Расчет технологического расхода (потерь) электроэнергии в современных распределительных электрических сетях 0,38–10 кВ Текст научной статьи по специальности «Электротехника, электронная техника, информационные технологии»

Энергетика. Изв. высш. учеб. заведений и энерг. объединений СНГ. Т. 61, № 5 (2018), с. 408-422 408 Епе^ейка. Proc. CIS Higher Educ. Inst. and Power Eng. Assoc. V. 61, No 5 (2018), pp. 408-422

https://doi.org/10.21122/1029-7448-2018-61-5-408-422 УДК 621.311:017

Расчет технологического расхода (потерь) электроэнергии в современных распределительных электрических сетях 0,38-10 кВ

М. И. Фурсанов1', А. А. Золотой1', В. В. Макаревич1'

'-Белорусский национальный технический университет (г. Минск, Республика Беларусь)

© Белорусский национальный технический университет, 2018 Belarusian National Technical University, 2018

Реферат. Новые условия функционирования электроэнергетики, повышение требований к технологическому состоянию отрасли предопределили переход к реструктуризации электрических сетей на базе инновационной структуры SMART GRID. Это приводит к совершенствованию традиционных задач расчета и анализа режимов и технологического расхода (потерь) электроэнергии. Авторами разработана перспективная методика оперативных расчетов технических потерь электроэнергии в современных электрических сетях 0,38-10 кВ на основе телемеханических графиков нагрузок на головных участках распределительных линий, в местах дополнительной установки цифровых приборов учета и источников распределенной генерации. В методике предложен новый способ определения потоков электрической энергии на участках распределительных линий. Делается это следующим образом. Вначале по данным дополнительных телеизмерений сети и с учетом рассчитанных потерь холостого хода трансформаторов вычисляются потоки электроэнергии на головных участках линий 6-10 кВ. Затем по полученным данным и замеренным значениям графиков активной и реактивной энергии на головных участках определяются потоки электроэнергии, предназначенные для их последующего распределения по всем участкам сети 0,38-10 кВ с учетом нагрузочных потерь электроэнергии и коэффициентов распределения потоков. Коэффициенты распределения представляют собой доли рассчитанных фазных нагрузок сети 0,38 кВ от их суммарной величины. Приведены основные аналитические соотношения по оценке потерь и режима и пример расчета технологического расхода (потерь) электроэнергии в общей схеме распределительной сети 0,38; 6 и 10 кВ. Пример выполнен для одной (первой) ступени графиков нагрузки.

Ключевые слова: реструктуризация, распределительная сеть 0,38-10 кВ, режим, потери, телемеханика, график нагрузки, расчет, участок, источник распределенной генерации, технологический расход электроэнергии

Для цитирования: Фурсанов, М. И. Расчет технологического расхода (потерь) электроэнергии в современных распределительных электрических сетях 0,38-10 кВ / М. И. Фурсанов, А. А. Золотой, В. В. Макаревич // Энергетика. Изв. высш. учеб. заведений и энерг. объединений СНГ. 2018. Т. 61, № 5. С. 408-422. https://doi.org/10.21122/1029-7448-2018-61-5-408-422

Адрес для переписки

Фурсанов Михаил Иванович Белорусский национальный технический просп. Независимости, 65/2 220013, г. Минск, Республика Беларусь Тел: +375 17 292-65-82 elsyst@bntu.by

Address for correspondence

Fursanov Mishail I.

Belarusian National Technical University 65/2 Nezavisimosty Ave., 220013, Minsk, Republic of Belarus Tel.: +375 17 292-65-82 elsyst@bntu.by

Calculation of Technological Consumption (Loss) of Electricity in Modern 0.38-10 kV Electrical Distribution Networks

M. I. Fursanov1', A. А. Zalotoy1', V. V. Makarevich1'

'-Belarusian National Technical University (Minsk, Republic of Belarus)

Abstract. New conditions of functioning of electric power industry, tougher of requirements to technological condition of the industry predetermined transition to restructuring of electric networks on the basis of innovative structure of SMART GRID. This leads to the improvement of traditional tasks of calculation and analysis of modes and technological consumption (loss) of electricity. The authors have developed a promising method of operational calculations of technical losses of electricity in modern electrical networks of 0.38-10 kV on the basis of telemecha-nical graphs of loads on the head sections of distribution lines, in the area of additional installation of digital metering devices and of sources of distributed generation. The method proposes a new technique for determining the flow of electric energy in the sections of distribution lines. This is done as follows. First, according to the data of additional measurements of the network and taking into account the calculated no-load losses of transformers, electricity flows are calculated in the head sections of 6-10 kV lines. Then, according to the obtained data and the measured values of the active and reactive energy graphs of the head sections, the electric power flows targeted for their subsequent distribution over all sections of the 0.38-10 kV network are determined, taking into account the load losses of electricity and the flow distribution coefficients. The distribution coefficients are the fractions of the calculated phase loads of the 0.38 kV network of their total value. Then, according to the obtained data and the measured values of the active and reactive energy graphs on the head sections, the electric power flows intended for their subsequent distribution over all sections of the 0.38-10 kV network are determined, taking into account the load losses of electricity and the flow distribution coefficients. The basic analytical relations concerning the estimation of losses and mode as well as an example of calculation of technological consumption (loss) of electricity in the general scheme of the distribution network of 0.38; 6 and 10 kV are given. The latter is performed for a single (first)stage of load graphs.

