Разработка методики определения математического ожидания потерь напряжения в кабельных электрических сетях 10/0,4 кв для регулирования напряжения (стр. 3 )

Рис. 5.

Таким образом, значение корреляционной составляющей определяется максимальным и минимальным значением коэффициента загрузки по активной составляющей кабелей совокупности max[KзаКнjt] и min[KзаКнjt] и вариацией номинальных относительных потерь кабелей gNкн[VKнLj].

Для периода минимальных нагрузок при уменьшении коэффициента загрузки и его числовых характеристик, корреляционная составляющая уменьшается, следовательно, для оценки математического ожидания потерь напряжения можно использовать (12).

В табл. 2 представлены значения погрешностей при определении математического ожидания потерь напряжения в совокупностях кабелей при NКн >60 шт. по упрощенным выражениям (12), (19) и (20) по сравнению с полученными по статистическим данным математического ожидания потерь напряжения в активном MNкн,t[DUКн. аjt] сопротивлении. При использовании (19), когда при определении корреляционного момента учитывается статистическое значение с. к.о. коэффициента загрузки и коэффициент корреляции определяется по (13), погрешность в среднем наименьшая (-0,7 %). При использовании (20), когда при определении корреляционного момента с. к.о. коэффициента загрузки определяется по (15) и коэффициент корреляции определяется по (13), погрешность увеличивается (-1,7 %). При использовании (12), то есть без учета корреляционного момента, погрешность увеличивается (10,8 %).

Таблица 2

	%	%	%
Номер упрощенного выражения	(19)	(20)	(12)
среднее	-0,7	-1,7	10,8
макс	10,0	9,0	18,3
мин	-9,2	-11,0	1,0

В главе 5 отражено применение методики оценки математического ожидания потерь напряжения в совокупности элементов для определения желаемого математического ожидания отклонения напряжения на ИП.

При заданном желаемом матожидании отклонения напряжения на потребителе (совокупности РЩ) M[dUПt] математическое ожидание отклонения напряжения на ИП в момент времени t:

M[dUИПt]= M[dUПt] + M[DUИП-Тit] + M[DUТit] + M[DUКнjt] - M[Ei]. (21)

При заданном желаемом матожидании отклонения напряжения на потребителе (совокупности РЩ) MT[dUПt] математическое ожидание отклонения напряжения на ИП в период времени T:

MT[dUИПt]=MT[dUПt]+MNкв,T[DUКвnt]+MNт,T[DUТit]+MNкн,t[DUКнjt]-MNт[EТi]. (22)

В соответствии с проведенными в данной работе исследованиями и результатами предлагается следующий порядок определения желаемого математического ожидания отклонения напряжения на ИП в период времени T:

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 (математическое ожидание, стандартное отклонение, вариация).

3. Прогнозирование графика активной и реактивной нагрузки на следующие сутки.

4. Расчет суточного графика коэффициентов загрузки и математического ожидания потерь напряжения по совокупностям и в целом по сети.

5. Расчет графика желаемого математического ожидания отклонения напряжения на трансформаторе ИП.

Разработанная методика оценки математического ожидания потерь напряжения в совокупностях элементов при определении желаемого математического ожидания отклонения напряжения была применена для части системы электроснабжения г. Газа. Потребители электроэнергии района г. Газа получают питание по радиальным кабельным линиям 11 кВ, к которым присоединены 9 трансформаторов 11/0,4 кВ каждый мощностью 1000 кВ А. К каждому трансформатору присоединены 7…10 кабелей 0,4 кВ; общее число кабелей Nк. н=69. Рассмотренный район включает в себя обычных коммунально-бытовых потребителей. Максимум электропотребления наблюдается с 18…до 20 ч.

На подстанции Gaza установлен трансформатор 33/11 кВ мощностью 10 МВА с регулированием напряжения под нагрузкой (±2×2,5%).

Предварительно (09 г.) были проведены измерения мощности нагрузки, напряжения, тока на первой секции подстанции Gaza напряжением 11 кВ с 18.30 до 20 ч.

Потребление активной электроэнергии ЭА1=11238кВт ч; реактивной электроэнергии ЭР1=4147 кварч. Коэффициент реактивной мощности MT1[tgφ]=0,35. Среднее значение отклонения напряжения на ИП MT1[dUИПt]=5,4%.

На основании предоставленных исходных данных элементов системы электроснабжения определены суммарные номинальные мощности кабелей высокого (42817 кВ А) и низкого (9859 кВ А) напряжения и трансформаторов (9000 кВ А). Числовые характеристики НОП совокупностей:

MNк. в[VКвL]=1,12%; MNк. в[WКвL]=0,2%; MNк. н[VКнL]=3,65%; sNк. н[Vк. н]=1,66%; MNт[VТ]=1,2%; MNт[WТ]=5,3%; MNт[HТ]=3,2%.

Математического ожидания коэффициента загрузки по активной мощности
для кабелей 11 кВ: MNкв,T[KзаКвnt]=0,15; для трансформаторов: MNт,T[KзаТi t]= 0,78; для кабелей 0,38 кВ: MNкн,T[KзаКнjt]= 0,71.

Оценки математического ожидания потерь напряжения в сети 11/0,4 кВ района г. Газа: в кабелях 11 кВ MNкв,T[DUКвnt]=0,19%; в трансформаторах MNт,T[DUТit]=2,37%; в кабелях 0,38 кВ MNкн,t[DUКнjt]=2,37%. Сумма матожиданий потерь напряжения от ИП до ЭП: MT[DUИП-j] = 4,93 %.

