Министерство образования и науки Республики Беларусь БЕЛОРУССКАЯ ГОСУДАРСТВЕННАЯ ПОЛИТЕХНИЧЕСКАЯ АКАДЕМИЯ Кафедра "Электрические системы” М.И.Фурсанов АЛГОРИТМЫ И ПРОГРАММЫ ДЛЯ ОЦЕНКИ РЕЖИМОВ, НОРМИРОВАНИЯ И СНИЖЕНИЯ ТЕХНОЛОГИЧЕСКОГО РАСХОДА ЭЛЕКТРОЭНЕРГИИ В РАЗОМКНУТЫХ ЭЛЕКТРИЧЕСКИХ СЕТЯХ Учебно-методическое пособие по разделу курсов "Электрические системы и сети", "Оптимизация режимов энергосистем", "Основы эксплуатации энергосистем" Минск 1 9 9 5 Министерство обрезоввкия и науки Республики Беларусь БЕЛОРУССКАЯ ГОСУДАРСТВЕННАЯ ПСШИШНИЧЕОШ АКАДЕМИЯ Кафедра "Электрические система’ М.И.Фурсанов АЛГОРШШ И ПРОГРАММ ДШ ОЦЕНКИ РЕЖИМОВ, НОРМИРОВАНИЯ И СНИЖЕНИЯ ТЕХНОЛОГИЧЕСКОГО РАСХОДА ЭЛЕКТРОЭНЕРГИЙ В РАЗОМКНУТЫХ ЭЛЕКТРИЧЕСКИХ СЕЛЯХ Учебно-методическое пособие но разделу курсов "Электрические системы в сети", "Оптимизация режимов энергосистем”, "Основы эксплуатации энергосистем' Минск 1 9 9 5 УДК 621.311,01? Фурсанов М. И, Алгоритмы и программы для оценки режимов, норми­ рования и снижения технологического расхода энергии в разомкнутых электрических сетях : Учебно-метод, пособие по разделу курсов "Эле­ ктрические системы и сети", "Оптимизация режимов энергосистем", "Основы эксплуатации энергосистем". -■ Мн.; БГПА, 1995.- 178 с. В учебном пособии описаны алгоритмы и программы для оценки ре­ жимов, анализа, снижения и нормирования потерь электроэнергии в разомкнутых электрических сетях 0.38-220 кВ. рассмотрены два основных направления решения задачи расчета потерь. Одно из них ориентировано на существующий в современных условиях эксплуатации уровень неполноты и достоверности . режимной информации. Оно предполагает интервальную оценку потерь электроэ­ нергии в сетях в зависимости от точности имеющихся исходных дан­ ных. Второе предназначено для более детального анализа потерь вплоть до отдельных элементов электрических сетей. Кроме того, предлагаются некоторые алгоритмы для снижения и нормирования потерь. Разработанные автором программы прошли опытно-промышленную эксплуатацию и внедрены в ряде энергосистем - Азглавэнерго, Эс- тонглавэнерго, Ставропольэнерго, Волгоградэнерго, Витебскэнерго, Ростовэнерго, Саратовэнерго, Пензаэнерго, Ярославльэнерго и дру­ гих. Пособие предназначено для студентов электроэнергетических спе­ циальностей вузов. Оно может быть полезно также инженерам и аспи­ рантам для углубления и расширения их знаний по современным мето­ дам расчета и анализа потерь электроэнергии в электрических сеуях. Рецензенты: В.Н.Радкевич, Л.Л.Червинский ©Фурсанов М.И., 1995 Введение Передача и распределение электрической энергии по электричес­ ким сетям должны осуществляться при минимальных затратах трудовых и материальных ресурсов с заданными надежностью и качеством элект­ роснабжения. Однако в процессе транспорта электроэнергии неизбежны ее потери, из-эа которых дополнительно сжигается топливо на элект­ ростанциях и снижается пропускная способность сети.. Значительная часть электрической энергии передается по сильно разветвленным распределительным сетям 0.38-220 кВ. Эти сети, рабо­ тающие, в основном, в разомкнутом режиме, характеризуются большой размерностью, динамизмом развития вследствие непрерывного увеличе­ ния электропотребления, низкой информационной обеспеченностью се­ тей, отсутствием необходимого числа обслуживающего персонала. Пе­ речисленные специфические особенности распределительных сетей тре­ буют разработки соответствующих методов оценки режимов, расчета, снижения и нормирования потерь электрической энергии, ориентиро­ ванных на применение современных вычислительных средств и прежде всего персональных электронных вычислительных машин ( ПЭВМ ). Данное учебное пособие в какой-то мере восполняет пробел в рассматриваемой области, т.к. в нем описано разработанное автором алгоритмическое и математическое обеспечение для оценки режимов, снижения и нормирования потерь в разомкнутых электрических сетях 0.38-220 кВ. В настоящее время решение задачи оценки режимов и потерь энер­ гии в выделенной группе электрических сетей осуществляется в двух основных направлениях. Наиболее близким к существующему уровню эксплуатации распределительных сетей является направление, учиты­ вающее неполноту и достоверность режимной информации. Для этих ус­ ловий автором предлагается комплекс алгоритмов и программ (VYB0R, REKVIN, V5M, KEKVIS и TERAS), предназначенный для интервальной оценки значений потерь в произвольной совокупности разомкнутых электрических сетей 6-10 кВ в зависимости от имеющейся