Ub=

242

Uас=

423

Ib=

254

61 468

26431,24

Uс=

235

Ubс=

423

Iс=

268

62 980

27081,4

171/3

Т-1,630 кВА

Uа=

243

Uаb=

411

Iа=

126

30 618

13165,74



Таблица 2.1-Перечень ТП с повышенной нагрузкой потребления реактивной мощности

№ ТП	U линейное кВ	U м-фазное кВ	Ток А	S кВа	Q кВар
	Ub=	256	Uас=	412	Ib=	211	54 016	23226,88
	Uс=	260	Ubс=	412	Iс=	174	45 240	19453,2
Т-2,630 кВА	Uа=	232	Uаb=	408	Iа=	178	41 296	17757,28
	Ub=	234	Uас=	410	Ib=	133	31 122	13382,46
	Uс=	240	Ubс=	407	Iс=	107	25 680	11042,4
101/1
Т-1, 630 кВА	Uа=	235	Uаb=	412	Iа=	121	28 435	12227,05
	Ub=	236	Uас=	410	Ib=	141	33 276	14308,68
	Uс=	239	Ubс=	411	Iс=	90	21 510	9249,3
Т-2,630 кВА	Uа=	238	Uаb=	410	Iа=	141	33 558	14429,94
	Ub=	233	Uас=	412	Ib=	158	36 814	15830,02
	Uс=	237	Ubс=	409	Iс=	120	28 440	12229,2
83/3
Т-1, 400 кВА	Uа=	243	Uаb=	417	Iа=	136	33 048	14210,64
	Ub=	242	Uас=	418	Ib=	135	32 670	14048,1
	Uс=	235	Ubс=	418	Iс=	181	42 535	18290,05
Т-2,630 кВА	Uа=	237	Uаb=	417	Iа=	225	53 325	22929,75
	Ub=	243	Uас=	416	Ib=	145	35 235	15151,05
	Uс=	239	Ubс=	418	Iс=	180	43 020	18498,6
74/1
Т-1, 400 кВА	Uа=	240	Uаb=	417	Iа=	130	31 200	13416
	Ub=	244	Uас=	425	Ib=	130	31 720	13639,6
	Uс=	248	Ubс=	425	Iс=	111	27 528	11837,04

Всего для внедрения компенсации реактивной мощности в электрических сетях АО «Алатау жары? компаниясы» рассмотрены 15 ТП включающих 30 трансформаторов 6-10/0,4кВ. Учитывая условия эффективной оптимизации режима и уровень загрузки ТП по реактивной мощности, выбрано 7 двух трансформаторных ТП 6-10кВ. Перечень ТП выбранных для компенсации реактивной мощности сведен в таблицу 1.2 условия выбора приведены в таблице 1.1 и выделены желтым цветом.



Таблица 2.2-Перечень выбранных ТП для КРМ

№	№ ТП	Секция шин
1	3/1	Т-1, 1000кВА
		Т-2, 1000кВА
2	7/5	Т-1, 630кВА
		Т-2, 630кВА
3	7/10	Т-1, 1600кВА
		Т-2, 1600кВА
4	101/1	Т-1, 630кВА
		Т-2, 630кВА
5	172/2	Т-1, 400кВА
		Т-2, 630кВА
6	266/1	Т-1, 630кВА
		Т-2, 630кВА
7	102/4	Т-1, 630кВА

Таким образом в результате анализа электропотребления активных и реактивных мощностей по городским сетям АО «Алатау жары? компаниясы» первоочередными ТП для компенсации реактивной мощности выбрано 7 ТП включающих 14 трансформаторов мощность от 400 кВа до 1000 кВа.

2.2 Определение места размещения компенсирующих устроиств

Определение мощности компенсирующих устройств должно отвечать требованиям оптимизации режимов энергоснабжения. В условиях эксплуатации задачи оптимизации принципиально отличаются от проектных задач тем, что поиск наилучшего режима производится без дополнительных капитальных затрат на конфигурацию электрической сети. Поэтому в качестве наиболее общего критерия оптимизации режима в городских сетях выступают ежегодные издержки. Если оптимизация режима электрической сети осуществляется за какой-то период времени, то в качестве критерия используют потери электроэнергии /15/.

(2.1)

где ?Wi -- потери электроэнергии в i-м элементе сети за рассматриваемый период; n - количество элементов сети.

При выполнении допустимых ограничений по отклонению напряжения:

(2.2)

где Uном--номинальное напряжение в узле, U-действительное напряжение в узле.

V і 5%

Из проведенных экспериментальных исследований по определению потерь электроэнергии с различной степенью компенсации реактивной мощности (от 0 до 100%) нерегулируемыми конденсаторными батареями 0,4кВ можно сделать вывод, что снижение потерь в трансформаторах и в линиях от уменьшения перетоков реактивной мощности необходимо рассматриваться отдельно. В первую очередь рассматривать снижение потерь

в трансформаторах и как следствие снижение потерь в линиях. Для решения задачи оптимизации режимов городских распределительных сетей по реактивной мощности будут применены нерегулируемые батарей статических конденсаторов, в совокупности с другими средствами и способами. К ним относятся: оптимизация конфигурации сетей, распределение нагрузок между соседними ТП и использование регулирующих устройств трансформаторов - РПН и ПБВ /16/. Основные положения выбора приведены ниже:

1)Фактические данные по суточным графикам нагрузки активных и реактивных мощностей различных потребителей снятые с ПС №1, ПС№3, показывают, что по сравнению с активной мощностью уровень потребления реактивной мощности относительно постоянный в течение суток. Увеличение и снижение имеет место лишь в часы утреннего и вечернего максимума, а также часы «ночного провала». Поэтому установка нерегулируемой конденсаторной батареи номинальной мощностью, не превышающей минимума потребления реактивной мощности из сети за сутки, позволить скомпенсировать значительную долю (70%) потребления реактивной энергии и не допустить перекомпенсации реактивной мощности в узле нагрузки и превышение допустимого уровня напряжения+5%.

