Содержание к диссертации
Введение
1. Потери электрической энергии в распределительных сетях ЮкВ . 10
1.1 Особенности сельских распределительных электрических сетей напряжением 10 кВ. 10
1.2 Потери электрической энергии и методы их расчета . 15
1.3 Мероприятия по снижению технических потерь электроэнергии в сельских распределительных сетях. 27
1.4 Выводы 36
2. Расчет фактических потерь электроэнергии в распределительных сетях с помощью программно- вычислительного комплекса ТЭРС 10-1 ЮкВ . 38
2.1 Возможности программно-вычислительного комплекса ТЭРС 10-1 ЮкВ. 38
2.2 Алгоритм определения нагрузки в распределительных сетях 10 кВ в программно-вычислительном комплексе ТЭРС 10-110 кВ . 48
2.3 Расчет технических потерь электроэнергии в распределительных сетях 10 кВ с помощью ПВК ТЭРС 10-110 кВ. 54
2.4 Выводы 59
3. Разработка математической модели для расчета технических потерь электрической энергии в распределительных сетях 10 кВ. 60
3.1 Методика и алгоритм разработки математической модели на основе статистических данных по Каширским электрическим сетям. 60
3.2 Регрессионные уравнения для расчета технических потерь электроэнергии в распределительной сети 10 кВ при различной загрузке трансформаторов ТП10/0,4 кВ. 69
3.3 Уравнения для расчета технических потерь электроэнергии в сетях ЮкВ на основе корреляционно-регрессионного анализа для линий, классифицируемых по протяженности ВЛ-10 кВ. 79
3.4 Уравнения для расчета технических потерь электроэнергии в сетях 10 кВ на основе корреляционно-регрессионных зависимостей для линий, классифицируемых по количеству установленных трансформаторов на ВЛ-10 кВ. 88
3.5 Выводы. 97
4. Погрешности расчета технических потерь электроэнергии в электрических сетях 10 кВ . 99
4.1 Анализ погрешностей при расчетах фактических технических потерь электроэнергии в распределительных сетях 10 кВ. 99
4.2 Оценка погрешностей расчета технических потерь электроэнергии по разработанным математическим моделям . 104
4.3 Сравнительный анализ погрешностей при расчете технических потерь электроэнергии по различным корреляционно-регрессионным уравнениям. 113
4.4 Выводы 118
Основные выводы и результаты 120
Литература
- Потери электрической энергии и методы их расчета
- Алгоритм определения нагрузки в распределительных сетях 10 кВ в программно-вычислительном комплексе ТЭРС 10-110 кВ
- Регрессионные уравнения для расчета технических потерь электроэнергии в распределительной сети 10 кВ при различной загрузке трансформаторов ТП10/0,4 кВ.
- Оценка погрешностей расчета технических потерь электроэнергии по разработанным математическим моделям
Введение к работе
Актуальность темы диссертации.
Повышение экономичности систем электроснабжения - важная задача современной электроэнергетики. С ней тесно связаны проблемы надежности электроснабжения, рационального использования электрической энергии и повышения ее качества. Большое значение также имеет комплекс мероприятий по снижению потерь электрической энергии в электрических сетях.
Электрическая сеть состоит из элементов, в которые входят трансформаторы, электрические линии, различные коммутационные и распределительные устройства, обладающие активным сопротивлением, в которых при передаче и распределении электрической энергии происходят ее потери. Потери электрической энергии в сетях и оборудовании называют техническими.
Помимо технических потерь в электрических сетях в последнее время наблюдается рост коммерческой составляющей потерь электрической энергии, которая обусловлена хищениями электроэнергии, недостатками в организации учета и т.д.
Технические потери электрической энергии делят на три основные группы: переменные, постоянные и климатические. Переменные или нагрузочные потери пропорциональны квадрату протекающего по элементам электрической сети тока нагрузки, как правило, изменяющегося во времени. Постоянные потери зависят от небольших флуктуации напряжения и возникают в магнитопроводах трансформаторов также и при отсутствии нагрузки. Расход электрической энергии на корону и токи утечки по изоляторам ВЛ относят к климатическим потерям.