При желаемом матожидании отклонении напряжения на потребителе MT[dUПt]=0% и с учетом добавки напряжения M[Ei]=5% желаемое математическое ожидание отклонения напряжения на ИП . (22):

MT[dUИПt]=0+ 4,93 – 5 = -0,07%.

Во второй день эксперимента (09 г.) напряжение на вторичном напряжении трансформатора 33/11 кВ было снижено на 5 % по сравнению с напряжением в первый день. Математическое ожидание отклонения напряжения MT1[dUИПt]=0,24%.

В одном из домов во время проведения исследования был установлен самопишущий вольтметр с целью непрерывного контроля уровня напряжения у электроприемников.

На рис. 6, 8 представлены графики напряжения, активной мощности нагрузки на п/ст Газа в первый и второй день, на рис.7 – графики напряжения у электропотребителя. Все параметры во второй день меньше, чем в первый.

В табл. 3 приведены статистические показатели этих графиков.

Таблица 3

	dUИП, % 1 день	dUИП, % 2 день	dUЭП, % 1 день	dUЭП, % 2 день	PИПS, кВт, 1 день	PИПS, кВт, 2 день
среднее	5,37	0,24	5,3	0,3	7495	7064
с. к.о.	1,53	1,43	1,5	1,4	283	212
макс	8	3,60	8,2	3,5	8384	7476
мин	3	-2,00	2,9	-2,1	7057	6498

Из табл. 3 видно, что среднее значение отклонения напряжения на ИП во второй день MT2[dUИПt]=0,24 %, что на 5,13% меньше среднего отклонения напряжения в первый день. Такие же соотношения отклонений напряжения на электропотребителе (5,3% и 0,3%). Следовательно, при применении рекомендуемой методики соблюдаются желаемые уровни напряжения на ЭП.

Среднее значение активной нагрузки во второй день MT2[PИПSt]=7064 кВт, что на 431 кВт меньше MT1[PИПSt] в первый день.

В табл. 4 представлены значения оценок математического ожидания отклонений напряжения ни ИП MT[dUИП] и ЭП MT[dUЭП], а так же значения активной ЭА и реактивной ЭР электроэнергии, потребленной в период с 18.30 до 20 ч в первый и во второй день. Так же в табл. 4 приведены значения разности между указанными параметрами в именованных единицах и в %.

При уменьшении уровня напряжения на ИП и на ЭП на 5 % потребление активной мощности и электроэнергии снизилось на 6,1 %, а реактивной мощности и электроэнергии – на 13,8 %.

Регулирующий эффект для активной нагрузки 6,1/5= 1,21, для реактивной нагрузки 13,8/5=2,7.

Таблица 4

		MT[dUИП], %	MT[dUЭП], %	ЭА, кВт ч	ЭР, кварч
1 день	5,37	5,3	11243	4148
2 день	0,24	0,3	10597	3644
разность	5,13%	5%	646 кВт ч	504 кварч
6,1%	13,8 %

Рис.6

Рис.7

Рис.8

ОСНОВНЫЕ РЕЗУЛЬТАТЫ И ВЫВОДЫ ПО ДИССЕРТАЦИИ

1. Разработана методика, позволяющая, с приемлемой для практического использования точностью, определить оценку математического ожидания желаемого отклонения напряжения на источнике питания (ИП) сети 10/0,4 кВ при необходимом и достаточном числе исходных данных. В качестве исходных данных используются номинальные параметры трансформаторов 10/0,4 кВ и кабелей высокого и низкого напряжения, присоединенных к данному источнику питания, а также суммарное потребление активной и реактивной электроэнергии за период времени всеми электропотребителями ИП.

2. Математическое ожидание потерь напряжения в совокупностях элементов (кабелей 10 кВ, трансформаторов 10/0,4 кВ, кабелей 0,4 кВ), присоединенных к одному ИП, определяется как математическое ожидание произведения коэффициента загрузки по активной мощности и НОП в полном сопротивлении.

3. Выявлена отрицательная корреляция между НОП кабелей низкого напряжения Vк. н и коэффициентом загрузки по активной мощности Kз. а.к. н при числе кабелей в совокупности больше 80 штук. Зависимость коэффициента корреляции r[Vк. н;Kз. а.к. н] с достаточной достоверностью аппроксимируется линейной функцией от математического ожидания MN[Kз. а.к. н]. При увеличении MN[Kз. а.к. н] увеличивается влияние корреляционного момента на математическое ожидание потерь напряжения для совокупности кабелей.

4. Для практического использования предложены упрощенные выражения для определения математического ожидания потерь напряжения для совокупности кабелей низкого напряжения и трансформаторов 10/0,4 кВ.

5. В соответствии с разработанной методикой в части системы электроснабжения 33/11/0,4 кВ района г. Газа после проведения необходимых измерений в первый день эксперимента определено желаемое значение математического ожидания отклонения напряжения на ИП MT[dUИПt]= - 0,07% при MT[DUИП-j]=4,93 %, при M[Ei]=5% и при желаемом среднем отклонении напряжения на потребителе MT[dUПt]=0%. При уменьшении на 5 % во второй день уровня напряжения на ИП потребление активной мощности и электроэнергии снизилось на 6,1 %, а реактивной мощности и электроэнергии – на 13,8 %.

Основное содержание работы отражено в следующих публикациях:

1. , Диаа желаемого значения математического ожидания отклонения напряжения в центре питания сети 10/0,4 кВ. //Электрооборудование: эксплуатация и ремонт, 2011,№3.

2. , , Кленина математического ожидания потерь напряжения в совокупности радиальных кабельных линий до 1 кВ. //Промышленная энергетика, 2010, №1.

Печ. л. Тираж Заказ

Типография МЭИ, Красноказарменная, 13