2) Применение многоступенчатых регулируемых конденсаторных батарей при четырех-пяти ступенях обеспечивает практически плавное регулирование со ступенью около 3%, но резко ужесточает требования к ресурсу работы выключателей, снижает срок их службы, усложняет эксплуатацию и снижает надежность работы всей схемы. Параметрами автоматического регулирования реактивной мощности могут быть напряжение, ток нагрузки, коэффициент мощности, величина и направление реактивной мощности, и время /6,7,9/. Режимы работы электроприемников присоединенных к трансформаторной подстанции распределительной сети зависит от их назначения и использования, он не остается постоянным в различные часы, суток и месяцев. Поэтому выбор мощности и установка нерегулируемых конденсаторных батареи требует предварительного анализа суточного графика нагрузки каждого ТП т.к известно что изменения потребления реактивной мощности в течение суток может привести к ее избытку в узле если не будет правильно выбрано мощность конденсаторной батареи. Предполагается, что очертания графика реактивной мощности повторяют приблизительно очертания активной мощности. Однако современная практика показывает, что современная структура нагрузок накладывает иное изменения потребления реактивной мощности. Динамика изменения суточных графиков показывает, что компенсация реактивной мощности нерегулируемыми конденсаторными батареями выше 50% приводит к перераспределению реактивной мощности в распределительной сети. Выбор мощности нерегулируемой конденсаторной батареи производится по суточному графику нагрузки. Оптимальная степень компенсации реактивной мощности не должна превышать 50% от максимального значения Qн зафиксированного в течение суток, но и не превышать минимального значения Qн. Другими словами при выборе средств компенсации и режима их работы в распределительной сети должно соблюдаться условие:

Qку?Qmin?50%·Qmаx (2.3)

В соответствии с анализом электропотребления проведенного по ТП 6- 10 кВ и исходя из выше перечисленных условий выбора мощности конденса-торных батарей, были определены мощности БСК для каждого трансформа-тора отдельно из условий раздельной работы системы шин 0,4 кВ. Результаты выбора сведены в таблицу 2.1.

Таблица 2.3-Перечень ТП 6-10кВ для установки БСК

№	№ ТП	Секция шин	Конденсаторная установка
1	3/1	Т-1, 1000 кВА	УК-0,4-75 У3
		Т-2, 1000 кВА	УК-0,4-50 У3
2	7/5	Т-1, 630 кВА	УК-0,4-75 У3
		Т-2, 630 кВА	УК-0,4-50 У3
3	7/10	Т-1, 1600 кВА	УК-0,4-50 У3
		Т-2, 1600 кВА	УК-0,4-50 У3
4	101/1	Т-1, 630 кВА	УК-0,4-50 У3
		Т-2, 630 кВА	УК-0,4-50 У3
5	172/2	Т-1, 400 кВА	УК-0,4-37,5 У3
		Т-2, 630 кВА	УК-0,4-75 У3
6	266/1	Т-1, 630 кВА	УК-0,4-37,5 У3
		Т-2, 630 кВА	УК-0,4-50 У3
7	102/4	Т-1, 630 кВА	УК-0,4-75 У3
		Т-2, 630 кВА	УК-0,4-37,5 У3



Всего в результате предварительных расчетов предлагается установить 14 нерегулируемых конденсаторных батарей. Суммарная мощность компенсации реактивной мощности составляет 762,5 кВар, суммарная мощность трансформаторов составляет 11 270 кВа.

2.3 Основные схемы подключения компенсирующих устройств к шинам 0,4 кВ на трансформаторных подстанции 6-10/0.4 кВ

В соответствии с выбранными количеством ТП 6-10кВ и мощности конденсаторных батарей (таблица 2.2) рассмотрен вопрос по установке батарей статических конденсаторных к шинам 0,4 кВ ТП. Типовая однолинейная схема подключения БСК приведена на рисунке 2.4.

Таблица 2.4-Установка БСК к шинам 0,4 кВ

Таблица 2.4-Перечень ТП 6-10кВ для установки БСК№	№ ТП	Секция шин	Конденсаторная установка
1	240/4	Т-1, 400 Ква	УК-0,4-50 У3
2	503/2	Т-1, 630 кВА	УК-0,4-50 У3
		Т-2, 630 кВА	УК-0,4-25 У3
3	103/1	Т-1, 630 кВА	УК-0,4-100 У3
4	103/2	Т-1, 630 кВА	УК-0,4-25 У3
		Т-2, 630 кВА	УК-0,4-75 У3
5	267/1	Т-1, 630 кВА	УК-0,4-50 У3
		Т-2, 250 кВА	УК-0,4-25 У3
6	267/2	Т-1, 400 кВА	УК-0,4-50 У3
		Т-2, 400 кВА	УК-0,4-50 У3
7	267/3	Т-1, 400 кВА	УК-0,4-50 У3
		Т-2, 400 кВА	УК-0,4-50 У3
8	264/1	Т-1, 250 кВА	УК-0,4-75 У3
		Т-2, 630 кВА	-
9	264/2	Т-1, 250 кВА	УК-0,4-50 У3
		Т-2, 250 кВА	УК-0,4-37,5 У3
10	264/3	Т-1, 320 кВА	-
		Т-2, 400 кВА	УК-0,4-75 У3

Рисунок 2.2-Однолинейная схема подключения БСК и ПУ к сети 6- 10/0,4кВ.