точности исходных данных и применяемого расчетного метода. Второе направление позволяет проводить более детальный анализ режимов и потерь в распределительных сетях на основе детерминиро­ ванных исходных данных, к нему можно отнести программы DW1000, DE1G, REGIMR для оценки и анализа режимов и потерь в сетях, TRANS, OPTIMA и N0RMA - для оптимизации и нормирования" уровня потерь. Со­ четанием двух подходов является программа VYB0RR выборочного мето- 3 да оценки совокупной величины потерь электроэнергии в распреде - лителъкых электрических сетях 0.33-10 кВ. По к а ж д о й программе в пособии даны ее назначение и возможнос­ ти, основные методические сведения, правила подготовки данных, формы входной и выходной печати. Все программы могут работать в трек режимах: диалоговом (режим "С"), файловом (режим "D") и де­ монстрационном (режим "3"). В пособии подробно описан наиболее употребительный режим работы программ - файловый, когда исходные макеты данных пользователь готовит заблаговременно в соответствии с инструкцией. Пособие должно помочь студентам расширить свои знания в облас­ ти практического применения вычислительной техники в электроэнер­ гетике. Изложенные в пособии программы могут быть использованы при изучении курсов "Электрические системы и сети”,"Оптимизация режи­ мов энергосистем", "Основы эксплуатации энергосистем" и ряде дру­ гих, в дипломном проектировании и научно-исследовательской работе студентов. Все программы, сиисанные в пособии, составлены на алгоритми­ ческом языке ФОРТРАН-7? и эксплуатируются в энергосистемах респуб­ лики и за ее пределами. S оформлении рукописи учебного пособия активное участие прини­ мая студент специальности 10.02 "Электроэнергетические системы и сети" Жерко О.А. 1. КОМПЛЕКС АЛГОРИТМОВ N ПРОГРАММ ДЛЯ ИНТЕРВАЛЬНОЙ ОЦЕНКИ ПОТЕТЬ аГООИШЕРГИИ В ЭЛЕКТРИЧЕСКИХ СЕТЯХ 6-10 кВ 1.1. Краткая характеристика комплекса до оценки потерь в электрических сетях 0-10 кВ Комплекс алгоритмов и программ /1,2/ предназначен для оценки потерь электроэнергии в электрических сетях 6-10 кВ на основе их эквив агентирования с использованием регрессионных или детерминиро­ ванных моделей в зависимости от полноты имеющейся режимной и сете­ вой информации. Определение потерь с использованием регрессионных моделей зак- 4 в последовательном выполнении пяти основных этшюв. личается^ ^программа VYBOR ) предназначен для формирования ПеРой выборки схем распределительных сетей е-10 кВ из гене- случаин совокупности сетей, находящихся на б лансе данного струк- РЗЛ1>ого подразделения и'подлежащих эквивалентированию. 'ГУРКНа втором этапе ( программа REKV1N ) для каждой схемы сети, попавшей в выборку; определяются индивидуальные эквивалентные соп- отивления линий и подключенных к ней трансформаторов и обобщенные характеристики сети - суммарные: длина'линии , установленная мощ­ ное гь и число распределительных трансформаторов. Третий этап ( программа VSM ) состоит в построении и анализе регрессионных моделей эквивалентных сопротивлений. В качестве ис­ ходного статистического материала вдесь используются результаты расчетов, полученные на втором этапе. На четвертом. этапе ( программа REKVIS ) результаты выборочных исследований в виде построенных программой VSM регрессионных моде­ лей эквивалентных сопротивлений или на основании детерминированных исходных данных распространяются на всю генеральную совокупность электрических сетей. В реаультате рассчитываются обобщенные экви­ валентные сопротивления линий и трансформаторов всей совокупности сетей. На пятом этапе ( программа TERAS ) вычисляются потери энергии, определяются их структура и доверительные интервалы. При расчете потерь на основе детерминированных моделей необхо­ димость в выполнении первого, третьего, а иногда и четвертого (при расчете и анализе потерь по отдельным распределительным линиям ) этшюв отпадает. 1.2. Программа VYBOR формирования случайной выборки скем распределительных линий VYBCR. Назначение и краткая характери­ стика программы Программа VYB0R /2/ предназначена для автоматического формиро­ вания, случайной бесповторной выборки распределительных линий из всей ( генеральной ) совокупности схем-сетей, находящихся на ба­ лансе данного подразделения энергосистемы. В качестве исходных данных ( см. файл VY80R.DAT ) задаются процентный объем выборки и в произвольном виде координаты каждой Б 6hie. 1 .1 . Блок-схема программы инии: наименование структурного подразделения и питающей подстан­ ции номинальное напряжение, диспетчерский номер "линии и т.