Проблема нормирования и расчетов потерь электрической энергии актуальна, над ее решением работали многие ученые: Броерская Н.А., Воротницкий В.Э., Железко Ю.С., Казанцев В.Н., Поспелов Г.Е., Сыч Н.М. и многие другие. В результате проведения ряда научных работ в
-5-электроэнергетике и в программировании разработаны методы, а также программно-вычислительные комплексы, позволяющие рассчитывать технико-экономические параметры электрической сети, находить составляющие потерь электрической энергии и, опираясь на полученную информацию, разрабатывать и принимать меры по их снижению.
Основное отличие сетей сельскохозяйственного назначения от промышленных и городских сетей заключается в снабжении электроэнергией большого количества потребителей сравнительно малой мощности, разбросанных по обширной территории. Общая протяженность их составляет около 2,3 млн. км. (в том числе 290 тыс. км. линий напряжением 35-110 кВ, 1 184 тыс. км. линий 6-Ю кВ, а также 826 тыс. км. линий 0,38 кВ), и эксплуатируется порядка 500 тыс. трансформаторных пунктов 6-35/0,4 кВ. Пик строительства этих сетей пришелся на 50-70-е года прошлого столетия, при этом осуществлялся курс на удешевление стоимости распределительных сетей, вследствие чего применяли провода малых сечений. На данное время они выработали свой ресурс, что приводит к частым сетевым авариям, а также к значительному увеличению технических потерь электроэнергии [79].
Распределительные 10 кВ сети работают в разомкнутом режиме. По сравнению с замкнутыми системообразующими сетями энергосистем для них характерно значительное число составляющих элементов, а также дефицит информации о режимах работы. В то же время потери в них составляют порядка 20%-70% от суммарных потерь электроэнергии, следовательно, точность их расчета позволяет определить нормированную величину потерь для энергосистемы в целом, а также своевременно выбрать мероприятия по снижению потерь электроэнергии. Указанные факты обуславливают необходимость разработки оценочных методов, позволяющих рассчитывать потери электроэнергии в распределительных разомкнутых сетях с достаточной точностью и невысокими трудозатратами, выявлять «очаги» потерь, используя ограниченную информацию о схемах и нагрузках сетей.
Известно, что потери электрической энергии зависят от таких величин, как мощность, сечение и длина провода, количество ТП 10/0,4 кВ на линии и т.д. [6, 28, 63]. В данной работе разработаны и исследованы уравнения регрессий, предназначенные для расчета технических потерь электроэнергии в целом по линии при минимальной информации о распределительных сетях 10 кВ. В качестве известных величин приняты: суммарная длина линий электропередачи, количество и установленная мощность трансформаторов на ТП 10/0,4 кВ, а также расход электрической энергии, который можно рассчитать по максимальной мощности головного участка или получить замерами.
Проведена статистическая обработка и множественный корреляционно-регрессионный анализ результатов расчетов, выполненных в процессе имитационного моделирования загрузки распределительных сетей Каширского ПЭС. В итоге получены уравнения регрессий для определения технических потерь электроэнергии в сетях напряжением 10 кВ, зависящих от количества отпущенной электроэнергии; протяженности ВЛ-10 кВ; количества ТП10/0,4 кВ или установленной мощности трансформаторов ТШО/0,4 кВ.
При анализе и обработке результатов исследования рассмотрены математические модели, представленные полиномами первой и второй степени, которые дают возможность определить технические потери электрической энергии и оценить степень корреляции выше перечисленных величин на технические потери электроэнергии.
Цель работы состоит в разработке и исследовании уравнений регрессий для экспресс (ориентировочной) оценки годовых технических потерь электроэнергии в распределительных сетях 10 кВ при различной загрузке трансформаторов подстанций 10/0,4 кВ на основе множественного корреляционно-регрессионного анализа.