На основании приведенной схемы, для оценки эффективности проводимых работ на вводах 0,4 кВ трансформатора использовались существующие электронные приборы учета позволяющих оценить уровень потребления активных и реактивных мощностей из сети 6-10кВ и сложившейся при этом tаn (ц). Перечень приборов учета установленных на вводах выбранных ТП приведен в таблице 2.5.

Таблица 2.5-Перечень приборов учета на ТП 6-10 кВ

№	Наименование ТП	Тип прибора учёта	Класс точности
1	ТП №240/4	Счетчик Альфа А1140	0,2S
2	ТП №503/2	Счетчик Альфа А1140	0,2S
3	ТП №103/1	Счетчик Альфа А1140	0,2S
4	ТП №103/2	Счетчик Альфа А1140	0,2S
5	ТП №267/1	Счетчик Альфа А1140	0,2S
6	ТП №267/2	Счетчик Альфа А1140	0,2S
7	ТП №267/3	Счетчик Альфа А1140	0,2S
8	ТП №264/1	Счетчик Альфа А1140	0,2S
9	ТП №264/2	Счетчик Альфа А1140	0,2S
10	ТП №264/3	Счетчик Альфа А1140	0,2S

По результатам определения основного состава оборудования предлагается следующий порядок выполнения работ по компенсации:

2.3.1 установка навесных конденсаторных батарей серии УК-04;

2.3.2 установка щитов монтажной панелью (с установкой автоматических выключателей производства HУUNDАI);

2.3.3 отключение ТП;

2.3.4 подключение конденсаторной установки к шинам ТП 0,4кВ через автоматически выключатель;

Перед началом работы предлагается осмотр оборудования на механические повреждения.

Установка навесных конденсаторных батарей и шит с монтажной панелью крепится к стенке ТП с помощью анкерных болтов.

Допустимая механическая нагрузка на один анкерный болт с размером 8/65Ч115В - 80 кг. Масса КУ (конденсаторной установки) на 100 кВар составляет 54 кг, что допускает использование двух анкерных болтов.

Далее рассмотрен вопрос подготовки кабеля для подключения автоматических выключателей к шинам ТП-0,4 кВ (одна КУ устанавливается на одну секцию шин). После отключения ТП, устанавливаются счётчики электроэнергии и подключается кабель к шинам, соответственно закрепляя их клипсами к стенке, и проводится осмотр по проделанной работе для включения секции шин ТП. При включении секции шин ТП, надо убеиться что выключатель находится в выключенном положении «ОFF». После установки счётчика и включения ТП, подключаются к счётчику через оптопорт для мониторинга текущего состояния потребления электроэнергии и включается автоматический выключатель для включения КУ. При нормальной работе КУ установки, оставляют его включенным и через 2-3 дня снимаются суточные графики потребления. Перечень монтажного и коммутационного оборудования с разбивкой по ТП приведен в таблице 2.6.

Таблица 2.6 - Перечень коммутационного и крепежного оборудования по ТП 6-10 кВ

№ ТП	Секция шин	Конденсаторная установка	Автоматический выключатель	Основной кабель	Провод для заземления
240/4	Т-1, 400 кВА	УК-0,4-50 У3	(HУUNDАI) USB 100А3р	ВВГнг МЖ 3Ч35+1Ч16	ПВ-3 1Ч16
503/2	Т-1, 630 кВА	УК-0,4-50 У3	(HУUNDАI) USB 100А3р	ВВГнг МЖ 3Ч35+1Ч16	ПВ-3 1Ч16
	Т-2, 630 кВА	УК-0,4-25 У3	(HУUNDАI) USB 80А 3р	ВВГнг МЖ 3Ч25+1Ч16	ПВ-3 1Ч16
103/1	Т-1, 630 кВА	УК-0,4-100 У3	(HУUNDАI) USB 250S 3Р200F	ВВГнг 3Ч50+1Ч25 ж/з	ПВ-3 1Ч16
103/2	Т-1, 630 кВА	УК-0,4-25 У3	(HУUNDАI) USB 80А 3р	ВВГнг МЖ 3Ч25+1Ч16	ПВ-3 1Ч16
	Т-2, 630 кВА	УК-0,4-75 У3	(HУUNDАI) USB 250S 3Р200F	ВВГнг 3Ч50+1Ч25 ж/з	ПВ-3 1Ч16
267/1	Т-1, 630 кВА	УК-0,4-50 У3	(HУUNDАI) USB 100А3р	ВВГнг МЖ 3Ч35+1Ч16	ПВ-3 1Ч16
	Т-2, 250 кВА	УК-0,4-25 У3	(HУUNDАI) USB 80А 3р	ВВГнг МЖ 3Ч25+1Ч16	ПВ-3 1Ч16
267/2	Т-1, 400 кВА	УК-0,4-50 У3	(HУUNDАI) USB 100А3р	ВВГнг МЖ 3Ч35+1Ч16	ПВ-3 1Ч16
	Т-2, 400 кВА	УК-0,4-50 У3	(HУUNDАI) USB 100А3р	ВВГнг МЖ 3Ч35+1Ч16	ПВ-3 1Ч16
267/3	Т-1, 400 кВА	УК-0,4-50 У3	(HУUNDАI) USB 100А3р	ВВГнг МЖ 3Ч35+1Ч16	ПВ-3 1Ч16
	Т-2, 400 кВА	УК-0,4-50 У3	(HУUNDАI) USB 100А3р	ВВГнг МЖ 3Ч35+1Ч16	ПВ-3 1Ч16
264/1	Т-1, 250 кВА	УК-0,4-75 У3	(HУUNDАI) USB 250S 3Р 200F	ВВГнг 3Ч50+1Ч25 ж/з	ПВ-3 1Ч16
	Т-2, 630 кВА	-	-	-	-
264/2	Т-1, 250 кВА	УК-0,4-50 У3	(HУUNDАI) USB 100А 3р	ВВГнг МЖ 3Ч35+1Ч16	ПВ-3 1Ч16
	Т-2, 250 кВА	УК-0,4-37,5 У3	(HУUNDАI) USB 80А 3р	ВВГнг МЖ 3Ч25+1Ч16	ПВ-3 1Ч16
264/3	Т-1, 320 кВА	-	-	-	-
	Т-2, 400 кВА	УК-0,4-75 У3	(HУUNDАI) USB 250S 3Р 200F	ВВГнг 3Ч50+1Ч25 ж/з	ПВ-3 1Ч16