д. 'координаты одной линии перфорируются в отдельной строке. По­ лковые номера присваиваются линиям при вводе данных. В результате работы программы на печать Еыдаются искомые по­ рядковые номера и координаты линий выборки ( файл VYBOR.RES ). VYP0R. Краткие методические сведения Алгоритм программы VYB0R разработан на основе метода статисти­ ческих испытаний и реализует случайный выбор схем линий заданного объема.За счет моделирования на ЭВМ равномерного закона распреде­ ления вероятностей возможность попадания каждой из линий в выборку одинакова. Идея проста: число из диапазона СО;1], полученное на ЭВМ с помощью генератора случайных чисел, преобразуется в целое, которое и определяет порядковый номер, а следовательно,и координа­ ты искомой линии.Процентный объем выборки задается пользователем. Блок-схема алгоритма программы показана на рис. 1.1. Алгоритм работает следующим образом. После входа в программу ( блок 1 ) выполняется ввод и печать заданного процентного объема выборки (блок 2) и координат всех С схем распределительных линий, составляющих генеральную совокуп­ ность сетей (блок 3). Блок 4 по заданному процентному объему вы­ борки определяет соответствующее ему число схем Со, после чего блок 5 вычисляет длину интервала 1-1/С отрезка СО;11, ооответству- шего одному номеру схемы. Елок б генерирует случайное число, ко­ торое блоком 7 преобразуется с использованием интервала 1 в целое число - очередной номер схемы ni. Блок. 8 обеспечивает беспоЕТор- ность выборки. Если номер схемы повторился ( выполняется условие "да" блока 8 ), то блок 6 генерирует следующее случайное число. При выполнении условия "нет" блока 8 выполняется печать порядково­ го номера, соответствующего n t , и координат выбранной схемы ли­ нии. После того, как выборка сформирована ( контроль за формирова­ нием полного состава выборки осуществляет блок 10 ), происходит выход из программы ( блок И ). . ■ VYB0R. Описание параметров В список переменных включены только исходные данные; 7 VPROO-заданный процентный объем выборки; А -одномерный вектор,содержащий координаты линии ( наименование структурного подразделения и питающей подстанции, номинальное напряжение, диспетчерский номер линии и т.д. ). VYBOR. Правила подготовки исходных данных Для работы программы VYB0R необходимо задать процентный объем выборки и координаты всех распределительных линий рассматриваемого структурного подразделения. Заданный.процентный объем выборки Данный показатель перфорируется в отдельной строке по формату 12: ПОЗИЦИИ ИМЯ ФОРМАТ ПРИМЕР СТРОКИ ПЕРЕМЕННОЙ 1-2 VPR0C 12 30 Координаты линий Координаты одной линии перфорируются в отдельной строке по формату 7 FORMAT(20А4): ПОЗИЦИИ ИМЯ ФОРМАТ ПРИМЕР СТРОКИ ПЕРЕМЕННОЙ 1-80 А 20А4 п/ст. 110/10 кВ "Шушково" РЛ N 8 Длина координат по каждой распределительной линии не должна превышать 80 ( восьмидесяти ) символов, т.е. размещаться в одной строке. VYB0R. Структура файла данных Структура файла исходных данных программы VVB0R следующая ( см. распечатку файла VYB0R.DAT ): 1-я строка - заданный процентный объем выборки ; 2-я строка - координаты первой ( произвольной по счету ) распре­ делительной линии ; 3-я строка - координаты следующей линии ; С-я строка - координаты последней линии (С - число распреде­ лительных линий в данном подразделении энергосистемы ) •, ^ - две звездочки , Файл данных-VYBOR. DAT 30 п/ст. 110/10 кВ"Филимонова” РЛ N3 п/ст. 110/10 кВ"Шушково" РЛ N8 ' п/ст. 110/10 кВ"Бурмакино-1" РЛ N5 п/ст. 110/10 кВ"Вятское" РЛ N2 п/ст. 110/10 кВ"Моделово" РЛ N6 п/ст. 35/10 кВ"Гузицино" РЛ NS п/ст. 110/10 кВ"Аббакумцево" РЛ N8 п/ст. 110/10 кВ"Бурмагаио-1" РЛ N6 п/ст. 110/10 кВ"Вятское" РЛ N5 п/ст. 110/10 кВ"Никольское” РЛ N6 п/ст. 110/10 кВ"Аббакумцево" РЛ Мб п/ст. 110/10 кВ"Воржа" РЛ N2 п/ст. 110/10 кВ"Некрасиво" РЛ N9 п/ст. 110/10 кВ"Туношна" РЛ N1 п/ст. 35/10 кВ"Рождествено" РЛ N4 п/ст. 110/10 кВ"Шушково" РЛ N19 п/ст. 110/10 кВ"Рождествено" РЛ N2 п/ст. 110/10 кВ"Васильково" РЛ N4 п/ст. 110/10 кВ"Туношна" РЛ N12 п/ст. Иг* 110/10 кВ"Вятское" РЛ N1 Файл результатов VYBQR.RES РАБОТАЕТ ПРОГРАММА YYB0R ФОРМИРОВАНИЯ СЛУЧАЙНОЙ РЕПРЕЗЕНТАТИВНОЙ ВЫБОРКИ СХЕМ РАСПРЕДЕЛИТЕЛЬНЫХ ЛИНИЙ 6-10 кВ ЗАДАННЫЙ ОБЪЕМ ВЫБОРКИ - ЗС X 9 Продолжение файла VYBOR. RE ИСХОДНЫЕ ДАННЫЕ ■ essjsasaeasssKB ВЫБОРКА ФОРМИРУЕТСЯ ИЗ СЛЕДУЮЩИХ СХЕМ: ПОРЯДКОВЫЙ СХЕМЫ РАСПРЕДЕЛИТЕЛЬНЫХ ЛИНИЙ НОМЕР 1 п/от,, 110/10 кВ"Филимоново” РЛ N 3 2 в/ст. 110/10 кВ"Шушково” РЛ N8 3 п/ст. 110/10 кВ"Бурмакино-1" РЛ N5 4 п/ст.