Для достижения указанной цели в работе решены следующие задачи:
- собран необходимый материал по распределительным электрическим сетям
сельскохозяйственного назначения Каширского ПЭС, проведен анализ и дана
оценка их параметров;
проведено имитационного моделирование распределительных электрических сетей сельскохозяйственного назначения Каширского ПЭС при различной загрузке трансформаторов ТП10/0,4 кВ с помощью программно-вычислительного комплекса ТЭРС 10-110 кВ;
проведен расчет технических потерь и других технико-экономических параметров распределительных электрических сетей сельскохозяйственного назначения Каширского ПЭС, необходимых для получения регрессионных уравнений;
проведена статистическая обработка и выявлена корреляционная связь технических потерь электроэнергии с такими параметрами сетей как: отпуск электроэнергии, протяженность ВЛ-10 кВ, количество ТШО/0,4 кВ и установленная мощность трансформаторов 10/0,4 кВ на линии;
получены регрессионные уравнения для определения технических потерь электроэнергии;
проанализированы полученные уравнения регрессий и осуществлен анализ их погрешностей;
сравнены полученные регрессионные уравнения с ранее разработанными регрессиями и выявлена целесообразность их применения.
Объектом исследования являются сельские распределительные электрические сети 10 кВ.
Предметом исследования являются технические потери электрической энергии в распределительных сетях 10 кВ на основе имитационного моделирования загрузки трансформаторов ТП10/0,4 кВ и корреляционного анализа по параметрам сетей Каширского ПЭС.
Методика исследования включает методы определения технических потерь электрической энергии в распределительных электрических сетях, теорию вероятностей и математическую статистику, множественный
корреляционный анализ, теорию электроснабжения, исследования и разработки в области электроэнергетики и др.
Достоверность разработанных регрессионных уравнений
подтверждается совпадением результатов расчетов технических потерь электроэнергии в сетях 10 кВ по полученным моделям и реальным распределительным сетям, а также корректным применением математического аппарата.
Научная новизна. Решение задач диссертационной работы определяет научную новизну полученных результатов, которые состоят в следующем:
- обосновании необходимости совершенствования ранее предлагаемых
другими авторами уравнений, предназначенных для определения
технических потерь электроэнергии по минимуму исходной информации;
анализе технико-экономических параметров распределительных электрических сетей 10 кВ Каширского ПЭС на основе имитационного моделирования распределительных электрических сетей 10 кВ при различной их загрузке, с помощью программно-вычислительного комплекса ТЭРСЮ-ПОкВ;
оценке мероприятий по снижению технических потерь электроэнергии в распределительных сетях 10 кВ и их очередность;
разработке регрессионных уравнений для расчета технических потерь электрической энергии в сельских распределительных сетях напряжением 10 кВ при различной загрузке трансформаторов ТП 10/0,4 кВ (35%, 50%, 70%, 100%), позволяющих проводить экспресс-оценку технических потерь при наличии ограниченной исходной информации;
- получении уравнений регрессий представленных полиномом второй
степени, предназначенных для ВЛ-10 кВ, классифицируемых по
протяженности и количеству трансформаторов на них.
Практическая ценность.
Разработанные в диссертации регрессионные уравнения позволяют с достаточной точностью оперативно определять технические потери в
-9-распределительных электрических сетях сельскохозяйственного назначения в процессе эксплуатации. На основе полученных результатов обнаруживать «очаги» потерь, разрабатывать и реализовывать мероприятия по их ликвидации.
Потери электрической энергии и методы их расчета
В процессе передачи электрической энергии, произведенной на электростанциях, происходит несколько ступеней преобразования ее в трансформаторах, а также она передается и распределяется по проводам воздушных или кабельным линиям.
Электрические линии, трансформаторы и другие электроустановки обладают активным сопротивлением, вследствие этого ток, проходя по ним, вызывает нагрев проводников, что приводит к дополнительному расходу электрической энергии, который покрывается дополнительной выработкой электрической энергии и, соответственно, увеличением сжигаемого органического топлива.
Технологический расход электроэнергии на передачу ее от источника снабжения до потребителей принято называть техническими потерями электрической энергии. В электрических сетях, кроме технических потерь, еще присутствует коммерческая составляющая потерь, обусловленная хищениями электроэнергии, несовершенством системы учета и т.д. Коммерческие потери электроэнергии определяют как разность между отчетными потерями и техническими потерями: bWK = bWo-bWm (1.1) AWK - коммерческие потери электрической энергии, кВтч; tsWo- отчетные потери электрической энергии, кВтч; AWm -технические потери электрической энергии, кВтч.