Изображения с предоставлением визуальной информации подключения конденсаторных батарей приведены на ниже следующих рисунках.

Рисунок 2.3-Установка НКБ УК-0,4-50 У3 в ТП

Рисунок 2.4- Установка НКБ УК-0,4-75 У3 в ТП

3. Практические методы выбора мощности компенсирующего устроис-тва в распределительных электрических сетях

3.1. Обоснование методики выбора мощности компенсирующего устрои-ства на основе показателей суточного графика потребления реактивной мощности

Обычным допущением при расчете интегрирующих множителей является допущение о чисто квадратичной зависимости нагрузочных потерь от нагрузки, что непосредственно следует из формулы (3.1). Неточность этого допущения обуславливается тем, что при изменении нагрузки изменяется и напряжение, стоящее в знаменателе формулы (3.1). Однако сравнительно небольшой диапазон его изменения (несколько процентов) по сравнению с диапазоном изменения Р и Qв периоде Т (в 2-3 раза) и использование в формулах расчета потерь электроэнергии среднего рабочего напряжения позволяют принять данное допущение в практических расчетах. В этом случае интегрирующий множитель для определения потерь электроэнергии по потерям мощности, рассчитанным в любом режиме, может быть определен по формуле :

(3.1)

где Рi -- нагрузка на i-й ступени почасового графика нагрузки;

Рр - нагрузка на ступени, для которой рассчитаны потери мощности ?Рр; Т-число ступеней графика.

Значение М выражается в тех же единицах, что и Г и физически представляет собой продолжительность расчетного режима, в течение которой потери мощности ?Рр приведут к тем же потерям энергии, что и при ее потреблении по реальному графику. Очевидно, что если ?Рр рассчитано для режима малой нагрузки, то М будет больше Т. Для удобства дальнейших выводов будем использовать значения интегрирующих множителей в относительных:

(3.2)

В практике в качестве расчетных режимов используют либо режим максимальной нагрузки сети, либо средней (определяемой на основе показаний счетчиков). В первом случае интегрирующий множитель 1 получил название числа часов наибольших потерь:

(3.3)

где Рmах - максимальная нагрузка, а метод. - метода наибольших потерь.Во втором случае интегрирующий множитель является произведением Т на коэффициент формы графика в квадрате, определяемый по формуле:

3.4)

где Рср - средняя нагрузка.

Этот метод получил название метода средних нагрузок. Величины (3.4) и (3.5) связаны между собой соотношением

3.5)

где kз - коэффициент заполнения графика, представляющий собой относительное число часов максимальной нагрузки: t = Тmах/Т.

Значение т всегда меньше единицы, k 2 - больше единицы, для графика с постоянной нагрузкой ? = 2 =1 . В расчетах потерь электроэнергии всегда используется значение квадрата коэффициента формы графика. Сам коэффициент формы графика путем извлечения корня обычно не определяют.

Расчетные формулы для нагрузочных потерь электроэнергии двумя описанными методами имеют вид:

DWн =--DРmаxt--(3.6)

Оба метода технологически мало отличаются друг от друга. Оба исходят из расчета потерь мощности только в одном режиме - в первом случае это режим максимальных, а во втором средних нагрузок. В дальнейшем, для краткости, они называются, соответственно, метод 1 и метод 2.

При расчетах потерь за месяц и за год следует задавать коэффициенты заполнения графика нагрузки kз= W/(Рmаx Т) = Тmаx /Т, соответствующие этим периодам. Для каждого периода значение kопределяется своими значениями энергии Wи максимальной нагрузки Рmаx. В летние месяцы график может быть достаточно плотным и иметь значение kз выше, чем к зимние. Однако его значение для годового периода kзг будет даже меньше, чем для зимнего месяца kзз, так как потребление в летние месяцы будет соотноситься с зимним максимумом нагрузки. Соотношение годового и месячного (зимнего месяца) значений kзг отражается формулой kзг = kззWср/Wз, где Wср - среднее потребление энергии за месяц, аWз потребление за зимний месяц.

Потребление за зимний месяц, как правило, больше средне - месячного, поэтому для годового периода kзи tменьше, а больше для месяца. При выборе способа определения t и 2 следует иметь в виду, что при использовании эмпирических формул применяют значениеkз, соответствующее расчетному интервалу в целом (месяц, год), а когда хотят уточнить расчет, используя реальный график нагрузки, обычно имеется в виду известный суточный график рабочего дня. При сопоставлении характеристик суточного и месячного графиков действуют те же соотношения, что и при сопоставлении месячного и годового. Поэтому если говорить о сопоставлении точности расчета описанных характеристик по эмпирическим формулам и непосредственно по графику, то это должен быть график всех значений n на периоде Т. В противном случае к точному значению t или 2 определенному по суточному графику, должен применяться коэффициент (понижающий для tи повышающий для k 2 ), значение которого определяют из сопоставления среднесуточного потребления энергии ее потребления в рабочие сутки.