• 110/10 кВ"Вятское” РЛ N2 Б п/ст. 110/10 кВ^’Моделово" РЛ N6 6 П/С.Т. 35/10 кВ "Гузицино" РЛ N6 7 п/ст. 110/10 кВ "Аббакумцкво” РЛ N8 8 п/ст. 110/10 кВ"Бурмакино-1" РЛ N6 9 п/ст. 110/10 кВ"Вятское" РЛ N5 10 п/ст. 110/10 кВ"Никольское" РЛ N5 11 п/ст. 110/10 кВ"Аббакумцево" РЛ N6 12 п/ст. 110/10 кВ"Воржа" РЛ N2 13 я/ст. 110/10 кВ"Некрасово" РЛ N9 14 п/ст. 110/10 кВ"Туношна" РЛ N1 15 п/ст. 35/10 кВ"Рождествено" РЛ N4 16 я/ст. 110/10 кВ"Шушково" РЛ N19 17 п/ст. 110/10 кВ"Рождествено" РЛ N2 1В п/ст. 110/10 КВ"Васильково" РЛ N4 19 п/ст. 110/10 кВ"Туношна" РЛ N12 20 п/ст. 110/10 кВ"Вятское" РЛ N1 ВЫБОРКА СФОРМИРОВАНА И СОСТОИТ ИЗ NL= б СХЕМ СОСТАВ ВЫБОРКИ: ■ а я а а г с а а м а г в а м в я а в а а х а а а ПОРЯДКОВЫЙ СХЕМЫ РАС ПРЕДЕЛИТЕЛ НОМЕР 15 п/ст. 35/10 кВ"Рождествено" РЛ N4 17 п/ст. 110/10 кВ"Рождествено" РЛ N2 3 п/ст. 110/10 кВ "Бурмакино-1" РЛ N5 5 п/ст. 110/10 кВ"Моделово" РЛ N6 8 п/ст. 110/10 кВ"Бурмакино-1" РЛ N6 13 п/ст. 110/10 кВ"Некрасово” РЛ N9 10 Ри с Л . 2. С хе ма р а с п р е д е л и т е л ь н о й ли ни и 6 к В I.S. Программа REKV1N расчета индивидуальных эквивалентных сопротивлений распредели­ тельны* сетей REKVIN. Назначение и краткая характеристика программы Программа REKVIN /2,8/ предназначена для расчета индивидуаль­ ных эквивалентных сопротивлений и обобщенных характеристик распре­ делительной линии 6-10 кВ и подключенных к ней трансформаторов.В качестве исходной информации ( ом.рис.1.2 ) используются данные о топологической структуре се^и - номера начал и концов участков схемы сети с указанием марок проводов ( кабелей ) и длин участков линий, номинальных мощностей трансформаторов. В общем случае могут быть заданы нагрузки на головном участке линии. Поскольку данные о нагрузках отсутствуют, то их значения принимаются равными номи­ нальным мощностям распределительных трансформаторов. На печать вы­ даются координаты сети (наименование питающей подстанции и диспет­ черский номер линии), режим сети и вышеуказанные результаты расче­ та ( файл REKYIN.RES ) REKVIN. Краткие методические сведения При расчете индивидуальных эквивалентных сопротивлений за эле­ ментарную расчетную структурную единицу принята радиальная сеть,представленная на рис. 1,2. Для определения эквивалентных сопротивлений рассчитывается режим сети, определяются потери мощ­ ности в линии dPji и трансформаторах dPT и индивидуальные эквива­ лентные сопротивления линий гэл и трансформаторов г8т ■'£/■ dPji dPT Гад ----------- j(l.l) Гат ~ • (1 -Ь) 3*(1гу*1гу) 3*(1гу*1гу) Расчет отдельных сетей выполняется последовательно, что факти­ чески устраняет проблему размерности и позволяет рассчитывать сети всего структурного подразделения. Объем каждой сети ограничен 200 участками. В математической модели сети линии электропередачи представляются активно-индуктивными сопротивлениями,а трансформа- 12 /ТЕход в 41122°программу Г Ввод и печать исходной ■ информации У Контроль и исправление данных Сортировка информации Построение мас­ сива ВАО Расчет потоко- расп ределения Расчет и печать параметров режима Расчет и печать индивидуальных эквивалентных сопротивлений. Накопление результатов по сетям II Печать сводной таблицы по всем сетям Выход из прог­ раммы Рис. 1.3. Блок-схема программы 13 горы - Г-обраэной схемой аамещения. Алгоритм программы приведен на блок-схеме рисл.З и работает следующим образом. После входа в программу (блок 1) блок 2 вводит и печатает топологическую, сете­ вую и режимную информацию об одной сети. Блок 3 осуществляет се­ мантический контроль данных и по возможности автоматическое исп­ равление ошибок, наиболее часто встречающихся при кодировке и пер­ форации исходной информации. К ним относятся: отсутствие источника питания, потеря связности схемы, выход числовых значений характе­ ристик сети ( марки и длины провода, установленной мощности транс­ форматоров и др. ) за реально существующие пределы. При этом вмес­ то ошибочных данных принимаются ю: статистические средние, на пе­ чать выдаются диагностические .сообщения о координатах и характере ошибки,» расчет по программе продолжается. Блок 4 выполняет сорти­ ровку информации об участках сети, после чего строится массив вто­ рых адресных отображений (BAQ). После построения конфигурационной модели сети блок 6 о использованием ВАО выполняет расчет потоко- распределения в схеме. После этого управление передается блоку ?, где выполняется расчет и печать параметров установившегося режима сети - потоков и потерь активной и реактивной мощности в ветвях схемы.