Содержание к диссертации
Введение
1. Оценка математического ожидания потерь напряжения за интервал времени в системе электроснабжения 10/0,4 21
1. Оценка математического ожидания потерь напряжения за интервал времени в системе электроснабжения 10/0,4 кв 21
1.1. Потери напряжения в элементах сети 10/0,4 кВ 21
1.2, Номинальные относительные потери в элементах сети 10/0,4 кВ 22
1.2.1.Понятие номинальные относительные потери в элементах сети 22
1.2.2. Номинальные относительные потери в трансформаторах 10/0,4 кВ 23
1.2.3. Номинальные относительные потери в кабелях 10 и 0,38 кВ 25
1.3.Матожидание потерь напряжения за интервал времени в элементе электрической сети 28
1.4.Математическое ожидание потерь напряжения за интервал времени между узлами сети 10/0,4 кВ 29
1.4.1. Типичная схема электрической сети на напряжении 10/0,4кВ 29
1.4.2. Матожидание потерь напряжения за интервал времени в кабеле 10 кВ от ИП доРП 31
1.4.3. Матожидание потерь напряжения за интервал времени между источником питания и шинами 0,4 кВ трансформатора 32
1.4.4. Матожидание потерь напряжения за интервал времени между источником питания и распределительным щитом (РЩ) 0,4кВ Выводы по главе 1 33
2. Оценка математического ожидания потерь напряжения в овокупностях кабелей 10 kb и трансформаторов 10/0,4 KB 35
2. Оценка математического ожидания потерь напряжения в совокупностях кабелей 10 кВ и трансформаторов 10/0,4 кв 35
2.1. Оценка математического ожидания потерь напряжения в совокупности кабелей 10 кВ за период времени Т 35
2.2. Оценка математического ожидания потерь напряжения за интервал времени в совокупности трансформаторов 10/0,4 кВ 39
Выводы по главе 2 41
3. Статистическое исследование потерь напряжения, ноп и коэффициентов загрузки в совокупностях кабельных линий до 1 КВ 43
3. Статистическое исследование потерь напряжения, НОП и коэффициентов загрузки в совокупностях кабельных линий до 1 кВ 43
3.1. Потери напряжения в кабеле до 1 кВ 43
3.2. Статистическое исследование параметров совокупностей кабелей до 1 кВ. 44
3.3. Статистическое исследование математического ожидания параметров и их корреляции для совокупностей кабелей до 1 кВ 49
3.4. Гистограммы потерь напряжения, номинальных относительных потерь и коэффициента загрузки в совокупности кабелей между ТП и РЩ 53
Выводы по главе 3 56
4. Выявление границ использования упрощенных методов определения потерь напряжения в кабелях до 1KB 58
4.1. Исследование влияния реактивной составляющей на потери напряжения в кабелях до 1 кВ 58
4.2. Исследование соотношения статистических значений матожидания потерь напряжения в совокупностях кабелей до 1 кВ 65
4.3. Исследование зависимости коэффициента корреляции от числа кабелей в совокупности 67 4.4.Упрощенная оценка математического ожидания потерь напряжения в совокупности кабелей до 1 кв 73
Выводы по главе 4 78
5. Применение методики оценки математического ожидания потерь напряжения в совокупностях элементов при определении желаемого матожидания отклонения напряжения на ИП 79
5.1. Оценка математического ожидания отклонений напряжения в узлах сети 10/0,4 кв 79
5.2. Пример оценки математического ожидания потерь напряжения между источником питания и электропотребителем 0,4 кв 81
5.3. Пример определения математического ожидания отклонений напряжения на шинах 10 кв гпп 83
5.4. Определение желаемого уровня напряжения для подстанции 35/11 кв г. Газа
5.4.1. Параметры схемы электроснабжения района г. Газа 85
5.4.2. Результаты предварительных измерений и оценка средних потерь напряжения и желаемого напряжения на ИП 5.4.2.1. Результаты предварительных измерений 90
5.4.2.2. Оценка средних потерь напряжения в сети 11/0,4 кВ района г. Газа и желаемого среднего отклонения напряжения на ИП 92
5.4.3. Результаты измерения и анализ параметров режимов в системе электроснабжения района г. Газа 94
Выводы по главе 5 97
Выводы по диссертации 99
Спписок литературы
- Номинальные относительные потери в элементах сети 10/0,4 кВ
- Оценка математического ожидания потерь напряжения в совокупности кабелей 10 кВ за период времени Т
- Статистическое исследование параметров совокупностей кабелей до 1 кВ.