Для расчета----t и 2 по формулам (3.1) и (3.2) необходим график нагрузки. При расчете потерь в основной сети энергосистемы такая информация имеется - ее суммарная нагрузка постоянно регистрируется на диспетчерском пункте. Для радиальных сетей 35-110 кВ, а тем более 6-20 кВ, такие данные обычно отсутствуют. В этих случаях значения t и 2 определяют по эмпирическим формулам в зависимости от коэффициента заполнения графика. Иногда в таких формулах дополнительно используется значение kmin= Рmin / Рmаx.

Авторами исследованы погрешности всех найденных ими в литературе эмпирических формул Там же приведены полученные авторами новые, наиболее приемлемые для практических расчетов формулы, связывающие величины t и 2 с коэффициентом заполнения графика (относительным числом использования максимальной нагрузки):

Оба описанных метода, как следует из изложенного, используют одну и ту же величину - коэффициент заполнения графика. Очевидно, что при расчете суммарных потерь мощности в сети их умножение может быть произведено на интегрирующий множитель, определенный по какому-то одному графику - обычно графику суммарной нагрузки. Вместе с тем все элементы сети имеют свои собственные графики, учесть индивидуальные характеристики которых данными методами невозможно. Дальнейшее уточнение расчетов возможно при использовании информации о графиках узловых нагрузок, получаемых в дни контрольных замеров, обычно проводимых в энергосистемах в один из рабочих дней июня и декабря. В этом случае расчет потерь электроэнергии проводят за средние сутки месяца, рассчитывая потери мощности на каждой ступени графика (в пределе за каждый час суток). График нагрузки каждого узла получают на основе известного значения энергии, потребленной в узле за месяц, и конфигурации, соответствующей графику контрольного замера. В этом случае объединяются преимущества метода средних нагрузок (точное значение средней нагрузки, полученное на основе показания счетчика) с учетом индивидуальных конфигураций графиков нагрузки ветвей. Этот метод получил название метода расчетных суток (метод 3). При его использовании проводится расчет уже не одного, а 24 режимов, а интегрирующий множитель имеет размерность не часов, а суток.

Конфигурация графиков нагрузки узлов изменяется от сезона к сезону, поэтому учет конфигурации только в дни контрольных замеров не снимает проблему полностью. Например, при расчете потерь электроэнергии за январь или февраль логично пользоваться конфигурацией графиков контрольных замеров за декабрь прошлого года. При расчете потерь за март или апрель уже встает вопрос о том, конфигурация графика какого замера (прошлого декабря или прошлого июня) Тем не менее, учет межузловой (внутрисуточной) неодинаковости графиков существенно уточняет расчет, так как неодинаковость графиков нагрузки различных узлов, обусловленная различием в технологических процессах потребителей, имеет гораздо более сильный характер, чем изменение конфигурации графика нагрузки конкретного потребителя по сезонам.

Представляется, что использовать преимущества этого метода целесообразно, применяя типовые графики, построенные на основе анализа графиков контрольных замеров, не вводя в расчет каждый раз конкретные графики.

Расчёт и выбор конденсаторных установок производится на основании суточного графика потребления активной и реактивной мощности и в соответствии с «Руководящими указаниями по компенсации реактивной мощности в сетях 6-10 кВ (28ТМ-Т1».

Рисунок 3.1-Суточный график суммарной реактивной нагрузки ТП- 2029, ТП-2079

Рисунок 3.2 - Суточный график суммарной активной нагрузки ТП-2029, ТП-2079

Потребляемая мощность КУ выбирается с учётом наибольшей входной реактивной мощности QЭ , кВАр, которая может быть передана из сети. В общем виде должно соблюдаться следующее условие:

Qp-QkQэ

Где QР -расчётная (потребляемая) потребителем реактивная мощность, квар;

QK - реактивная мощность, которую надо скомпенсировать у потребителя (т.е. мощность КУ).

Энергосистемой задаётся режим потребляемой реактивной мощности у потребителя с учётом его расчётных максимальных нагрузок QР и РР . Это требование заключается в том, что задаются значения

QЭ1 - реактивной мощности, выдаваемой энергосистемой предприятию в течении получаса в период максимальных активных нагрузок энергосистемы, и QЭ 2 -средней реактивной мощности, передаваемой из сети энергосистемы или генерируемой в сеть энергосистемы в период её наименьшей нагрузки.

Практически во всех случаях приобретается вид:

QЭ2 » 0 . С учётом этого выражения

QK mаx= QР mаx - QЭ1 (3.12)

QK min= QР min - QЭ2(3.13)

Где QK mаx и QK min -соответственно необходимая мощность КУ в режиме максимальных и минимальных нагрузок; QР mаx и QР min -соответственно расчётная реактивная мощность потребителя в режиме максимальных и минимальных (в ночную смену, в праздничные дни ) нагрузок.

После определения оптимального значения мощности компенсирующих устройств решается вопрос об их размещении в электрических сетях у потребителя. Наибольший эффект достигается при установке компенсирующих устройств вблизи приемника с наибольшим потреблением реактивной мощности.

3.2 Расчет потокораспределение активных и реактивных мощностей по электрическим сетям 6-10кВ АО «Алатау жары? компаниясы» с учетом и без учета компенсирующих устроиств

Расчеты электрических режимов выполнены с целью проверки загрузки элементов сети, отклонения напряжения, потокораспределения и оценки технических потерь в электрических сетях 6-10 кВ АО «Алатау жары? компаниясы»

после проведения мероприятий по компенсации реактивной мощности. Расчеты выполнены с использованием программного комплекса Nеw Rаstr Win (РАСТР) по электрическим сетям АО «Алатау жары? компаниясы» Илийского района.