Keywords: restructuring, 0.38-10 kV distribution network, mode, losses, telemechanics, load graph, calculation, section, source of distributed generation, process power consumption

For citation: Fursanov M. I., Zolotoy А. А., Makarevich V. V. (2018) Calculation of Technological Consumption (Loss) of Electricity in Modern 0.38-10 kV Electrical Distribution Networks. Enеrgеtika. Proс. dS Higher Educ. Inst. аnd Power Eng. Assoc. 61 (5) 408-422. https://doi.org/10.21122/1029-7448-2018-61-5-408-422 (in Russian)

Введение

Новые условия функционирования электроэнергетики, повышение требований к технологическому состоянию отрасли, надежности систем в большинстве развитых стран предопределили переход к реструктуризации электрических сетей энергосистем на базе инновационной структуры SMART GRID (интеллектуальных электрических сетей) [1, 2-10]. Реструктуризация представляет собой не только обновление основных производственных фондов, текущих и инвестиционных активов электрических сетей (проводников, трансформаторов, коммутационных аппаратов, паспортизации...), но и применение новых оперативно-информационных комплексов (ОИК), включающих: устройства телеизмерения параметров ре-

жима электрических сетей, сбор и агрегирование информации, каналы связи, базы данных, системы отображения параметров режима и адекватное программное обеспечение. ОИК по-другому обрабатывают результаты телеизмерений и более эффективно решают традиционные и перспективные задачи расчета и анализа установившихся режимов [1, 11] и прежде всего - технологического расхода (потерь) электроэнергии в многообъемных распределительных электрических сетях 0,38-10 кВ [1, 8, 9].

Разработанная авторами методика оперативных расчетов технических потерь электроэнергии в современной электрической сети 0,38-10 кВ показана на примере схемы рис. 1, представленной в виде пофазной схемы замещения на рис. 2. Схема рис. 1 состоит из распределительной линии 10 кВ (линейные участки 1-2, 2-3, 3-4, 4-5; трансформаторы: понижающий трансформатор ТП 5 10/0,4 кВ с номерами 5-51; трансформатор связи 10/6 кВ: номера 7-8), линии 6 кВ (линейный участок 8-9 и понижающий трансформатор ТП 9 6/0,4 кВ: номера 9-10) и двух линий 0,38 кВ: трехфазной линии КЛ-1 (номера 10-04) и воздушной линии ВЛ-1 (участок 51-1, фазы А, В и С; участки 1-2 и 1-11, фазы А, В, С; участок 2-3, фаза А и участок 2-21, две фазы - А и В). Режимная информация по сети задана тремя получасовыми графиками активных и реактивных мощностей - на головном участке 1 -2 линии 10 кВ и в двух местах установки цифровых приборов телемеханического учета (ТУ): нагрузки на шине 9 ТП 9 и генерирующего источника ТП 5 (узел 5; P, Q график ТУ).

Современный месячный график нагрузки состоит из 1488 получасовых (до измерений, поэтому в примере использована только одна (принята первая) ступень графика.

Режимные данные схемы для первой ступени графиков:

• на головном участке линии 10 кВ: Pгу(1) = 40 кВт; Qгу(1) = 37 квар;

^(1) = 10,4 кВ; = Ц^) • (ибом/и10м) = 6,24 кВ; Жр^ = Р^д =

= 40 • 0,5 = 20 кВтч; Жд^ = д = 37 • 0,5 = 18,5 кварч;

• на ТП 5: Р5(1) = -6 кВт; Q5(1) = -5,55 квар; = -3 кВт ч; = = -2,775 кварч;

• на ТП 9: Р9Ш = 4 кВт; Q9(1) = 3,7 квар; Ж^) = 2 кВт ч; = = 1,85 кварч.

Параметры трансформатора ТП 5: дРх5 = 0,73 кВт; дQx5 = 6,5 квар; и вн5 = 10,5 кВ; и нн5 = 0,4 кВ; ^ = 26,46 Ом; Х^ = 60,64 Ом.

Параметры трансформатора ТП 9: дРх9 = 0,31 кВт; дQx9 = 2,6 квар; и вн9 = 6,3 кВ; и нн9 = 0,4 кВ; Я9_ю = 7,819 Ом; Х9Л0 = 17,861 Ом.