- Исследование зависимости коэффициента корреляции от числа кабелей в совокупности
Введение к работе
Одним из существенных показателей режима работы системы электроснабжения является качество энергии. Управление режимами представляет собой сложную задачу, которая определяется как случайным во времени характером параметров, так и их большим числом, распределенных в пространстве. Регулирование напряжения в электрических сетях среднего (10 кВ) и низкого напряжения (0,38 кВ) в целях обеспечения требуемых отклонений напряжения на зажимах электроприемников включает в себя решение следующих задач: оценку потерь напряжения в сетях среднего и низкого напряжения; расчет допустимых диапазонов изменения отклонений напряжения в различных узлах сети; определение и реализацию требуемых законов регулирования управляемых компенсирующих и регулирующих устройств; выбор регулировочных отпаек трансформаторов с ПБВ; оценку соответствия диапазонов изменения отклонений напряжения требуемым; коррекцию законов и разработку дополнительных мероприятий по регулированию напряжения (при необходимости).
В настоящее время в энергосистемах и предприятиях электрических сетей используются расчетные методы анализа режимов напряжения. Эти методы позволяют при наличии специализированных программ для расчета режимов оперативно оценивать потери напряжения в линиях среднего напряжения и трансформаторах 10/0,4 кВ, рассчитывать допустимые диапазоны отклонений в узлах и производить настройку регулирующих устройств. Недостатком расчетных методов является невысокая достоверность исходной информации особенно в сетях до 1 кВ, используемой в расчетах. При сложившейся ситуации оперативное управление режимом сетевого района по напряжению сосредоточивается в ЦП, на которых установлены трансформаторы, снабженные РПН и автоматами регулирования напряжения трансформатора (АРНТ). При определении желаемого диапазона напряжений на ИП учитываются потери напряжения только: в сети высокого напряжения (6-10 кВ) и трансформаторах (6-10/0,4кВ); для двух потребителей (близкого и удаленного); в режиме максимальных и минимальных нагрузок.
Целью диссертационной работы является повышение обоснованности и достоверности задания среднего уровня напряжения на источнике питания сети 10/0,4 кВ при минимальном количестве измерений.
Для достижения указанной цели поставлены следующие основные задачи:
S Разработка метода определения математического ожидания потерь напряжения в совокупностях элементов, присоединенных к данному источнику питания: кабелях напряжением до и выше 1 кВ, трансформаторах 6-10/0,4 кВ S Исследование статистических показателей параметров, потерь
напряжения и коэффициентов загрузки в совокупностях элементов до 1
кВ.
S Выявление возможных границ применения упрощенного метода
определения математического ожидания потерь напряжения в
совокупности кабелей до 1 кВ.
S Разработка и применение метода определения математического ожидания отклонения напряжения на источнике питания с учетом суммарного математического ожидания совокупностей элементов сети и желаемого уровня напряжения на электропотребителе.
Актуальность диссертационной работы подтверждается Федеральным законом Российской Федерации от 23 ноября 2009 г. № 261-Фз "Об энергосбережении и о повышении энергетической эффективности и о внесении изменений в отдельные законодательные акты Российской Федерации", Постановлением Правительства Российской Федерации от 27.12004 г. № 861 «Правила недискриминационного доступа к услугам по передаче электрической энергии и оказания этих услуг» (в редакции Постановления Правительства РФ от 21.02. 2007 г. № 168).