Блок 8 рассчитывает потери в Линии, постоянные и переменные потери в трансформаторах и суммарные потери в сети, индивидуальные эквивалентные сопротивления линии, трансформаторов и сети, а также обобщенные характеристики схемы - длину линии, установленную мощ­ ность трансформаторов, число линейных и трансформаторных участков. Результаты расчета отдельных сетей накапливаются для получения сводной таблицы по всем сетям рассматриваемого структурного под­ разделения ( блок 9 ). После расчета одной распределительной сети блок 10 по условию "нет11 передает управление на ввод исходной ин­ формации о следующей сети и расчет продолжается в соответствии с работой блоков 2-8. Если все сети рассчитаны (выполнение условия "да" блока 10), то печатается сводная таблица регультатов расчета (блок 11). На этом программа заканчивает свою работу. REKviN.Описание параметров В список переменных включены только исходные данные: ESI3 - наименование энергосистемы ; UST - наименование участка сети ; М3 - количество подстанций ; 14 название подстанции; число распределительных линий, отходящих от подстанции; номинальное напряжение; диспетчерский номер линии ; максимальный ток, А, или активная ,мощность на головном участке линии, МВт ; активнач энергия на головном участке линии, М6т*ч ; номер начала участка линии; номер конца участка линии ; марка провода или ка'Зеля ( для участка линии ) или признак абонентской ТП-АБТП *, длина ветви ( для участка линии ), км, или мощность трансформатора ( для трансформаторного участка ), кВА; одномерный вектор, содержащий числа повторения печати; одномерный вектор, содержащий начала ключевых слов регулирования печати; одномерный вектор, содержащий продолжения ключевыv слов повторения печати. REKVIN.Правила подготовки исходных данных Б исходных данных выделяются: информационная карта управления печатью; параметры задачи; параметры подстанции; параметры отходящей линии. Информационная карта управления печатью Составляется для каждого рассчитываемого участка сети и перфорируется в отдельной строке по формату ПОЗИЦИИ ИМЯ формат Пример строки переменной 1-2 МТТ(1) 12 1 4-15 PTT(1),PD0P(1) А4,А8 данные 16-17 МТТ(2) 12 1 1.9-30 РТТ(2),PD0P(2) А4,А8 режим 31-32 МГТ(З) гг 1 34-45 PTT(3),PD0P(3) А4.А8 линия PST - KL UNOM - NL TPSU - AKEN - N1 - N2 МАР - DLS - МТТ - РТТ - PDOP - 15 46-47 МТТ(4) 12 2 49-SO РТТ(4),PDQP(4) А4,А8 участок Параметры задачи Для каждого участка сети составляется одна строка параметров задачи. Эта строка состоит из трех показателей и перфорируется по формату 101 FORMAT(4А4,4Х,4А4,4Х,15): позиции имя „ формат пример строки переменной 1-12 ESIS 4А4 наименование ПЭО 21-32 UST 4А4 название ПЗС 41-45 М3 15 4 Параметры подстанции Параметры подстанции составляются для каждой питающей подстан­ ции ( а в случае трехобмоточных трансформаторов «а питающих подс­ танциях - для всех питающих шин ) и перфорируются в отдельной строке по формату 103 FORMAT(4А4.4Х,16,6X,F5.0) : поьиции имя формат пример строки переменной 1-11 PST 4А4 название п/ст £1-25 KL 15 3 31-35 UN0M F5.0 10 Параметры отходящей линии Параметры отходящей линии включают в себя параметры головного участка к параметры ветвей. Параметры головного участка Перфорируются в отдельной строке по каждой распределительной 16 линии по формату 109 FORMAT(А4,6Х,2F10.0): позиции имя формат пример отроки переменной !_4 NL А4 РЛ-5 1j-20 TPQU F10.0 35.2 или - 108.3 2^-30 AKEN F1Q.0 9G0000. Параметры ветвей Под ветвью понимается звено сети ( однородный участок линии или трансформатор ) между двумя узлами ( пунктами ) схемы. В одной строке размещается информация о двух ветвях. Кодировка данных вы­ полняется по формату 105 FCP^AT(A4,1X,A4,1X,A8,2X)F10.0,10X.A4,1X.A4,1X,A8I2X,F10.0): ПОЗИЦИИ ИМЯ ФОРМАТ ПРИМЕР СТРОКИ ПЕРЕМЕННОЙ 1-4 N1 А4 1 6-9 N2 А4 2 11-18 МАР А8 А-35 21-30 DLS F10.0 1.2 41-44 N1 А4 г 46-49 N2 А4 3 61-Б8 МАР А8 АБТП 81-70 DLS F10.0 -63. REKYIN.Структура файла исходных данных Структура файла исходных данных для программы REKVIN следующая ( см. файл данных REKVIN.dat): 1-я строка - информационная карта управления печатью ; 2-я строка - параметры задачи ; 3-я строка - параметры подстанции ; 4-я отрога - параметры головного участка одной из распре- 17 делительных линий этой подстанции; 5-а строка - исходная информаций о ветвях данной линии; в- л отрока - ** (две звездочки) - признак конца информации о ветвях ; 7-я строка - параметры головного участка второй линии этой же подстанции ; 8-я строка - информация о ветвях второй линии ; Ян строка - «л и т.