Параметры трансформатора связи 7-8: дРх7-8 = 3,3 кВт; дQx7_8 = = 25,6 квар; ^7-8 = 10 кВ; инн7_8 = 6 кВ; = 0,703 Ом; =

= 3,4375 Ом.

ct o

CO

a:

oo m

C3

-8

«

O «

a u F

S £

is «

m

S

V k

-8

e eht

X

e n nA

3

Рис. 2. Схема замещения электрической сети рис. 1 Fig. 2. The equivalent circuit of the electrical network if fig. 1

Сопротивления линейных участков схемы рис. 1 приведены в табл. 1.

Таблица 1

Сопротивления линейных участков схемы рис. 1 Resistance of linear sections of the circuit of fig. 1

Линия 6-10 кВ Линия 0,38 кВ

Номер участка R, Ом X, Ом Участок Фаза А Фаза В Фаза С Нулевой провод

R, Ом X, Ом R, Ом X, Ом R, Ом X, Ом R, Ом X, Ом

1-2 0,315 0,187 51-01 0,084 0,01580 0,084 0,01580 0,084 0,0158 0,084 0,01580

2-3 0,315 0,187 01-02 0,118 0,01800 0,118 0,01800 0,118 0,0180 0,118 0,01800

3-4 0,315 0,187 02-03 0,233 0,01434 0,233 0,01434

4-5 0,315 0,187 01-11 0,118 0,01800 0,118 0,01800 0,118 0,0180 0,118 0,01800

2-7 0,315 0,187 02-21 0,233 0,01434 0,233 0,01434

8-9 0,315 0,187 10-04 0,210 0,03950 0,210 0,03950 0,210 0,0395 0,210 0,03950

Для выбранной ступени графика нагрузки суммарные технические потери активной электроэнергии д Жр составят

ДЖр =ДЖрЮ +ДЖР6 +дЖр0,38, (1)

где дЖр10, дЖр6 - потери электроэнергии в распределительной линии 10 и 6 кВ; дЖр0 38 - то же в сети 0,38 кВ;

ДЖ10=1 д^,+1 +1 ; (2)

1 1 1

ДЖр 6 = ДЖр8-9 + д Жрт9-10 + дЖрХ9 -10' (3)

дЖр0,38 = Е ДжР0,т; (4)

1

ДЖр7/- - нагрузочные потери электроэнергии в линейных ветвях 7-/ 10 и 6 кВ; д Жрт / - то же в трансформаторах; д Жрх / - потери холостого хода в трансформаторах; дЖр0 38/ - то же на участках схемы 0,38 кВ.

Величина нагрузочных потерь электроэнергии ДЖр7/- за период Дt на каждом участке тестовой схемы определяется по формуле

ш н2 + ж н2

дЖрУ = ^и+^Г Д, (5)

где Жн, Жн - потоки активной и реактивной электроэнергии в начале каждого 7-/ участка схемы; иср7 - напряжение в начале участка; г7/ - активное сопротивление участка.

Значения AWpxj вычисляются следующим образом:

(6)

aw .. = AP At

РХ i] ^"x IJ^'

fu Л

opi

u„„,

где U внi - каталожные данные напряжений холостого хода; Ucp i - фактическое (расчетное) напряжение на стороне высшего напряжения трансформаторов 10 и 6 кВ.

Перспективной особенностью предложенной методики является определение потоков электрической энергии W^j и W^j , в отличие от традиционного подхода [1, 11], по данным телемеханических графиков нагрузок на головных участках распределительных линий, дополнительно установленных цифровых приборов и источников распределенной генерации.

Значения установленных активных Руст и реактивных Q мощностей нагрузок фаз линий 0,38 кВ и доли активной и реактивной мощностей первой ступени заданных типовых графиков нагрузки узлов Р(1), Q(1) приведены в табл. 2.

Таблица 2

Параметры нагрузок и типовых графиков нагрузки линий 0,38 кВ 0.38 kV lines load parameters and typical load graphs parameters

Фаза А Фаза В Фаза С

Номер узла Р L уст? кВт о. е. Qуст, кВт Q(V о. е. Р 1 уст? кВт Р(V о. е. Qуст, кВт Q(V о. е. Р 1 уст? кВт P(V о. е. Qуст, кВт Q*1)= о. е.

03 5 0,359 3 0,359

04 10 0,300 7 0,300 10 0,300 7 0,300 10 0,300 7 0,300

11 5 0,359 3 0,359 5 0,359 3 0,359 5 0,359 3 0,359

21 7 0,359 5 0,359

Расчет технологического расхода (потерь) электроэнергии в распределительной сети 0,38-10 кВ по разработанной методике выполняется следующим образом.

1. Вначале по данным табл. 2 вычисляются расчетные значения мощностей потребителей 0,38 кВ. Пример определения нагрузки фазы А в узле 03:

РнА03(1) = РустАозР*за(1) = 5 • 0,359 = 1,795 кВт;

(7)

ЧнА 03(1) = бустА 0з00зА (1) = 3 • 0,359 = 1,077 квар.

Результаты расчета приведены в табл. 3.