Методы исследования
При решении поставленных задач в работе использованы методы теории вероятностей и статистической обработки информации, структурно-балансовые методы расчета и анализа электрических сетей, классические методы теоретической электротехники.
Научная новизна
Основные научные результаты, полученные в ходе выполнения диссертационной работы: результаты статистического анализа потерь напряжения в совокупности кабелей до 1 кВ; методика определения математического ожидания потерь напряжения в совокупности кабелей до 1 кВ и трансформаторов 10/0,4 кВ; методика определения математического ожидания желаемого отклонения напряжения на источнике питания.
Практическая ценность
Разработанные методы позволяют более обосновано и достоверно при минимальном количестве измерений в сети рассчитывать:
Математические ожидания потерь напряжения в совокупностях элементов сети 10/0,4 кВ.
Математические ожидания желаемого отклонения напряжения на источнике питания при условии обеспечения требуемых ГОСТ отклонений напряжения на электроприемниках.
Реализация результатов работы
Проведены расчеты статистических показателей совокупностей элементов электрической сети 11/0,4 кВ района г. Газа. На базе этих расчетов даны рекомендации по режиму напряжения, в результате проведенных экспериментов потребление активной мощности снижено на 6% при соблюдении допустимых отклонений напряжения на электропотребителе.
Публикации
По результатам выполненных исследований опубликовано 2 работы в центральных журналах, входящих в список ВАК.
Структура и объем работы
Диссертационная работа состоит из введения, пят глав, изложенных на 103 стр. машинописного текста и содержащих 37 рисунков и 33 таблицы, а также 2 приложения на 67 стр. Список литературы содержит 43 наименований.
Номинальные относительные потери в элементах сети 10/0,4 кВ
При этом следует учитывать большое количество влияющих факторов. К их числу относятся[15, 35,39]: режимы напряжения в центре питания; схема электрической сети и ее параметры; расположение регулирующих трансформаторов в сети и установленные на них коэффициенты трансформации; графики изменения мощности электроприемников и места их присоединения к сети и т.п. В связи с этим необходимо проводить совместный анализ режимов напряжения на шинах центра питания и в распределительных сетях среднего и низкого напряжения.
В настоящее время в отечественных энергосистемах и предприятиях электрических сетей используются расчетные методы анализа режимов напряжения. Эти методы позволяют при наличии специализированных программ для расчета режимов оперативно оценивать потери напряжения в линиях среднего напряжения и трансформаторах 10/0,4 кВ, рассчитывать допустимые диапазоны отклонений в узлах и производить настройку регулирующих устройств.
Недостатком расчетных методов является невысокая достоверность исходной информации, используемой в расчетах (параметры элементов сети, мощности нагрузки). Кроме того, эти методы не позволяют достоверно оценить соответствие реальных диапазонов отклонения напряжений требуемым.
Таким образом, фактические данные о режиме сетевого района по напряжению на каждый момент времени отсутствуют. Имеются лишь более или менее достоверные данные о максимальных и минимальных нагрузках узлов и сетевого района в целом. При сложившейся ситуации оперативное управление режимом сетевого района по напряжению сосредоточивается в ЦП, на которых установлены трансформаторы, снабженные РПН.
Нагрузка большинства потребителей непрерывно изменяется в течение суток и года и может быть представлена с помощью аппарата случайных процессов. Изменение нагрузки приводит к изменению потерь напряжения в сетях и отклонению напряжения у приемников электрической энергии, которые также описываются характеристиками случайных процессов. Однако на так называемых интервалах стационарности характеристики случайного процесса могут, без большой потери точности, представляться характеристиками случайной величины.