Выявлено, что коммерческие потери в Каширском ПЭС составляют порядка 15%, технические - 9% от отпуска электроэнергии в сеть по всему предприятию. Следовательно, приоритетной задачей является выявление и снижение коммерческой составляющей потерь.
Технические потери электроэнергии делятся на нагрузочные (переменные) потери, характеризуемые изменением тока в сети, потери
-16-холостого хода (постоянные), которые возникают в обмотках трансформаторах и при отсутствии нагрузок, а также климатические потери.
В сельских распределительных сетях в основном уровень технических потерь зависит от нагрузочных потерь и потерь холостого хода. Поэтому большое значение для снижения технической составляющей потерь имеет их точный расчет и анализ полученных результатов.
Если учесть, что распределительные сети 10 кВ трехфазные, то переменные потери электрической энергии определяют по формуле: t MVn= 3R \i2dt (1.2), о где R - сопротивление одной фазы элемента сети, Ом; і (і) - ток нагрузки в элементе сети в момент времени t, А.
Чем точнее будут определены сопротивление и ток участка сети, тем ближе к реальной будет величина переменных потерь. Как уже упоминалось, ток, проходя по элементам электрической сети, вызывает их нагрев, следовательно, меняется сопротивление проводника, которое, в свою очередь, зависит от температуры окружающей среды и других факторов. Это приводит к дополнительной погрешности. Также сопротивление проводника изменяется вследствие естественного старения, что особенно характерно для распределительных сетей сельскохозяйственного назначения, которые строились достаточно давно, и в них нередко применялись низкокачественные электротехнические материалы.
Нахождение токов по участкам сетей также представляет достаточно большие трудности, так как распределительные сети отличаются большой протяженностью и разветвленностью, а нагрузка и расход электрической энергии известны лишь на головном участке, поэтому для их определения применяется метод пропорционального распределения нагрузки по установленной мощности ТШ0/0,4кВ (см. глава 2).
Существует несколько методов определения переменных потерь [19, 20, 42, 50, 96, 100], выбор оптимального из них зависит от объема и точности -17-исходной информации по распределительным сетям напряжением 10 кВ. Всю информацию можно условно поделить на детерминированную и стохастическую. Под детерминированной понимается информация, заданная в численно однозначной форме (длина и количество линий электропередачи, количество трансформаторов и т.д.).
Стохастическая информация обусловлена нелинейным режимом работы сети, при этом постоянно меняется нагрузка, напряжение на элементах сети в зависимости от множества факторов. В этом случае потери электроэнергии за какой-либо промежуток времени Т определяются стохастическим интегралом: т bWn= j\P(t,e)dt (1.3), о где е - случайное событие из вероятностного пространства возможных событий, определяющих режим работы электросетей за интервал времени Т. Основные методы определения технических потерь электроэнергии:
Алгоритм определения нагрузки в распределительных сетях 10 кВ в программно-вычислительном комплексе ТЭРС 10-110 кВ
Главной величиной, определяющей точность расчетов технических потерь электроэнергии, является нагрузка. В распределительных сетях ЮкВ электрическая нагрузка - величина неопределенная. Она неизвестна на участках линии и на подстанциях 10/0,4 кВ. В процессе эксплуатации реально известна электрическая нагрузка головного участка линии ЮкВ, замеренная в режимные сутки (зимние и летние).
В ПВК ТЭРС 10-110 кВ нагрузка на ТП 10/0,4 кВ определяется путем распределения максимальной замеренной нагрузки головного участка ВЛ-ЮкВ пропорционально установленной мощности трансформаторов ТП 10/0,4 кВ.
Если нагрузка части ТП известна, то это учитывается при распределении. Нагрузка остальных элементов схемы рассчитывается с учетом коэффициентов одновременности [86]. При этом учитываются потери мощности во всех элементах схемы. Определяется значение дневного и вечернего максимума нагрузки для четырех сезонов года и минимальное значение нагрузки, равное 0,25Smax [78]. вычислительном комплексе ТЭРС 10-110 кВ.