Таблица 3

Расчетные значения мощностей потребителей 0,38 кВ

(Рнвд = 18,693 кВт, #н£(1) = 12,403 квар) The calculated values of the power of consumers 0.38 kV (Рнад = 18.693 kW, </нЕ(1) = 12.403 kvar)

Номер узла Фаза А Фаза В Фаза С X

Рн, кВт ан, квар Рн, кВт ан, квар Рн, кВт ан, квар Рн, кВт ан, квар

03 1,795 1,077 1,795 1,077

04 3,000 2,100 3,000 2,100 3,000 2,100 9,000 6,300

11 1,795 1,077 1,795 1,077 1,795 1,077 5,385 3,231

21 2,513 1,795 2,513 1,795

X 18,693 12,403

2. По данным табл. 1 и 2 в относительных единицах вычисляются доли (коэффициенты распределения) к (^, kщ(y) рассчитанных нагрузок рн пк,

Янпк от их суммарной величины:

Рна оз(1) 1,795

kHPA03(1) = v ; =--= 0,096 o.e.;

НРА 03(1) Рнвд 18,693

, ЧнА 03(1) 1,077

кнаА 03(1) =-— =-= 0,087 o. e.

HqA 03(1) анад 12,403

Результаты расчета представлены в табл. 4.

Коэффициенты распределения фазных нагрузок потребителей The distribution coefficients of the phase customer loads

(8)

Таблица 4

Номер узла Фаза А Фаза В Фаза С

^pO^ е. кна(1> е. ^pO^ е. кна(1> е. кнр(1> а е. кна(1> е.

03 0,096 0,087

04 0,160 0,169 0,160 0,169 0,160 0,169

11 0,096 0,087 0,096 0,087 0,096 0,087

21 0,134 0,145

3. По данным табл. 4 на основе традиционного принципа потокораспре-деления в разомкнутой электрической сети [1, 11] определяются фазные значения коэффициентов распределения кнр(1), кщ(1) на всех ветвях рассматриваемой сети. Пример выполнен для линии 0,38 кВ - ВЛ-1:

кнрА 01-02(1) = кнрА 03(1) = 0,096 е.; кнрВ 01-02(1) = кнрВ 21(1) = 0,134 е.;

кнрА51-01(1) = кнРА01-02(1) + кнрА11(1) = 0,096 + 0,096 = 0,192 о. е.; (9)

кнрВ 51-01(1) = кнрВ 01-02(1) + кнрВ 11(1) = °Л34 + 0,096 = 0,230 о. е.; кнрС 51-01(1) = кнрС 11(1) = 0,096 0. е.;

кнр 5-51(1) = кнрА 51-01(1) + кнрВ 51-01(1) + кнрС 51-01(1) = 0Л92 + 0,230 + 0,096 = 0,519 О. е.

Результаты расчета приведены в табл. 5.

Таблица 5

Коэффициенты распределения фазных нагрузок на ветвях схемы рис. 1 Distribution coefficients of phase loads on the arms of the network of fig. 1

Участок сети 6-10 кВ Участок сети 0,38 кВ

Номер участка кнр(1> о. е. кнд(1> о. е. Участок Фаза А Фаза В Фаза С

^ро^ о. е. ¿идО^ о. е. кнр(1> о. е. кнд(1> о. е. кнр(1> о. е. ¿идО^ о. е.

Линейный

1-2 1,000 1,000 51-01 0,192 0,174 0,230 0,232 0,096 0,087

2-3 0,519 0,492 01-02 0,096 0,087 0,134 0,145

3-4 0,519 0,492 02-03 0,096 0,087

4-5 0,519 0,492 01-11 0,096 0,087 0,096 0,087 0,096 0,087

2-7 0,481 0,508 02-21 0,134 0,145

8-9 0,481 0,508 10-04 0,160 0,169 0,160 0,169 0,160 0,169

Трансс орматорный

7-8 0,481 0,508

9-10 0,481 0,508

5-51 0519 0,492

4. Следующим этапом является определение расчетной величины потока электроэнергии, равной сумме замеренного электропотребления на шине ТП 9, генерации на ТП 5 и рассчитанных потерь холостого хода

трансформаторов aW,

px(1), AWqx(1)

(пример выполнен для ТП 5):

A^xs(i) =APx5At

AW,

qx5(1)

= AQx5At

iv io V

U ср(1)

Ч ивн5 j

( и10 >2

ср(1)

= 0,73-0,5 •

и

= 6,5-0,5 •

10.4

10.5

10.4

10.5

= 0,358 кВт -ч;

= 3,188 квар-ч.

(10)

Результаты расчета потоков электроэнергии на всех участках сети приведены в табл. 6.