Первичное регулирование напряжения является основным средством ограничения отклонений напряжений предельно допустимыми значениями. Оно осуществляется автоматическими регуляторами возбуждения (генераторов, синхронных компенсаторов, синхронных двигателей) и устройствами управления режимами статических компенсаторов реактивной мощности при изменении напряжения на выводах генератора, трансформатора или в других контролируемых пунктах.
Вторичное регулирование напряжения координирует работу устройств регулирования напряжения и реактивной мощности в пределах данной зоны для того, чтобы поддерживать требуемый уровень напряжения в «контрольных пунктах» сети действиями персонала или автоматически.
Третичное регулирование напряжения восстанавливает возможности вторичного регулирования, оптимизирует уровень напряжения в «контрольных пунктах» системы с использованием расчетов, основанных на измерениях, проводимых в режиме реального времени, для того чтобы провести настройку устройств, которые влияют на распределение реактивной мощности (регуляторы генерирующих установок, трансформаторов, устройств компенсации реактивной мощности).
Трансформаторы и автотрансформаторы с РПН и управляющие ими регуляторы напряжения характеризуются следующими величинами: S значением напряжения ступени регулирования, S зоной нечувствительности, S точностью регулирования и выдержкой времени.
Напряжением ступени регулирования С/ст называется напряжение между двумя соседними ответвлениями, оно выражается в процентах от номинального
напряжения обмотки, имеющей регулировочные ответвления. Например, в силовых трансформаторах напряжением 110 кВ с РПН ступень регулирования составляет 1,78 %. Зоной нечувствительности называют некоторый диапазон изменения напряжения сети, в котором не происходит переключения ответвлений. Ширина зоны нечувствительности определяет точность регулирования и должна быть больше ступени регулирования на 0,2— 0,5 %. В противном случае это приведет к неустойчивой работе РПН. Выдержка времени в регуляторах РПН служит для предотвращения их срабатывания при кратковременных отклонениях напряжения от заданного значения. При увеличении выдержки времени значительно уменьшается общее количество переключений, однако снижается качество регулирования. При уменьшении выдержки времени точность регулирования повышается, но при этом увеличиваются частота переключений и их общее число, что ухудшает условия работы переключающего устройства. Опыт эксплуатации показывает, что переключающие устройства могут работать нормально в течение длительного времени, если число срабатываний не превышает 20—30 в течение суток [3].
Оценка математического ожидания потерь напряжения в совокупности кабелей 10 кВ за период времени Т
Потери напряжения в магистральной электрической сети определяются как сумма потерь напряжения на головном участке сети и потерь напряжения на остальных участках магистрали, представляющих собой сумму потерь напряжения по остальным участкам кабельной линии [14] при условии равенства нагрузок присоединенных трансформаторов: А тт m (Р гКв + @та мсв) кшмі. gjiEU) (щ Гокв + Qm XQKB) кв п л 0 ЛиквЕГ- тт + m гт і КАЛЭ) ном »" 1-уном где m - число трансформаторов 10/0,4 кВ, присоединенных к магистрали, Рта и От - активная и реактивная мощность нагрузки одного трансформатора, г0кв и Хокв - активное и реактивное удельное сопротивление кабеля, ZKB(0-i) и LKB - длина кабеля на головном участке и всей магистрали. _ m(m-l) S(m-1)- 2 . (2.16) После ряда математических преобразований выражение для потерь напряжения в абсолютных единицах имеет вид KTT jn Plit ОКв Кв(0-П (1+tgtPKB Кв) , (m-1) PTit ГЖв (l+tg(pKB ЄКв) LKB - ном H HOM «- HOM Большая доля потерь напряжения в магистральной сети 10 кВ приходится на головной участок.
При длине кабелей 10 кВ 1 км НОП в полном сопротивлении при сечениях жилы больше 90 мм /Ук.в=1...1.5% (1.2.3), следовательно, при реальном коэффициенте загрузки 0,6 потери напряжения на головном участке не превышают 0,6... 1%, потери напряжения на остальных участках меньше из-за уменьшения нагрузки. При длине кабеля меньше 1 км потери напряжения становятся меньшими 0,6%, то есть не оказывают существенного влияния на суммарные потери напряжения от ИП до ЭП.