В комплексе РАСТР расчеты установившегося электрического режима выполняются методом Ньютона-Рафсона. Система линейных алгебраических уравнений решается методом Гаусса с предварительной оптимизацией порядка исключения неизвестных.

Результаты расчета потерь до и после компенсации реактивной мощности сведены в таблицу 3.1



Таблица 3.1- Сводная данные по результатам расчета потерь мощности в электрических сетях 6-10/0,4 кВ до и после КРМ

№	Наименование ТП	Питающий центр	Потери мощности кВт	Снижение потерь %
			до КРМ	после КРМ
1	ТП №3/1	РП-3	590	540	8,47%
2	ТП №7/5	РП-3
3	ТП №7/10	ПС-3	140	100	28,6%
4	ТП №101/1	РП-3	50	45	10,0%
5	ТП №102/4	ПС-1	39	32	17,9%
6	ТП №172/2	РП-5	140	120	14,3%
7	ТП №266/1	РП-8	70	61	12,9%
	Итого		1029	898	12,73%

Анализ результатов расчета показывает, что установка 14 батарей статических конденсаторов на шинах 0,4 кВ ТП общей мощностью 762,5 кВар, позволяет снизить уровень нагрузочных потерь на 131 кВт или на 12,7% при этом, уровни напряжения на шинах 0,4кВ ТП не превышают допустимых отклонений ±5%. В целом снижение нагрузочных потерь колеблется от 10% до 28%. Значительный разброс величины снижения потерь зависит от точки подключения конденсаторных батарей, наибольшее значение снижения потерь достигается при установке БСК на ТП №7/10, т.к данная ТП находится в конце участке распределительной сети которое как правило имеет радиальный тип электроснабжения. Выполненные расчеты по оптимизации режимов с учетом КРМ показывает эффективность проведенных мероприятий.

Графическое изображение потокораспределение по каждому фидеру до и после компенсации реактивной мощности представлены на нижеследующих рисунках.



Рисунок 3.5 - Потокораспределения активных и реактивных мощностей по распределительной сети до КРМ на ТП 7/5.

Рисунок 3.6 - Потокораспределения активных и реактивных мощностей по распределительной сети после КРМ на ТП 7/5.



Рисунок 3.7 - Потокораспределения активных и реактивных мощностей по распределительной сети до КРМ на ТП 7/10

Рисунок 3.8 - Потокораспределения активных и реактивных мощностей по распределительной сети после КРМ на ТП 7/10



Рисунок 3.9 - Потокораспределения активных и реактивных мощностей по распределительной сети до КРМ на ТП 101/1

Рисунок 3.10 - Потокораспределения активных и реактивных мощностей по распределительной сети после КРМ на ТП 101/1

Рисунок 3.11 - Потокораспределения активных и реактивных мощностей по распределительной сети до КРМ на ТП 102/4

Рисунок 3.12 - Потокораспределения активных и реактивных мощностей по распределительной сети после КРМ на ТП 102/



Рисунок 3.13 - Потокораспределения активных и реактивных мощностей по распределительной сети до КРМ на ТП 172/2

Рисунок 3.14 - Потокораспределения активных и реактивных мощностей по распределительной сети после КРМ на ТП 172/2



Рисунок 3.15 - Потокораспределения активных и реактивных мощностей по распределительной сети до КРМ на ТП 266/1

Рисунок 3.16 - Потокораспределения активных и реактивных мощностей по распределительной сети после КРМ на ТП 266/1



В результате расчета режима до и после КРМ снижение нагрузочных потерь составило 270 кВт или на 14,14 % от существующих значений.

Таким образом, мероприятия по КРМ позволяют решать задачу оптимизации режима в городских сетях по следующему критерию:

n

DР = еDРi ® min

i =1

т.е снижение потерь путем выбора оптимальной мощности и мест установок компенсирующих устройств в электрических сетях, при соблюдении допустимых уровней отклонения напряжений и баланса реактивной мощности.



4. Результаты оценки фактического снижения потерь с учетом установки компенсирующих устройств

4.1 Балансовый метод оценки потерь с использованием инструментального измерения потерь на участках сети

Инструментальное измерение и учет потерь на любом участке (элементе) сети или в целом в сети структурного подразделения энергокомпании заключается в формировании баланса мощности и энергии по показаниям приборов учета фиксируемых одновременно в точках приема и отпуска рассматриваемой сети.

Баланс мощности и электроэнергии определяется выражением.

Wпр-Wотп-?Wт-WНБд = 0

Рпр-Ротп-?Рт-РНБд = 0

где Wпр-объем электроэнергии, принятый в сеть, Wотп-объем электроэнергии отпущенный из сети,

?Wт-технические потери электроэнергии в сети,

WНБд-допустимый небаланс электроэнергии, обусловленный нормативными погрешностями измерительных комплексов.

Рпр- мощность, принятая в сеть, Ротп- мощность отпущенная из сети,

?Рт- технические потери мощности в сети,

РНБд - допустимый небаланс мощности электроэнергии, обусловленный нормативными погрешностями измерительных комплексов.

Величины ?Wт , ?Рт определяются расчетным путем по методике (приложение 1) и инструкции И-34.09.101-94 для электрических сетей 10-220 кВ и распределительных сетей 10-6/0,4 кВ. Величины ?Wнб, ?Рнб определяется по методике (приложение 2)

В распределительных электрических сетях в структуре общих потерь имеется величина коммерческих и сверхнормативных потерь.