Из табл. 6 видно, что рассчитанные величины потоков электроэнергии равны: = 1,295 кВтч; ^1-2(1) = 17,383 кварч. По этим данным

и замеренным значениям графиков на головном участке 1-2 схемы линии 10 кВ (Жргу(1) = 20 кВтч; гу(1) = 18,5 квар ч) вычисляются потоки

электроэнергии ад, ^1-2™), предназначенные для их последующего

распределения по всем участкам сети 0,38-10 кВ с учетом потерь электроэнергии и коэффициентов распределения потоков из табл. 5:

Wнрасп = W '' р 1-2(1) _

pгу(1) - Wpi-2(i) = 20 -1,295 = 18,705 кВт • ч;

W^?) = Wqгу(1) - Wqi-2(1) = 18,5 -17,383 = 1,117 квар • ч.

Таблица 6

Результаты расчета потоков активной и реактивной электроэнергии Results of calculation of active and reactive electric power flows

Номер участка Потокораспределение Wp(1), кВтч Wq(1), квар-ч AWpX(1), Втч AWgx(1), квар-ч

Линейный участок 6-10 кВ

1-2 Wp1-2(1) = Wp2-3(1) + Wp2-7(1) 1,295 17,383

2-3 Wp2-3(1) = Wp3-4(1) -2,642 0,413

3-4 Wp3-4(1) = Wp4-5(1) -2,642 0,413

4-5 Wp4-5(1) = Wp5(1) + ДГ^) -2,642 0,413

2-7 Wp2-7(1) = Wp 7-8(1) + Д WpX7-8(1) 3,937 16,970

8-9 Wp8-9(1) = Wp9(1) + Д Wpx9(1) 2,152 3,125

Трансфо] зматорный участок 6-10 кВ

7-8 Wp7-8(1) = Wp8-9(1) 2,152 3,125 1,785 13,844

9-10 0,152 1,275

5-51 0,358 3,188

5. Примеры расчета потерь, потоков электроэнергии и напряжения в узле показаны ниже.

Потери электроэнергии на участке 1-2:

ЛШ К*) +С(1)) 1-2 (202 +18^ )■ 0,315 в

А Wp 1-2(1) = -2---= -2--—3— = 0 004 кВт ■ ч;

р 12(1) )2 Ы ■Ю3 10,42 ■ 0,5-103

(12)

^ (^рРГу(1) +^,2гу(1) ) *1-2 (202 + 18^ )■ 0,187

1-2(1) = ^-Г2---= ^„ ,.3 = 0,003 квар■ ч.

2 () (ц!р0(1))2 М■ 103 10,42 ■0,5-103

Распределяемые потоки электроэнергии W^^™) и W^-,™) в конце участка 1-2:

wp^m -aWp1_2(1) =18,705-0,004 = 18,701 кВт-ч;

(13)

W^—2(1) =W^) -а^г1-2(1) =1,117-0,003 = 1,114 квар-ч.

Расчетные значения потоков электроэнергии на всех участках сети 6-10 кВ равны сумме потоков электроэнергии, полученных по данным цифровых измерений ТП 5 и ТП 9 (табл. 6), и произведению потоков Wpvaвn и W 22красп на соответствующие коэффициенты распределения кнр^

и кн2(1) (табл. 5)

Кн2-7(1) = Кр 2-7(1) +КрК1р-а2с(п1)кнр2-7(1) =3,937 + 18,701 0,481 = 12,941 кВт ■ч;

КН2-7(1) = К2-7(1) +КК1радкн2 2-7(1) =16,970 + 1,114-0,508 = 17,536 квар■ч;

WpH2-3(1) = Wp2-3(1) + ^^рк!-ас(1)кнр2-3(1) =-2,642 + 18,701-0,519 = 7,055 кВт-ч; W?H2-3(1) =Wq2-30) +Wдl^^C1)kнlqг-ъ{l) =16,970 + 1,114-0,492 = 0,962 квар-ч;

(15)

U 2 = 2

U10 -

ср(1)

f W W ^

Пр гу(1) r ,H гу(1) x

At -103 1-2 At -103 1-2

ч _

и10

ср(1)

2

и

W

р гу(1)

W

Hгу(1)

at -103 1-2 at -103 1-2

ср(1)

и

ср(1)

= 10,398 кВ.

(16)

Все названные результаты расчета приведены в табл. 7.

Таблица 7

Напряжения, потоки и потери электроэнергии на участках сети 6-10 кВ Voltages, currents and power losses in the network sections of 6-10 kV

>

>

Номер участка Напряжение узла конца участка U, кВ кВтч WнH(l), кварч кВтч WW кварч AWpx(1), кВтч AWqx(1), кварч AW^), кВтч AWq^), кварч