Следовательно, при небольших длинах кабелей 10 кВ (менее 0,5 км) можно оценивать потери напряжения, ограничиваясь потерями напряжения на головном участке.
При tg(pT=0,4 обеспечивается утвержденный приказом №49 от 22 февраля 2007 г. Министерством промышленности и энергетики Российской Федерации утвердило «Порядок расчета значений соотношения потребления активной и реактивной мощности для отдельных энергопринимающих устройств потребителей электрической энергии, применяемых для определения обязательств сторон в договорах об оказании услуг по передаче электрической энергии». При этом для совокупности трансформаторов с 250кВА 5 номл 1600кВА обеспечивается равенство НОП в полном сопротивлении, то есть, стандартное отклонение aNT[Hjj]=0 и матожидание MNT[HTi]= 0,032.
Следовательно, матожидание потерь напряжения за период времени Г для совокупности из трансформаторов с одинаковыми MNj[HTi] равно произведению матожидания НОП в полном сопротивлении и матожидания коэффициента загрузки по активной мощности, то есть корреляционный момент равен нулю, поскольку (У]\т[Нл)=0: где ЭА.и - количество активной электроэнергии, полученное всеми ЭП, получающими питание от всех iVT трансформаторов за интервал времени Т, Е ном.т/ - сумма номинальных мощностей всех трансформаторов совокупности.
Матожидание потерь напряжения для совокупности из N любых элементов электрической сети 10/0,4 кВ за период времени Т равно матожиданию произведения НОП в полном сопротивлении и коэффициента загрузки по активной мощности: MN,T[AUit] = MN:T[Hi х КзяИ]=М„[Щ MN T[K3ail\ + r[Ht;K3!dt} пАЩ GJv,HA"3ai ].
2. где MN[Hi\; MN T[K3ai,]; (Гя[Щ; aN 1{K t] - матожидания, стандартные отклонения НОП и коэффициента загрузки по активной мощности совокупности элементов; г[ЩКза1 J - коэффициент корреляции между НОП в полном сопротивлении и коэффициентом загрузки по активной мощности нагрузки элемента.
3. Матожидание за интервал времени Т коэффициента загрузки по активной мощности для N элементов совокупности: м 1К , Эдд ЩР "LN,TlA3.Ait\— і тт т-Vr — VC J t/НОМ.ф 1 HOM.i НОМ./ где Эд.и - количество активной электроэнергии, полученное всеми ЭП, получающими питание от всех N элементов за интервал времени Т, ивом.ф— номинальное фазное напряжение, Х/ном./ и 5Ном./ - сумма номинальных токов и номинальных мощностей всех элементов совокупности, матожидание активной мощности нагрузки ИП за время Т:
4. При числе кабелей 10 кВ, присоединенных к секции шин РШ, меньшем статистически значимого, матожидание потерь напряжения в этой совокупности определяется: MNKB T[AUKBnt] - т , где MT[AUM] значения матожидания потерь напряжения в каждом кабеле за время Т. При небольших длинах кабелей 10 кВ (менее 0,5 км) можно оценивать потери напряжения в совокупности, ограничиваясь потерями напряжения на головном участке.
5. При рекомендуемом значении коэффициента реактивной мощности нагрузки трансформаторов tg(p=0,4 стандартное отклонение НОП в ПОЛНОМ СОПрОТИВЛеНИИ СОВОКУПНОСТИ Трансформаторов 7лгт[Дх/] 0, матожидание Mm[HTi]= /fTi 0,032 для трансформаторов 250KBA S,HOM.T 1600KBA. Следовательно, матожидание потерь напряжения за период времени Т для совокупности из трансформаторов с одинаковыми Н-ц равно произведению матожидания НОП в полном сопротивлении и матожидания коэффициента загрузки по активной мощности, то есть без учета корреляционного момента: Mm T[AUTit] = MNT[Hn) МлъНДзат /].