Баланс мощности и электроэнергии в распределительных электрических сетях определяется следующим выражением:

Wпр-Wотп-?Wт-DWк -НБд = 0 где ?Wк- коммерческие потери в сети.

Обоснование границы участка сети (контура) при инструментальном определении потерь в сети.

Измерение потерь мощности и энергии на любом участке сети как указано выше определяется разницей принятой и отпущенной из сети объемов мощности или электроэнергии. При определении суммарных потерь электроэнергии в сети используется метод поэлементных расчетов потерь, а суммарные потери определяются расчетом потерь в каждом элементе сети и последующем определении их сумм.

При инструментальном учете потерь на участке сети метод поэлементного учета в принципе не может быть использован, т.к. в данном случае метрологические потери или потери при измерении на отдельном элементе внесут в суммарные потери дополнительные или несуществующие потери. Эти потери должны быть учтены только в точках приема и отпуска электроэнергии. При инструментальном учете потерь в питающих или транспортных сетях, необходимо выделить границы транспортной сети или “контур” участка.

“Контур” участка определяется коммерческими точками учета на приеме в сеть и отпуска из сети. На рисунке 1 определен один из участков ВЛ-110.



Рисунок 4.1. Участок ВЛ-110 кВ

Внешний “контур” определяется точками коммерческого учета на приеме электроэнергии в сеть. Внутренний контур определяется точками коммерческого учета при отпуске электроэнергии из сети собственным и транзитным потребителям.

На примере рисунка 4.1, инструментальный учет потерь в транспортной сети может быть осуществлен при установке приборов учета на всех присоединениях от ТЭЦ до ПС и одновременном снятии показании приборов учета с помощью устройств сбора и передачи данных (УСПД), с последующей обработкой данных в центре сбора информации (ЦС).

Для распределительной сети 6-10 кВ инструментальный учет по «контуру» сети может быть выполнен 2-мя путями:

a) аналогично как в транспортной сети контур фидера определяется между головным учетом в начале фидера и конечных точках коммерческого учета, где установлены приборы учета потребителей.

б) использование метода расчета по «головному» учету, когда отсутствует коммерческий учет у потребителей или же невозможность одновременного снятия показаний приборов учета установленных у потребителей. В данном случае технические потери определяются расчетным путем, по формуле 1 (приложение1). Пропуск электроэнергии «головного учета» определяется по показаниям прибора учета установленного на

«голове» фидера.

Косвенным методом по замерам фазных значений токов и напряжений на «голове» и наиболее удаленной точкой коммерческого учета (Рисунок 4.2).

Рисунок 4.2 Структурная схема метода расчета потерь электроэнергии в линии 0,380 кВ по фазным значениям тока и напряжения на базе КТС.

Технические средства измерения и учета потерь электроэнергии

Для реализации инструментального учета потерь электроэнергии необходимо использование комплекса технических средств имеющих сертификат Госстандарта РК.

В состав технических средств измерения и учета электроэнергии входят:

-Приборы и измерительные преобразователи (датчики) учета электроэнергии, обеспечивающие измерение с необходимой точностью, отображение и преобразование измеренных параметров в электроэнергии импульсы или цифровые сигналы.

-устройства сбора передачи данных, обеспечивающих сбор данных от приборов учета, первичную отработку и передачу информации в специализированный вычислительный комплекс (центр обработки данных).

-каналы (средства) передачи информации от УСПД в центры обработки данных.

-специализированный вычислительный комплекс для центра обработки информации на базе IBM, совместимого компьютера с платой ввода (адаптер). Программное обеспечение (ПО) - состоит из системных, функционального и технологического. В качестве системного программного обеспечения приняты операционная система Miсrоsоft Windоws 2000 Sеrvеr и система управления базой данных Miсrоsоft SQL Sеrvеr.

В качестве специализированного программного обеспечения применяется лицензированное базовое программное обеспечение, позволяющее отображать, обрабатывать и хранить и прообразовывать информацию для протокольной передачи данных на соответствующий уровень. Выявление и локализация коммерческих потерь электроэнергии становится одной из актуальных задач в условиях рынка электроэнергии. Данная проблема тесно связана с проблемой достоверизации показаний измерительных комплексов (ИК) учета электроэнергии. Для выявления коммерческих потерь электроэнергии необходимо разделить суммарные отчетные потери электроэнергии на техническую и коммерческую составляющие, а затем разнести суммарные коммерческие потери по отдельным участкам электрической сети и соответствующим ИК. На основании таких расчетов можно организовать метрологическую проверку ИК, которые вызывают подозрение.

Математическая постановка задачи таких расчетов может базироваться на хорошо проработанной для электроэнергетических расчетов теории оценивания состояния. Оценивание состояния электроэнергетической системы сводится к расчету ее установившегося режима на основе измерений мгновенных значений токов, напряжений и мощностей. При достоверизации энергораспределения в качестве исходных данных используются измерения энергии, полученные с измерительного комплекса учета электроэнергии.

Задача расчетов заключается в определении расчетных потоков энергии Wiрас. на основании измеренных Wiизм. В условиях, когда измерения энергии имеют большие погрешности либо подвержены искажению, достоверность расчетной модели базируется на минимизации взвешенной суммы квадратов ошибок измерений

(4.1)

где N -- общее число рассматриваемых ИК учета ЭЭ,

аi -- весовой коэффициент, определяющий степень доверия к i-му измерению.