Линейный участок 6-10 кВ

1-2 10,398 20,0000 18,5000 19,9960 18,4970 0,004 0,003

2-3 10,398 7,0552 0,9616 7,0549 0,9615 2,954 ■ 10-4 1,754 ■ 10-4

3-4 10,397 7,0549 0,9615 7,0546 0,9613 2,954 ■ 10-4 1,754 ■ 10-4

4-5 10,397 7,0546 0,9613 7,0543 0,9611 2,954 ■ 10-4 1,754 ■ 10-4

2-7 10,397 12,9410 17,5360 12,9380 17,5340 0,003 0,002

8-9 6,234 11,1510 3,6810 11,1490 3,6800 0,002 0,001

Е 0,010

Трансформаторный участок 6-10 кВ

7-8 6,236 11,1530 3,6900 11,1510 3,6810 1,785 13,844 0,002 0,009

9-10 0,394 8,9970 0,5540 8,9640 0,4800 0,152 1,275 0,033 0,075

5-51 0,394 9,6960 0,5480 9,6500 0,4420 0,358 3,188 0,046 0,106

Е 2,295 0,081

6. Расчетные значения фазных потоков электроэнергии на участках сети 0,38 кВ равны произведению суммарных распределяемых потоков (табл. 7) на коэффициенты распределения ветвей. Пример расчета показан для участка 10-04.

Потоки электроэнергии на фазных проводах участка 10-04:

Wн = Wк •

" р 10-04(1) ' р 9-10(1)'

Wн = Wн

'' pA 10-04(1) _ '' р 10-04(1)

k

нрА 04(1)

k + k + k

нрА 04(1) нрВ 04(1) нрС 04(1)

= 8,964-

0,160

0,160 + 0,160 + 0,160

= 2,988 кВт - ч;

(17)

Wн = Wн

'' рВ 10-04(1) ' р 10-04(1)

Wн = Wн

''рС 10-04(1) ' р 10-04(1)

Wн = Wн

" qA 10-04(1) _ r'q 10-04(1)

k

нрВ 04(1)

k + k + k

нрА 04(1) нрВ 04(1) нрС 04(1)

= 2,988 кВт - ч;

k

нрС 04(1)

k + k + k

нрА 04(1) нрВ 04(1) нрС 04(1)

= 2,988 кВт - ч;

k

нqA 04(1)

Wн = Wн

''qB 10-04(1) q 10-04(1)

Wн = Wн

''qC 10-04(1) q 10-04(1)

k uqA 04(1) l_kHqB 04(1) + k щВ 04(1) ^кщС 04(1)

k uqA 04(1) + кщВ 04(1) " k нqC 04(1) ^щС 04(1)

k + k + k

лщА 04(1) ^ ЩВ 04(1) 04(1)

= 0,160 квар - ч; = 0,160 квар - ч; (18) = 0,160 квар - ч.

i (('

Комплексные значения рассчитанных потоков:

WA10-04(1) = (WpA10а04(1) + iWqA 10-04(1) ) coS [ 0 J^n

.) S'n ( 0 Ж )) = *

)) cos I240| +

+ i I ' ^нА10-04(1) + iWqA10-04(1)

180,

= 2,988 + i0,160 кВ - A - ч;

Wн =(w н +iWн

В 10-04(1) ^ '' рВ 10-04(1) ''qB 10-04(1) j

(К

+ i I I ^рВ 10-04(1) +iWqB 10-04(1) ,

) sin I 240^^) | = -1,356 - i2,668 кВ - A - ч;

(19)

i [('

Wн =(w н +iWн

''С 10-04(1) ^'' рС 10-04(1) " qC 10-04(1)

+ л Wн + iWн

т Ч" рС 10-04(1) ''qC 10-04(1)

) sin [120—

' Ч 180

) cos [

120^) +

180)

= 2,988 + i0,160 кВ - A - ч.

Комплексные значения фазных напряжений в узле 10 линии 0,38 кВ:

Гтт ( „ W

UA 10(1) = U3 Cos|0— 1 + j

180

u10 • i n п - sin i 0

иВ 10(1) = и10cos[ 0— | + i

л/3 Ч 180

(

= 0,228 кВ;

180

U10 • In п 10 sin I 0180

л/3'

= -0,114 - i0,197 кВ;

U^=^гcos (0 lfo|+г

—sin I 0-

S I 180

= -0,114 + /0,197 кВ. Комплексные величины фазных токов на участке 10-04:

W

A 10-04(1)

'A 10-04(1)

lB 10-04(1)

lC 10-04(1)

AtU

A 10(1)

W

10-04(1)

atU

B 10(1)

W

C 10-04(1)

atU

= 26,258 - /1,405 A;

= -14,345 -/22,038 A;

= -11,913 + /23,442 A.

(21)

C 10(1)

ток в нулевом проводе на участке 10-04:

1N 10-04(1) = 1A 10-04(1) + 1B 10-04(1) + 1C 10-04(1)

= 1,066 • 10-14 - /2,132 • 10-14 A. (22)

14

Потери электроэнергии в фазных и нулевом проводах:

aW.

pA 10-04(1)

[ A 10-04(1)

RA10-04 At • 10-3 = 0,073 кВт • ч;

AWpB ю- 04(1) = 1B 10- 04(1) 2 RB 10- 04At • 10-3 = 0,073 кВт • ч;

AWpc 10. -04(1) = 1C 10- -04(1) 2 RC 10- -04 At 10 -3 = 0,073 кВт • ч;

AWpN 10. -04(1) = 1N10 -04(1) 2 RN 10 -04 At • 10-3 = 0,000 кВт • ч.