Ниже приведен алгоритм определения нагрузки на ТП 10/0,4 кВ методом итерации. При этом разность между нагрузкой, полученной расчетом, и фактической головного участка должна быть меньше наперед заданной величины погрешности. Нагрузка на шинах ТП на первом шаге итерации (S mn) равна (для случая, когда нагрузка всех ТП неизвестна): где ST - нагрузка на головном участке распределительной линии, измеренная в зимний режимный день, кВА, SHOM mni - номинальная мощность трансформатора, установленного на /-ой ТП, кВА, п - количество ТП на В Л 1 ОкВ, шт.
Суммарная нагрузка ТП на первом шаге итерации ( S mni) определяет-ся с учетом коэффициента одновременности: isL=S mnl+ASfmn2+...+AS mnn, (2.1) і где hS min - добавка, определяемая по мощности S mn, отражающая суммирование с коэффициентом одновременности {Ко), при этом SX+AS2 , коэффициент одновременности равен л.с = — 1 . Oj + S2
Величина добавок принята из таблиц [86], занесенных в справочную базу данных комплекса. Ошибка первого шага итераций определяется как: п = YsS »m -Sr (2.2) На втором шаге итерации мощность на шинах ТП {S"im) определяется по формуле: С" — Г с" nml - — nml ; (2.3) І1 Суммарная нагрузка всех ТП на втором шаге с учетом коэффициента одновременности будет равна: s:ni=s:nl+As:n2+...+№:nn. (2.4) Ошибка равна = тії Ьг. Расчет повторяется до тех пор, пока і погрешность станет равной или меньше наперед заданной величины.
На практике возможны случаи, когда на ТП установлены измерительные приборы. Тогда нагрузка части трансформаторных -50-подстанций становится известной. Для данных линий приходится определять лишь нагрузку тех ТП, у которых нет измерительных приборов. Нагрузка таких ТП определяется по выражению: Х „ о„,„, = - о„ ном.mm 1 " (2.5) где S mnj - известная нагрузка нау-ом ТП, кВ А; т - количество ТП, нагрузка которых известна, шт; п - количество ТП, нагрузка которых неизвестна, шт; SUOM mni - номинальная мощность трансформатора /-ой ТП с неизвестной нагрузкой кВА. S mni- нагрузка на шинах ТП, полученная на первом шаге итерации, кВ А Ошибка приближения первого шага итерации: т п $ = (Sr - ZS»»v ) " ZS» ti - (2.6) 0 1 И так далее до полной сходимости.
Нагрузка на участках ВЛ 10 кВ вычисляется с учетом потерь мощности в трансформаторах ТП и проводах участков линий путем суммирования нагрузок отходящих участков с коэффициентом одновременности (рис.2).
Регрессионные уравнения для расчета технических потерь электроэнергии в распределительной сети 10 кВ при различной загрузке трансформаторов ТП10/0,4 кВ.
1. Проанализированы данные по 136 ВЛ-10 кВ КАШИРСКИХ электрических сетей. В одном из административных районов Каширских сетей, Серебряно-Прудском, загрузка районных электрических сетей точно определена и составляет 35% от установленной мощности трансформаторов ТП 10/0,4 кВ. Это значение принято для всего предприятия Каширских электрических сетей. На первом этапе принята функция регрессии, представленная полиномом первой степени.
Произведен расчет по методике описанной в разделе 3.1, при этом, включая в систему уравнений по каждой новой переменной (см. приложение 1), получены уравнения регрессий в результате корреляционно-регрессионного анализа, в которых технические потери электрической энергии зависят от отпущенной электрической энергии с шин подстанции, длины линии 10 кВ, количества трансформаторов на ВЛ-10 кВ (зависимости 1,2,3). В уравнении 4 вместо количества трансформаторов принят показатель установленной мощности трансформаторов на ТП 10/0,4 кВ (всей линии): 1) AWm = 0,082Woi - 86,482 2) AWm = 0,107Woi-3,01% - 131,396 3) AWm = 0,07Woi + 5,3581 - 3,312Ni - 99,072 4) AWm = l,885Woi + 4,3091 - 2,168Si - 98,824 , где AWm - технические потери электрической энергии, тыс.кВт-ч, Woi - отпускаемая электрическая энергия, тыс.кВт-ч, //-длина ВЛ 10 кВ, км, Ni - количество трансформаторов на ВЛ 10 кВ, шт, Si - суммарная установленная мощность трансформаторов на ТП 10/0,4 кВ линии электропередачи, кВ-А.