Статистическое исследование параметров совокупностей кабелей до 1 кВ.
Целью третьей главы является разработка методики определения оценки математического ожидания потерь напряжения для совокупностей кабелей низкого напряжения Потери напряжения в кабеле до 1 кВ Электроснабжение приемника электроэнергии 0,4 кВ от питающего трансформатора 10/0,4 кВ выполняется по двухступенчатой радиальной схеме: от ТП до распределительного щита (РЩ) и от РЩ до электроприемника. При правильно выбранных сечениях и длинах линий второй ступени РЩ - ЭП потери напряжения в кабелях и проводах незначительны (не более 0,5%), поэтому в дальнейших исследованиях рассматривается только первая ступень 0,4 кВ: ТП -РЩ.
Статистическое исследование параметров совокупностей кабелей до 1 кВ
С целью анализа потерь напряжения, НОП и коэффициента загрузки были проведены статистические исследования двадцати одной совокупностей кабелей 0,38 кВ от ТП до РЩ для режима максимальных нагрузок. Число кабелей в одной совокупности NK„ =20... 180.
В Приложении представлены исходные данные этих совокупностей кабелей, а именно: активная Pj и реактивная Qj мощность (или ток Ij) нагрузки линии, коэффициент мощности coscp/, сечения жилы Fj, номинальный ток для данного сечения /ному-, длина линии Lj, погонные сопротивления г0, х0,
а также - рассчитанные параметры, а именно: активное и реактивное сопротивление линии R/, Xj, ток, протекающий по линии Ij, коэффициент загрузки кабеля Кф коэффициент реактивной мощности нагрузки кабеля tg(p,, потери напряжения в полном Af7K„; и активном А/Кн.а/ сопротивлении линии, НОП в активном сопротивлении кабеля VK„Lj, коэффициент загрузки по активной НОП в полном сопротивлении кабелей до 1 кВ в данном разделе не рассматриваются вследствие сложности выявления коэффициентов реактивной мощности для каждого кабеля ввиду отсутствия необходимых приборов учета.
О возможности использования НОП только в активном сопротивлении для выявления оценки матожидания потерь напряжения - см. гл 4.
Для параметров каждой совокупности были рассчитаны их статистические показатели (см. Приложение): среднее значение (матожидание), максимальное и минимальное значение, среднеквадратическое отклонение (с.к.о.) и вариация.
Матожидание потерь напряжения в активном сопротивлении для совокупности из 7VKH кабелей 0,4 кВ в момент времени t равно матожиданию произведения НОП в активном сопротивлении и коэффициента загрузки по активной мощности [4] с учетом корреляционного момента: матожидания, стандартные отклонения НОП в активном сопротивлении и коэффициента загрузки по активной мощности совокупности кабелей, соответственно; К7Укн,/[ /кні/; за.кн/у] - корреляционный момент и r[VKHLj;K3a.KHJt\ - коэффициент корреляции между НОП в активном сопротивлении и коэффициентом загрузки по активной мощности нагрузки кабеля до 1 кВ.
Матожидание потерь напряжения в активном сопротивлении для совокупности из NKH кабелей 0,4 кВ в момент времени t без учета корреляционного момента: Млгкн, [Л#кн.ад =MjvKH[FK„x:/]XMA KH №a.KH/J- (3.8) В табл. 3.1, 3.3, 3.5 приведены статистические показатели коэффициентов загрузки по активной мощности і Г3а.кн/ в максимум нагрузки, НОП в активном сопротивлении кабеля VKHLJ, потерь напряжения в активном AUKH,aj сопротивлении линий для всех совокупностей, ранжированные по увеличению матожидания соответствующего параметра. В табл. 3.2, 3.4, 3.6 приведены характеристики статистических показателей соответствующих параметров.