д. Таким образом последовательно раскладывается исходная информация обо всех подстанциях рассчитываемого участка сети. Пример. Участок сети состоит на двух подстанций. От первой подстанции питается одна распределитель нал линия, от второй - две. Файл данных может выглядеть сле­ дующим образом: информационная карта параметры задачи параметры 1-й подстанции параметры головного участка данные о ветвях ** параметры 2-й подстанции параметры головного участка 1-й распределительной линии данные о ветвях 1-й линии •Мк параметры головного участка Е-й распределительной линии данные о ветвях 2-й линии 4nk 18 1 ДАННЫЕ ЭНЕРГОСИСТЕМА Файл данных REKVIN.DAT 1 ЛйШЯ 1 РЕЗИМ i УЧАСТОК ШГ 1 ЭНГЕЛЬС 110/10 1 1Q.0 5 1 № А-70 0.5 10 30 10 11 А-70 0.9 11 г 11 12 А-70 О.б 12 3 12 13 А-70 0.4 13 4 13 14 А-70 1.15 14 g 14 15 А-70 0.2 15 ■ 16 16 б АБТП -100. 15 17 17 18 АС-35 0.35 18 7 17 19 АС-35 0.6 19 9 АС-35 АС-35 -400. -30. -160. -60, -30. o.te о. за -tea. -2SQ. ** Файн результатов KEKV1H.RES ИНФОРМАЦИОННАЯ KAFTA УПРАВЛЕНИЯ ПЕЧАТЬЮ 1 ДАННЫЕ 1 ЛИНИЯ 1 РЕЖШ 1 УЧАСТОК О ПАРАМЕТРЫ ЗАДАЧИ ЭНЕРГОСИСТЕМА УЧАСТОК СЕТИ КОЛ-ВО ГОДСТАНЩЙ в участи: сети эжргосистема me i НОМЕР НАЧАЛ, ВЕТВИ 1 10 11 12 13 14 16 L7 1? Продолжение файла REKVIN.RES ПАРАМЕТРЫ ПОДСТАНЦИИ НАИМЕНОВАНИЕ ПОД- ЧИСЛО ОТХО- НОМИНАЛЬНОЕ НАПРЯ- СТАШШ ИЛИ ЕЕ НОМЕР ДЭДИХ ЛИНИЙ ЖЕНИЕ ШИН,КВ ЭНГЕЛЬС 110/10 1 10.0 РАСПРЕДЕЛИТЕЛЬНАЯ ЛИНИЯ N-5 ИСХОДНАЯ ИНФОРМАЦИЯ О ВЕТВЯХ СХЕМЫ КОЛИЧЕСТВО ВЕТВЕЙ - 18 НОМЕР МАРКА ДЛИНА ВЕТВИ, КМ НОМЕР НОМЕР МАРКА ДЛИНА ВЕТВИ, КМ КОНЦА ПРОВОДА ИЛИ МОЩН. ТР-РА НАЧАЛА КОНЦА ПРОВОДА ИЛИ МОЩН. ТР-РА ВЕТВИ С МИНУСОМ, КВА ВЕТВИ ВЕТВИ С МИНУСОМ, КВА 10 А-70 .50 10 30 -400.00 11 А-70 .90 11 Ос -30.00 12 А-70 .60 12 3 -160.00 13 А-70 .40 13 4 -60.00 14 А-70 1.15 14 5 -30.00 15 А-70 .20 15 16 АС-35 .16 6 АБТП -1СЮ.00 15 17 АС-35 .35 18 АС-35 .35 18 7 -160.00 19 АС-35 .60 1S 9 -250.00 Продолжение файла REKVIN.RES РЕЗУЛЬТАТЫ РАСЧЕТА ПАРАМЕТРОВ УСТАНОВИВШЕГОСЯ РЕЖИМА РАСПРЕДЕЛИТЕЛЬНОЙ Ш И N-5 ЭНЕРГОСИСТЕМА .ЭНЕРГОСИСТЕМ. УЧАСТОК СЕТИ .СЕТИ ПЭС ПОДСТАНЦИЯ .ЭНГЕЛЬС 110/10 НОМ Е Р ПОТОК МОЩНОСТИ ВЕТВИ П0 Т Е Р И МОЩНОСТИ НАЧАЛА: ВСТВИ : КОНЦА ВЕТВИ ЛИНЕЙНЫЕ УЧАСТКИ • ТРАНСФОРМАТОРЫ АКТИВНЫЙ:РЕАКТИВН: ПОЛНЫЙ АКТИВНОЙ : РЕАКТИВНОЙ : АКТИВНОЙ РЕАКТИВНОЙ КВТ : КВАР : КВ. А : D.E. КВТ : О.Е.: КВАР : О.Е. КВТ '. О.Е. КВАР : О.Е. i 10 1190.00: .00: 1190.00:1 .ООО 3.26; .302 2.44: .310 .00: .ООО .00: .ООО ' 10 30 400.00: .00: 400.00: .336 .00: .ООО .00: .ООО 5.77: .317 22.00: .367 10 11 790.00: .00: 790.00: .664 2.58: .240 1.94: .246 .00: • ООО .00: .ООО il 2 30.00: .00: 30.00: .025 .00: .ООО .00: .ООО .76: .042 1.65: .028 11 12 760.00: .00: 760.00: .639 1.59: .148 1 .20: .152 .00: .ОСЮ .00: .ООО 12 3 160.00' .СЮ: 160.00: .134 .00: .ООО .00: .ООО 2.81: .155 8.80: .147 12 13 600.00 .00: 600.00: .504 .65: .061 .50: .063 .00: .ООО .00: .ООО 13 4 60.00 .00: 60.00: .050 .00: .■ООО .00: .ООО 1.30: .072 3.30: .055 13 14 540.00 .00: 540.00: .454 1.54: .143 1.16: .147 .00: .ООО .00: .ООО 14 5 30.00 .00: 30.00: .025 .00: .ООО .00: .ООО .76: .042 1.65: .028 14 15 510.00 .00: 510.00: .429 -24: .022 .18: .023 .00: .ООО .00: .ООО го Продолжение файла REKVIN.RES to 15 16 100.00 .00 100.00 .084 .01 .001 .01: .001 .00 .ООО .00 .ООО 15 17 410.00 .00 410.00 .345 .50 .046 .26: .033 .00 .ООО .00 .ООО 16 6 100.00 .00 100.00 .084 .00 .ООО .00: .ООО .00 .ООО .00 .ООО 17 18 160. СЮ .00 160.00 .134 .08 .007 .04: .005 .00 .ООО .00 .ООО 17 19 250.00 .00 250.00 .210 .32 .030 .17: .021 .00 .ООО .00 ■ ООО 18 7 160.00 .00 160.00 .134 .00 .ООО .00: .ООО 2.81 .155 8.80 .147 19 9 £50.00 .00 250.00 .210 .00 .ООО .00: .ООО 3.99 .219 13.75 .229 РЕЗУЛЬТАТЫ РАСЧЕТА ИНДИВИДУАЛЬНЫХ СОПРОТИВЛЕНИЙ РАСПРЕДЕЛИТЕЛЬНОЙ ЛИНИИ N-5 ЭНЕРГОСИСТЕМА .ЭНЕРТХ^СТШ. УЧАСТОК СЕТИ .СЕТИ ПЭС ПОДСТАНЦИЯ .ЭНГЕЛЬС 110/10. НОМИНАЛЬНЫЕ ПОТЕРИ ШДНОСТИ : ЭКВИВАЛЕНТНЫЕ : .'УСТАНОВЛ. :КОЛ-80 .-ПАРАМЕТРЫ ГОЛ. УЧ. ------------------------- ------ СОПРОТИВЛЕНИЯ .-ДЛИНА .-МОЩНОСТЬ :--------:-------------- ----- ЛИНИЯ : ТРАНСФОРМАТОРЫ : ВСЕГО :------------- ------ --.ШИШ : ТРАНСФОР-: ЛИН: ТР-: ТОК ИЛИ :АКТГОКАЯ : Х.Х. : К.З. : : ЛИНИИ:ТР-РОВ: СЕТИ : : МАТОРШ :УЧ.:РОВ:МОЩНОСТЬ : ЭНЕРГИЯ : КВТ : КВТ : КВТ : КВТ : ОМ : ОМ : ОМ : КМ : КВ.А : - : - : А /-КВТ/: МВТ.Ч : : 10.79: 3.25: 18.21: 32.25: .76: 1.53: 2.29: 6.21: 1190.00: 10: 8: .00: .