2. Рассмотрена функция регрессии, представленная полиномом второй степени. На основе анализа данных по 136 ВЛ-10 кВ КАШИРСКИХ электрических сетей с загрузкой трансформаторов ТП 10/0,4 кВ составляющей 35 % от установленной мощности:
Расчет проведен аналогично пункту 3.1 данной главы, постепенно включая в систему уравнений по каждой новой переменной (см. приложение 1), получены уравнения регрессий, представленные полиномом второй степени для регрессионной модели, в которой технические потери электрической энергии зависят от отпускаемой электрической энергии, длины линии, количества трансформаторов, а также вместо количества трансформаторов - значение установленной мощности трансформаторов на линии электропередачи (уравнение 8): 5) bWm = 0,000 009 168W2oi + 37,919 6) Шт = 0,000 006 830W2oi + 4,7651-7,241 7) MVm = 0,000 007 419W2oi + 5,683li - 2,555Ni- 1,281 8) LWm = 0,000 005 102W2oi + 4,3451 + 0,022Si - 33,454 , где Wm - технические потери электрической энергии, тыс.кВт-ч, Woi - отпускаемая электрическая энергия, тыс.кВт-ч, //-длина ВЛ-10 кВ, км, Ni - количество трансформаторов на ВЛ-10 кВ, шт, Si - суммарная установленная мощность трансформаторов на ТП 10/0,4 кВ линии электропередачи, кВ-А.
На графике №6 изображено изменение расчетной величины технических потерь электроэнергии по уравнениям регрессий, представленным полиномом первой Wni и второй степени Wn3, относительно исходных данных Wn программно-вычислительного комплекса) при 35% загрузке трансформаторов на ТШ0/0,4 кВ.
Оценка погрешностей расчета технических потерь электроэнергии по разработанным математическим моделям
1. Проведя классификацию ВЛ-10 кВ по протяженности, необходимо задаться для исследования каким - либо другим критерием, таким как количество установленных трансформаторов на линии электропередачи. Сгруппировав ВЛ-10 кВ Каширского ПЭС по количеству установленных трансформаторов от 1 до 7 шт.- 51 линия, от 8 до 15 шт.- 43 линии, от 16 до 50 шт.- 42 линии (см. приложение 3), получаем регрессионные модели, представленные полиномами второй степени для линий с количеством трансформаторов от 1 до 7 шт.: 1) Шт = 0,034Woi - 5,759 2) A Wm = 0,032 Woi + 0,799П -8,371 3) LWm = 0,029Woi + 0,608Н + l,434Ni - 9,302 4) A Wm = 0,061 Wo + 0,799U - 0,034Si - 8,359 5) AW,n = 0,000 010 347W2oi + 15,973 6) LWm = 0,000 009 705W2oi + 1,183Н + 10,226 7) bWm = 0,000 008 273W2oi + 0,725Н + 2,858Ni + 5,1 8) A Wm = 0,000 004 433 W2oi + 0,922U + 0,022Si - 0,894 , где bWm - технические потери электрической энергии, тыс.кВт-ч, Woi- отпускаемая электрическая энергия, тыс.кВт-ч, // - длина ВЛ-10 кВ, км, Ni- количество трансформаторов на линии 10 кВ, шт, Si- суммарная установленная мощность трансформаторов на ТП 10/0,4 кВ линии электропередачи, кВ-А.