(23)

Все результаты расчетов сети 0,38 кВ оформлены в табл. 8.

Таблица 8

Результаты расчетов потоков и потерь электроэнергии в сети 0,38 кВ The results of calculations of flows and losses of electricity in the network of 0.38 kV

2

Номер участка Фаза А Фаза В Фаза С Нулевой провод

W н п p (1), кВтч W к п p (1) , кВтч кВтч W н п p (1), кВтч W к п p (1), кВтч кВтч W н п p (1), кВтч W к п p (1), кВтч AWp(1> кВтч AWpiX), кВтч

51-01 3,574 3,533 0,042 4,289 4,229 0,060 1,787 1,777 0,010 0,016

01-02 1,766 1,752 0,015 2,467 2,438 0,029 0,023

02-03 1,752 0,029 0,029

01-11 1,766 0,015 1,762 0,015 1,777 0,015 1,19 ■ 10-8

02-21 2,438 0,057 0,057

10-04 2,988 0,073 2,988 0,073 2,988 0,073 0

Е 0,172 0,232 0,098 0,124

В итоге расчета (формула (1)) получили искомую величину aWp : aWp = 2,199 + 0,187 + 0,626 = 3,012 кВт - ч;

aW„ 3 012 aWn% =-р— -100 = ---100 = 15,06 %.

р% W 20

Пр гу(1) 20

ВЫВОДЫ

1. Новые условия функционирования электроэнергетики требуют совершенствования решений традиционных технологических задач электрических сетей.

2. Разработана и апробирована методика оперативного расчета технических потерь электроэнергии в распределительных электрических сетях 0,38-10 кВ на основе телемеханических измерений режимной информации.

3. Предложенная методика позволяет повысить точность определения потерь электроэнергии в сетях 6-10 кВ за счет более точного распределения нагрузок между трансформаторами потребительских подстанций по сравнению с традиционным распределением нагрузки центра питания, пропорционально установленным мощностям трансформаторов потребительских подстанций.

4. Разработанная методика пригодна для анализа прироста потерь в сетях при несимметричном подключении потребителей и схемной несимметрии за счет пофазного расчета схем 6-10-0,38 кВ.

ЛИТЕРАТУРА

1. Поспелов, Г. Е. Электрические системы и цепи / Г. Е. Поспелов, В. Т. Федин, П. В. Лы-чев. Минск: Технопринт, 2004. 720 с.

2. Фурсанов, М. И. О выборе оптимальных точек размыкания в городских электрических сетях в условиях SMART GRID / М. И. Фурсанов, А. А. Золотой // Энергетика. Изв. высш. учеб. заведений и энерг. объединений СНГ. 2018. Т. 61, № 3. С. 207-219. https://doi.org/10.21122/1029-7448-2018-61-3-207-219.

3. Фурсанов, М. И. Учет потребительских энергоисточников в расчетах распределительных электрических сетей 6-10 кВ / М. И. Фурсанов, А. А. Золотой, В. В. Макаревич // Энергетика. Изв. высш. учеб. заведений и энерг. объединений СНГ. 2011. № 4. С. 11-15.

4. Фурсанов, М. И. Оперативные расчеты потерь электроэнергии в электрических сетях 0,38-10 кВ ОЭС Беларуси / М. И. Фурсанов, В. В. Макаревич // Энергетика. Изв. высш. учеб. заведений и энерг. объединений СНГ. 2013. № 5. С. 11-17.

5. Фурсанов, М. И. Схемно-конструктивные решения и информационное обеспечение городских электрических сетей в условиях SMART GRID / М. И. Фурсанов // Энергетика. Изв. высш. учеб. заведений и энерг. объединений СНГ. 2017. Т. 60, № 5. С. 393-406. https://doi.org/10.21122/1029-7448-2017-60-5-393-406.

6. Фурсанов, М. И. Об управлении режимами городских электрических сетей в условиях SMART GRID / М. И. Фурсанов, А. А. Золотой // Энергетика. Изв. высш. учеб. заведений и энерг. объединений СНГ. 2018. Т. 61, № 1. С. 15- 27. https://doi.org/10.21122/1029-7448-2018-61-1-15-27.

7. Кобец, Б. Б. Инновационное развитие электроэнергетики на базе концепции SMART GRID / Б. Б. Кобец, И. О. Волкова. М.: ИАЦ «Энергия», 2010. 208 с.

8. Методические принципы расчета и анализа разомкнутых электрических сетей с несколькими источниками питания / М. И. Фурсанов [и др.] // Энергетика. Изв. высш. учеб. заведений и энерг. объединений СНГ. 2009. № 3. С. 5-13.