Математическая модель распределения потоков энергии в электрической сети обеспечивает соблюдение балансовых соотношений во всех узлах, а учет потерь электроэнергии осуществляется путем расчета продольной и поперечной составляющей потерь на каждом участке электрической сети. Чем выше точность средств учета электроэнергии, тем меньше будет разность между расчетным Wiрас измеренным Wiизм количеством учтенной электроэнергии. Относительное значение расчетной погрешности характеризует фактическую погрешность i-го измерительного комплекса.

dW = ( Wi / Wiизм)100% (4.2)

Предлагаемый метод достоверизации учитываемых потоков ЭЭ позволяет производить оценочную метрологическую диагностику ИК.

Из теории оценивания известно, что чем большее число измерений (точек учета электроэнергии) имеется в схеме сети, тем выше избыточность системы наблюдения и тем с большей степенью достоверности можно определить погрешности конкретных измерительных комплексов. ИК в точках коммерческого учета представляют собой минимальный состав ИК, обеспечивающий наблюдаемость (возможность расчета) энергораспределения в сети. ИК технического учета создают избыточность системы измерения и благодаря им возможна достоверизация показаний для коммерческих измерений. При проведении подобных расчетов важна целостность энергетического баланса рассматриваемой энергосистемы или ее фрагмента. Повышение точности расчетных значений энергии Wiизм по сравнению с измеренными Wiрас возможно благодаря тому, что в расчетах несколько раз фигурируют измерения одного и того же объема электроэнергии, сначала поступающего в сеть, затем распределяемого в сети и, наконец, отпускаемого потребителям. Накопление статистики по расчетным погрешностям ИК dW на основании обработки нескольких временных срезов дает возможность получения данных по систематическим (устойчивым во времени) погрешностям учета. Особый интерес представляет выявление систематических погрешностей измерительных комплексов коммерческого учета у потребителей электроэнергии. В ситуации, когда расчетное значение энергии превышает измеренное, в данной точке сети существует вероятность занижения показания отпускаемого объема электроэнергии. Причиной этого может служить либо обычная погрешность учета электроэнергии, либо занижение показаний приборов учета происходит из-за возможных хищений электроэнергии.

Методика позволяет производить расчет энергетических балансов в привязке к схеме электрической сети и параметрам режима контрольного замера, что существенно повышает точность расчета технических потерь. На основе методики достоверизации энергораспределения в сложной электрической сети разработан программный комплекс «Баланс», позволяющий производить расчеты в схемах размерностью до 600 узлов и 2500 точек учета электроэнергии (Уральский государственный технический университет). Программа «Баланс» позволяет производить расчет фактических и допустимых небалансов электроэнергии, как для отдельных узлов, так и для подрайонов расчетной схемы замещения электрической сети. При проведении серии "расчетов для одной сети с использованием данных учета ЭЭ, относящихся к различным временным периодам, производится накопление статистических данных по расчетным относительным погрешностям ?W для всех ИК. Последующая статистическая обработка этих временных рядов позволяет выявить ИК, у которых погрешность учета ЭЭ носит систематический (устойчивый во времени) характер. С помощью программы «Баланс» удается получить оценки коммерческих потерь ЭЭ для различных потребителей.

На рисунке 4 представлена схема простейшей тестовой электрической сети и результаты расчетов с использованием программы «Баланс». Рядом с условными изображениями трансформаторов тока приведены показания счетчиков электроэнергии и их расчетные аналоги. В числителе представлены показания счетчиков электроэнергии (измерения) Wiизм, а в знаменателе -- расчетные потоки.



Расчеты с помощью программы «Баланс» проводятся на основе показаний счетчиков электроэнергии. Проведенные расчеты в большинстве случаев показали наличие больших коммерческих потерь электроэнергии для энергоснабжающих организаций.

4.2 Оценка потерь с учетом предельной погрешности измерительных комплексов

При решении задач расчета, анализа, нормирования и снижения потерь электроэнергии в электрических сетях применяют следующие основные понятия:

1) отчетные абсолютные потери электроэнергии ?Wотч, определяемые как разность электроэнергии, отпущенной в электрическую сеть Wос, и полезно отпущенной потребителям Wпо:

?Wотч = Wос - Wпо. (4.3)



Электроэнергия Wос определяется по разнице показаний счетчиков, учитывающих электроэнергию, поступившую в электрическую сеть энергосистемы от электростанций и смежных систем, и счетчиков, учитывающих электроэнергию, переданную в электрические сети смежных энергосистем.

Электроэнергия Wпо для промышленных, строительных и приравненных к ним потребителей, бюджетных и других организаций, кроме бытовых потребителей (население), также определяется по показаниям счетчиков. Для бытовых потребителей значение Wпо определяется по платежам ПБ через сберкассы и средневзвешенному расчетному тарифу ТБ на электроэнергию:

Wпо = ПБ / ТБ ; (4.4)

2) отчетные относительные потери электроэнергии:

?W* =?W* /?W )*100%; (4.5)

3) технические потери электроэнергии, обусловленные физическими процессами передачи, распределения и трансформации электроэнергии. определяются расчетным путем в соответствии с нормативными документами ?WТ

4) коммерческие потери электроэнергии:

?WК = ?WОТЧ - ?WТ = WОС - WПО - ?WТ; (4.6)

5) фактический небаланс электроэнергии в электрической сети:

W - W ---DW (4.7)

НБФ= ОС ПО T

WОС

Фактический небаланс электроэнергии по определению равен коммерческим потерям, отнесенным к отпуску электроэнергии в сеть.

6) допустимый небаланс электроэнергии в электрической сети:

НБД=± (4.8)

где доi(дnj) -- суммарная относительная погрешность i-го (j-го) измерительного комплекса, состоящего из трансформатора напряжения, трансформатора тока и счетчика, измеряющего отпущен...