ОС: 1.4. Программа V3M построении и аналиаа регрессионных моделей эквивалентных сопротивлений УЗЛ. Назначение и краткая характеристика программы Программа VSM /2,Б/ предназначена для построения и аналиаа регрессионных моделей эквивалентных сопротивлений линейного и сте­ пенного видов.Она использует в качестве исходного статистического материала (матрицы наблюдений) результаты расчета выборки схем электрических сетей по программе REKVIN. Матрица наблюдений вклю­ чает массив зависимой переменной - параметра 1Ао, который определя­ ется в программе автоматически как 2 * Stj , и массивы независимых переменных Xi~ длины линии lj .установ­ ленной мощности и числа трансформаторовсоответственно ST1 и Ni (см.файл V3M.DAT). В результате работы программы на печать выдают­ ся (файл VSM.RES) результаты регрессионного анализа в виде двух таблиц,где приводятся для зависимой и каждой независимой перемен­ ной оценки математических ожиданий и средних квадратических откло­ нений, коэффициент парной корреляции между ними, множественный ко- аффициент корреляции,его среднее квадратическое отклонение,значе­ ние t -критерия и доверительные интервалы,а также для линейной и нелинейной моделей коэффициенты регрессии,их средние квадратичес­ кие отклонения, значения t-критерия и доверительные интервалы, расчетное и табличное значение F-критерия. Кроме этого, печатаются формулы для расчета обобщенного эквивалентного сопротивления КЭл и области целесообразного применения этих формул. VSM. Краткие методические сведения В основу технологической части алгоритма положены методические проработки /1/, а математической части - теоретические положения корреляционного и регрессионного анализа. В результате обработки матрицы наблюдений определяются коэффициенты уравнений регрессии линейного (1 .3) и степенного (1.4) вида,выполняется их статисти­ ческий анализ,осуществляется переход к моделям обобщенного зквива- 23 лентного сопротивления линий типа (1.5) и (1.6).оценивается точ­ ность этик моделей и области целесообразного применения в зависи­ мости от допустимой погрешности расчетов и количества эквиваленти- руемых линий: 3 Мю e Ао + At * Xi + Ай * Х2 + АЗ а ХЗ ■ Ао + Е ( A i * XI ) (1.3] 1-1 В1 В2 ВЭ Bi MiG « Во * Xi * Х<2 * Хэ “ Во * П( Xi ) , (1.4) 1 1?эл * --------*(М * A o t - A i * L + A2 * Зт с + Аз * N ) , (1.5) 3тс*3те 1 М bi В2 ВЗ !?зл ---------- * Е( В0 * It * S-rc * N ) , (1 .6) Stc*Stc i»l где L - суммарная длина всех зквивалентирующих линий, М L -• Е( 1 4 ) . (1 .Б) i=l Здесь М и N - общее число линий и трансформаторов в сети. Укрупненный алгоритм программы VSM цредставлен в виде блок-схемы на рис.1.4. Он работает в следующей последовательнос­ ти. После ввода и печати исходной информации (блок 2) организуется цикл по моделям (линейной и степенной,блок 3).Затем вычисляются выборочные средние и средние квадратические отклонения зависимой и независимой переменной (блок 4). В блоке 5 рассчитываются парные коэффициенты корреляции Гц (формируется корреляционная матри­ ца), на основе аналиаа которых исключаются линейно зависимые пере­ менные. Затем вычисляются коэффициенты уравнения регрессии (блок 6).определяется множественный коэффициент корреляции R (корреляци­ онное отношение h ) и доверительные границы (блок 7). Далее уп­ равление передается логическому блоку 8,где проверяется значимость уравнения регрессии no F-критерию Фишера. Если уравнение значи- 24 М0 т.е.предварительно рассчитанное значение F-критерия (Fd ) боль- ще* табличного FT,то работает блок 9, в противном случае управление уедается блоку 16,который осуществляет печать диагностического сообщения о неаначимости уравнения регрессии и передает управление ОлокУ 13- в блоке 9 определяются расчетные значения tp критериев Стыодеита для каадого коэффициента регрессии и выбирается наимень­ шее ив ник - tp m i n• В блоке 10 осуществляется проверка значимости коэффициента регрессии, для чего tp rain сравнивается с табличным значением tT .Если этот коэффициент вначим.т.е.tp tnin > t T ,то уп­ равление передается блоку 1 1,где рассчитываются доверительные ин­ тервалы коэффициентов регрессии.В противном случае коэффициент признается равным нулю,переменная при нем исключается (блок 1?) и управление передается блоку 6 для расчета оставшихся коэффициентов регрессии.Блок 12 осуществляет печать результатов регрессионного аналиаа в виде двух таблиц. В логическом блоке 12 выполняется про­ верка "Все ли модели рассмотрены ?".Если "нет",то управление пере­ дается блоку 6,а если "да",то - блоку 14,который на основе полу­ ченных моделей Wo -f(ха.хг.