Отметим, что из 21 совокупности только 13 совокупностей содержат число кабелей (7VKH 60), достаточно достоверное для статистических оценок.
В табл. 3.9 приведены значения матожидания MNKH[K3a.KHj\, М НІ КНІ/], МуукнІА кн.а/] и коэффициентов корреляции r[VKHij ,K3a_KHj\ для 13 совокупностей кабелей до 1 кВ (iVKH 60), ранжированные по увеличению матожидания
Следовательно, между матожиданием коэффициента загрузки кабелей и коэффициентом корреляции имеется более выраженная зависимость, чем между НОП и коэффициентом корреляции. за.кн/5 НОП в активном сопротивлении VKllLj, активной составляющей потерь напряжения А1/Ш,у-. Также рассчитаны коэффициенты корреляции между НОП в активном сопротивлении и коэффициентом загрузки по активной мощности нагрузки кабеля до 1 кВ r[VKiljLj;KmKHjjt]. 2. Выявлена отрицательная корреляция между НОП в активном сопротивлении и коэффициентом загрузки по активной мощности нагрузки кабеля до 1 кВ: г[Укні/,Кзакпр] 0. Для повышения достоверности результатов были проведены статистические исследования тринадцати совокупностей кабелей до 1 кВ при числе кабелей в одной совокупности JVKH 60 шт. С высокой степенью достоверности эта зависимость аппроксимируется как: Г[Кк„у;2Гза.кн//] =—1,016 МлГкн[Д»а.кн/] 3. Максимальное значение потерь напряжения превышает матожидание в среднем в 5 раз; число значений потерь напряжения, меньших матожидания, составляет в среднем 63%.
По проведенным исследованиям статистических гистограмм распределений параметров в совокупностях кабелей 0,38 кВ от ТП до РЩ можно сделать выводы: Вид гистограммы распределения НОП Укпц практически не меняется при изменении матожидания MNKH[VKHLJ]. Вид гистограммы распределения коэффициента загрузки по активной мощности нагрузки кабелей до 1 кВ Я за.кн/ существенно меняется при изменении матожидания М К11[А за.кч/]: вид гистограммы соответствует закону распределения «треугольник» и равномерному закону распределения. Вид гистограммы распределения потерь Напряжения В КабеЛЯХ ДО 1 KB AC/цн.а/ МеНЯеТСЯ При увеличении Млгкн[А/Кн.а/] уменьшается вероятность М кн[Аї7Кн.а/] и увеличиваются вероятности других значений \иш,ф то есть распределение приближается к равномерному закону.
Исследование зависимости коэффициента корреляции от числа кабелей в совокупности
Отклонение напряжения на шинах вторичного напряжения трансформатора bUit в некоторый момент времени t зависит от отклонения напряжения в центре питания (ИП) 8/ит, от потерь напряжения от ИП до i-того узла Af/ип-й и от значения неизменной за длительный период времени добавки напряжения Е, трансформатора 10/0,4 кВ:
Следовательно, для определения желаемого значения матожидания в узле сети необходимо определить значения матожидания потерь напряжения в элементах сети: совокупности линий 10 кВ М[Д/ИП-ТІ/]? совокупности трансформаторов 10/0,4 кВ M[Af/TiJ, совокупности кабельных линий до 1 кВ между ТП и РЩ М[Аикар], а также знать добавки напряжения на трансформаторах 10/0,4 кВ.
