0,82
9 10 10 0,007 10,26 8,281 10,22 9,62 0,39 0,86
8 11 10 0,029 10,26 10,1 10,22 9 0,39 1,12
11 12 10 0,001 10,26 5,0 10,22 5,54 0,39 0,9
11 13 10 0,016 10,26 5,0 10,22 3,47 0,39 1,44
Согласно полученных данных наибольшая погрешность по току составила 1,77%, а по напряжению 0,39%, что соответствует инженерной точности расчета.
Таким образом:
1. прямая и обратная последовательность вычислений, используемых в итерационном поцессе позволяет повыситт точность вычислений
2. результаты эксперимента подтвердили достоверность и адекватность программно реализованного алгоритма по расчету основных параметров электрической сети 6-10кВ.
3. минимальный объем программы, который составляет 65 кб , позволяет установить ее не только на ПК, но и на мобильные устройства в виде Приложения, тем самым обеспечивая мониторинг РС для удаленных и труднодоступных объектов электросетевого хозяйства.
4. разработанная программа позволяет минимизировать время определения основных параметров труднодоступных исследуемых участков в соответствии с топологией участка
Библиографический список
¡.Правила устройства электроустановок. - СПб.: издательство Деан, 2003. - 928с.
2.Правительство Российской Федерации постановление от 27 декабря 2004 г. N 85. Об утверждении Правил оперативно-диспетчерского управления в электроэнергетике. [Электронный ресурс]: Доступ из правовой системы «КонсультантПлюс».
3.Методические указания по применению в ОАО «Московская объединенная электросетевая компания» основных технических решений по эксплуатации, реконструкции и новому строительству электросетевых объектов (Утверждены приказом ОАО «МОЭСК» от 04 июля 2014 г. № 723). - М., 2014.- 339 с.
4.Исследование режимов функционирования и разработка алгоритмов управления узлов нагрузки в гексагональной распределительной электрической сети. Этап 1: научно-технический отчет / НГТУ; рук. Е. Н. Соснина. - Н. Новгород: НГТУ, 2013. - ГК от 14.10.2013 № 14.516.11.0104
5.Кетков, Ю.Л. МАТЬАВ 7: программирование, численные методы /Ю.Л. Кетков, А. Ю. Кетков, М. М. Шульц. - СПб.: БХВ - Петербург, 2005. - 752 с.
6.Пелисье, Р. Энергетические системы / Р. Пелисье. - М.: Высш. шк., 1982. - 568 с.
СЕМЁНОВА НАТАЛЬЯ ГЕННАДЬЕВНА - доктор педагогических наук, кандидат технических наук, доцент, Оренбургский государственный университет, Россия.
БАХЧЕЕВ АЛЕКСЕЙ ЮРЬЕВИЧ - магистрант, Оренбургский государственный университет,
Россия.