9. Методические рекомендации по автоматизации распределительных электрических сетей 0,4-10 (6) кВ Белорусской энергосистемы: СТП 09110.47.104-11: Стандарт ГПО «Бел-энерго». Минск: Белэнерго, 2011. 36 с.

10. Воропай, Н. И. Распределенная генерация в электроэнергетических системах / Н. И. Во-ропай // Малая энергетика: труды Междунар. науч.-техн. конф., Москва, 11-14 окт. 2005 г.; редкол.: В. И. Гладков (гл. ред.) [и др.]. М., 2005. С. 12-14.

11. Герасименко, А. А. Передача и распределение электрической энергии / А. А. Герасименко, В. Т. Федин. Р.-на-Д.: Феникс; Красноярск: Издательские проекты, 2006. 720 с.

Поступила 30.03.2018 Подписана в печать 30.05.2018 Опубликована онлайн 28.09.2018

REFERENCES

1. Pospelov G. E., Fedin V. T., Lychev P. V. (2004) Electrical Systems and Circuits. Minsk, Tekhnoprint Publ. 720 (in Russian).

2. Fursanov M. I., Zоlotoy A. A. (2018) On the Choice of the Optimal Points of Opening in City Power Grids in the Conditions of the Smart Grid. Energetika. Izvestiya Vysshikh Uchebnykh Zavedenii i Energeticheskikh Ob 'edenenii SNG = Energetika. Proceedings of the CIS Higher Educational Institutions and Power Engineering Associations, 61 (3), 207-219 (in Russian). https://doi.org/10.21122/1029-7448-2019-61-3-207-219.

3. Fursanov M. I., Zalatoi А. A., Makarevich V. V. (2011) Account of Consumer Power Sources in Calculations of Distributive Electrical Networks of 6-10 kV. Energetika. Izvestiya Vysshikh Uchebnykh Zavedenii i Energeticheskikh Ob'edenenii SNG = Energetika. Proceedings of the CIS Higher Educational Institutions and Power Engineering Associations, (4), 11-15 (in Russian).

4. Fursanov М., Makarevich V. (2013) Expeditious Calculations of Electric Power Losses in 0.38-10 kV Electric Networks of Belarusian United Energy Systems. Energetika. Izvestiya Vysshikh Uchebnykh Zavedenii i Energeticheskikh Ob 'edenenii SNG = Energetika. Proceedings of the CIS Higher Educational Institutions and Power Engineering Associations, (5), 11-17 (in Russian).

5. Fursanov M. I. (2017) Circuit-Design Solutions and Information Support of City Electric Networks in the Conditions of the SMART GRID. Energetika. Izvestiya Vysshikh Uchebnykh Zavedenii i Energeticheskikh Ob 'edenenii SNG = Energetika. Proceedings of the CIS Higher Educational Institutions and Power Engineering Associations, 60 (5), 393-406 (in Russian). https://doi.org/10.21122/1029-7448-2017-60-5-393-406.

6. Fursanov M. I., Zolotoy А. А. (2018) On the Management of Urban Electric Networks in the Conditions of the SMART GRID. Energetika. Izvestiya Vysshikh Uchebnykh Zavedenii i Energeticheskikh Ob'edenenii SNG = Energetika. Proceedings of the CIS Higher Educational Institutions and Power Engineering Associations, 61 (1), 15-27 (in Russian). https://doi.org/10.21122/1029-7448-2018-61-1-15-27.

7. Kobets B. B., Volkova I. O. (2010) Innovative Development of Electric Power Industry Based on the Concept of SMART GRID. Moscow, Energiya Publ. 208 (in Russian).

8. Foursanov M. I., Zolotoy A.A., Makarevich V. V., Moukha A. N. (2009) Methodical Principles of Calculation and Analysis of Opened Power Network with Several Power Supply Sources. Energetika. Izvestiya Vysshikh Uchebnykh Zavedenii i Energeticheskikh Ob 'edenenii SNG = Energetika. Proceedings of the CIS Higher Educational Institutions and Power Engineering Associations, (3), 5-13 (in Russian).

9. Enterprise Standard 09110.47.104-11: Standard of Belenergo SPA. Methodical Recommendations on Automation of Distribution Electric Networks of 0.4-10 (6) kV of the Belarusian Power System. Minsk, Belenergo, 2011. 36 (in Russian).

10. Voropai N. I. (2005) Distributed Generation in Electric Power Systems. Malaya Energetika: Trudy Mezhdunar. Nauch.-Tekhn. Konf., Moskva, 11-14 okt. 2005 g. [Small Power Engineering: Proceedings of the International. Scientific-and-Technical Conference, Moscow, 11-14 Oct. 2005]. Moscow, 12-14 (in Russian).

11. Gerasimenko A. A., Fedin V. T. (2006) Transmission and Distribution of Electrical Energy. Rostov-on-Don, Feniks Publ.; Krasnoyarsk: Izdatel'skie Proekty Publ. 720 (in Russian).

Received: 30 March 2018

Accepted: 30 May 2018

Published online: 28 September 2018