В соответствии с проведенными в данной работе исследованиями и результатами предлагается следующий порядок определения желаемого матожидания отклонения напряжения на ИП Мг[8С/Ит] в период времени Т: 1. Исходные данные: Схема сети 10/0,4 кВ от трансформатора ИП до РЩ 0,4 кВ. Номинальные данные элементов: номинальные мощности трансформаторов 10/0,4 кВ, добавки напряжения на этих трансформаторах, длины и марки кабелей 10 и 0,4 кВ. 2. Предварительные действия: 2.1. Измерение потребления активной и реактивной электроэнергии от трансформатора ИП при заданном интервале осреднения (почасовом или по периодам стационарности нагрузки). 2.2.Расчет коэффициента реактивной мощности. 2.3. Расчет НОП элементов сети. 2.4.Расчет статистических показателей НОП совокупностей (матожидание, стандартное отклонение, вариация). 3. Прогнозирование графика активной и реактивной нагрузки на следующие сутки. 4. Расчет суточного графика коэффициентов загрузки и матожидания потерь напряжения по совокупностям и в целом по сети. 5. Расчет графика желаемого матожидания отклонения напряжения на трансформаторе ИП. 5.2. Пример оценки математического ожидания потерь напряжения между источником питания и электропотребителем 0,4 кв От ГПП по радиальной схеме по кабелям 10 кВ получают питание 8 однотрансформаторных ТП напряжением 10/0,4 кВ, к которым присоединены кабели 0,38 кВ, питающие 135 РЩ. Необходимо оценить математическое ожидание потерь напряжения в совокупности элементов между источником питания (шинами 10 кВ Главной понизительной подстанции ГПП) и электропотребителями 0,4 кВ.
Номинальная мощность трансформатора 5НОМ.Т=1000 кВА, сумма номинальных мощностей Х НОМЛЇ =8 х 1000=8000 кВА, НОП трансформатора в активном сопротивлении FT=0,012, в реактивном сопротивлении Жт=0,О53, БТ-4,39. Совокупность из 135 кабелей 0,38 кВ, получающих питание от всех восьми трансформаторов 10/0,4 кВ, суммарный номинальный ток 2/ном.кн=Ю393 А, суммарная номинальная мощность Е5,Ном.кн=6832 кВА. Максимальный коэффициент загрузки кабеля тах[ЛГза.кнуу]=0,8, минимальный га1п[ЛГза.КНу/]=0,05. Статистические показатели совокупности из 135 кабелей 0,38 кВ НОП VKaLj при длине кабеля L: M[FK„/,y]=0,035; G[VKHLJ\= 0,028.
Суммарное потреблений активной электроэнергии от ИП за 7=24 ч Эсут=79458 кВтч; МТ[РШ] =79458/24=3311 кВт.
В максимум нагрузки проведено измерение потребления активной и реактивной энергии от всех и каждого трансформатора, результаты представлены в табл. 5.1. Суммарное потребление активной нагрузки ИП в максимум нагрузки тах[Ри]= 5100 кВт. По полученным результатам измерений определены значения активной; реактивной и полной мощности; коэффициентов реактивной мощности tgcpT=0,4; загрузки по активной мощности КзаТ; потерь напряжения Д/т (табл. 5.1).
В табл.5.3 приведены параметры кабелей 11 кВ прокладка в траншее с БПИ (длина LKB, активное /?кв и реактивное Хкв сопротивления, НОП в активном VKB и реактивном WKB сопротивлении) с алюминиевыми жилами сечением 70 мм2, номинальный ток /КВ-НОМ=250А, суммарная номинальная мощность 5 „ом.кв=42817 кВА. Значения матожидания параметров совокупности кабелей среднего напряжения Мд в [KKBI]=1,12%; MNKB [0W]=O,2%; MiYK.B[eK.B]= М кв[ WKBL/ ККВІ]=0,175.
В табл.5.4 приведены параметры кабелей напряжением 0,4 кВ с БПИ (сечение алюминиевой жилы -Fa.KH/-, номинальный ток 1И0М.а.Кф длина La,KHj, активное /?а.кн/ и реактивное Xa,KHj сопротивления, номинальные относительные потери в активном сопротивлении VKBLJ). К каждому трансформатору присоединены 7... 10 кабелей 0,4 кВ; общее число кабелей iVa.KH=69.