На графике №16 изображено изменение расчетной величины технических потерь электроэнергии по уравнениям регрессий, представленных полиномами второй степени Wni (зависимость от отпуска электроэнергии, протяженности ВЛ-10 кВ и от количества трансформаторов 10/0,4 кВ) и Wn3 (зависимость от отпуска электроэнергии, протяженности ВЛ-10 кВ и от установленной мощности трансформаторов 10/0,4 кВ) для -51 шт. ВЛ-10 кВ с количеством трансформаторов от 1 до 7 шт., относительно исходных данных Wn (программно-вычислительного комплекса) при 35% загрузке трансформаторов на ТП10/0,4 кВ. 2. Получены регрессионные модели, представленные полиномами второй степени, для 43 линий 10 кВ с количеством трансформаторов от 8 до 15 шт.: 1) MVm = 0,046Woi-12,111 2) AWm = 0,054Woi + 4,532li - 107,432 3) AWm = 0,057Woi + 4,783Н + l,000Ni-129,617 4) AWm = -3,3844Woi + 4,529li + 4,092Si - 107,379 5) AWm = 0,000 006 480W2oi + 61,467 6) AWm = 0,000 007 794W2oi + 4,687li - 25,258 1) AWm = 0,000 006391W2oi-2,127li + 4,397Ni + 48,377 8) AWm = -0,000Oil 719W2oi + 12,983Н + 0,121Si-253,597 , где AWm - технические потери электрической энергии, тыс.кВт-ч, Woi- отпускаемая электрическая энергия, тыс.кВт-ч, //- длина ВЛ-10 кВ, км, Ni- количество трансформаторов на линии 10 кВ, шт, Si- суммарная установленная мощность трансформаторов на ТП 10/0,4 кВ линии электропередачи, кВ-А.
На графике №17 изображено изменение расчетной величины технических потерь электроэнергии по уравнениям регрессий, представленных полиномами второй степени Wni (зависимость от отпуска электроэнергии, протяженности ВЛ-10 кВ и от количества трансформаторов 10/0,4 кВ) и ]&пЗ (зависимость от отпуска электроэнергии, протяженности ВЛ-10 кВ и от установленной мощности трансформаторов 10/0,4 кВ) для 43 шт. ВЛ-10 кВ с количеством трансформаторов от 8 до 15 шт., относительно исходных данных Wn (программно-вычислительного комплекса) при 35% загрузке трансформаторов на ТП 10/0,4 кВ.
На графике №18 изображено изменение расчетной величины технических потерь электроэнергии по уравнениям регрессий, представленных полиномами второй степени Wni (зависимость от отпуска электроэнергии, протяженности ВЛ-10 кВ и от количества трансформаторов 10/0,4 кВ) и Wn3 (зависимость от отпуска электроэнергии, протяженности
ВЛ-10 кВ и от установленной мощности трансформаторов 10/0,4 кВ) для 42 шт. ВЛ-10 кВ с количеством трансформаторов от 16 до 50 шт., относительно исходных данных Wn (программно-вычислительного комплекса) при 35% загрузке трансформаторов на ТП 10/0,4 кВ.
4. Необходимо исследовать целесообразность применения уравнений регрессий для ВЛ-10 кВ, классифицируемых по количеству установленных трансформаторов при 100% загрузке ТП 10/0,4 кВ от 1 до 7 шт.- 51 линия, от 8 до 15 шт.- 43 линии, от 16 до 50 шт.- 42 линии. Получены регрессионные модели, представленные полиномами второй степени, для линий 10 кВ с количеством трансформаторов от 1 до 7 шт.: 1) A Wm = 0,000 004 902 W2oi + 25,809 2) bWm = 0,000 004 476W2oi + 6,402li - 5,294 3) AWm = 0,000 004 279W2oi + 5,888li + 3,208Ni - 11,018 4) AWm = 0,000 004 325W2oi + 6,341Н + 0,005Si - 7,875 , где AWm - технические потери электрической энергии, тыс.кВт-ч, Woi- отпускаемая электрическая энергия, тыс.кВт-ч, //- длина ВЛ-10 кВ, км, Ni- количество трансформаторов на линии 10 кВ, шт, Si- суммарная установленная мощность трансформаторов на ТП 10/0,4 кВ линии электропередачи, кВ-А.
На графике №19 изображено изменение расчетной величины технических потерь электроэнергии по уравнениям регрессий, представленных полиномами второй степени Wni (зависимость от отпуска электроэнергии, протяженности ВЛ-10 кВ и от количества трансформаторов 10/0,4 кВ) и Wn2 (зависимость от отпуска электроэнергии, протяженности ВЛ-10 кВ и от установленной мощности трансформаторов 10/0,4 кВ) для 51 линии Каширского ПЭС с количеством трансформаторов от 1 до 7 шт., относительно исходных данных Wn (программно-вычислительного комплекса) при 100% загрузке трансформаторов на ТП10/0,4 кВ.