хз) формирует формулы (1.5,1.6) для расчета обобщенного эквивалентного сопротивления Кал и печатает эти формулы в естественном привычном для пользования виде. Кроме этого, определяются и выдаются на печать области целесообразного применения этих формул. В программе предусмотрена также печать универсальных формул (линейной и степенной) для расчета обобщенно­ го эквивалентного сопротивления трансформаторов, которые получены в /1/.Их универсальность заключается в том, что они применит для эквивалентирования сетей 6-10 кВ, расположенных в различных регио­ нах страны. 2 L'h -3 !?эт “------ * ( Со * N + Cj * St с ) * 10 , Ом , (1.7) S t c * S t c 2 l)H N Кзт --------- * 0.0119 * £ ( Shi ) » Ом . (1.8) St c * S t c i-1 Следует заметить, что каждый из описанных блоков программы представляет собой отдельную подпрограмму,детальное описание кото­ рых выходит аа рамки данного пособия. 26 VSM.Описание параметров Всписок переменных включены только исходные данные: KPRIS - признак расчета (1 - матрица данных готовится пользователе^ 0 - матрица данных считывается о магнитного диска); ESI3 - наименование энергосистемы ; U5T - наименование участка сети; UN0M - номинальное напряжение сети; N - число наблюдений ; М - общее число переменных ; NDEP - индекс зависимой переменной ; К - число независимых переменных; I3AVE индексы независимых переменных,индекс зависимой переменной находится в К + 1 компоненте вектора ISAVE ; D - одна строка матрицы данных: D(l) - эквивалентное сопротивление линии, Ом } 0(2) - суммарная длина линии, км ; 0(3) - суммарная мощность системных трансформаторов, ЖА ; 0(4) - число трансформаторов, шт. 7 ЭЛ. Бразила подготовки данных Исходные данные состоят из признака расчета,наименования энер­ госистемы, участка сети и номинального напряжения,управляющей стро­ га, матрицы наблюдений. Признак расчета Данный показатель указывает на способ ввода матрицы наблюде­ ний. Признак расчета перфорируется в отдельной строке по формату позиции имя формат пример строки переменной 1 KPRIS И 1 Наименование энергосистемы^участка сети и номинальное напряжение Эта строка перфорируется по формату 4А4,4Х,4А4,Р10.0 : 26 ПОЗШРО* строки имя ПЕРЕМЕННОЙ ФОРМАТ ПРИМЕР 1-10 ES1S 4А4 наименование 21-36 UST 4А4 название ПЭС 41-60 .UN0M F10.0 10. Управляющая строка позиции ИМЯ ФОРМАТ ПРИМЕР СТРОКИ ПЕРЕМЕННОЙ 1-6 N Ш 67 6-7 М 12 4 8-3 NDEP 12 1 10-11 К 12 3 12-7? ISAVE 3312 огозс Примечания 1.Вектор ISAVE содержит только индексы независимых переменных. 2.Нули, предшествующие значащим цифрам, перфорировать необязательно. Матрица наблюдений Матрица наблюдений представляет собой результаты расчета инди­ видуальных эквивалентных сопротивлений и обобщенные характеристики распределительных линий,полученные по программе REKVIN-Эти данные записываются на магнитный диск,печатаются в виде сводной таблицы и используются в качестве исходного статистического материала для построения регрессионных моделей эквивалентных сопротивлений. Счи­ тывание матрицы наблюдений с магнитного диска производится автома­ тически по признаку расчета KPRIS, равному нулю. Этот способ ис­ пользования статистической информации применяется при успешном вы­ полнении расчетов по программе REKVIN. VSM.Формирование файла исходных данных Файл данных для программы VSM ({армируется в той последователь ­ ности, в какой описаны правила подготовки данных,а именно (см.рас­ печатку файла данных VSM.D.AT): i -я строка -■ признак расчета ; сУ 2-я строка - наименование энергосистемы,участка сети и номинальное напряжение; 3-я строка - управляющая строка ; 4-я строка - матрица наблюдений и далее 1 ЭНЕРГОСИСТЕМА 0003604010302030402 0.034 0.220 0.06 0.12 0.20 0.95 0.56 2.36 0.21 1.23 0.40 3.27 0.13 1.73 0.23 1.45 0.33 3.73 1.38 9.65 0.98 10.32 2.64 15.72 1.14 4.15 0.92 3.87 2.10 22.29 1.18 6.05 1.21 7.20 0.49 1.80 3.90 12.61 2.054 9.070 2.15 20.21 0.40 8.96 0.19 3.26 1.91 7.37 1.87 10.46 Б. 13 10.71 0.63 2.45 2.27 13.25 1.63 2.54 0.4 0.56 ГВЭС 0.320 1.000 0.320 1.0 1.540 5.0 2.960 10.0 1.940 6.0 3.930 13.0 1.740 6.0 1.713 11.0 3.990 10.0 0.725 6.0 1.796 12.0 1.44 18.0 0.476 4.0 1.000 6.0 3.302 23.0 1.870 8.0 1.626 9.0 0.223 2.0 2.368 17.0 2.600 16.000 3.045 26.0 3.511 34.0 1.903 13.0 2.506 18.0 3.445 14.0 2.290 11.0 0.450 3.0 5.263 30.0 0.25 1.0 0.1 1.0 Файл данных VSM.DAT 10. 28 Продолжение файла VSM. DAT 1.26 7.S0 £.9 14.0 0.23 1.78 1.84 5.0 0.32 7.92 5.860 19.0 0.273 1.150 1.240 5.000 0.468 1.440 1.510 6.000 1.08 8.14 5.410 19.0 Файл результатов VSM. RES | ФАЙЛ РЕЗУЛЬТАТОВ ДЛЯ ПРСГРАШЫ VSM I * М и н с к . 1 9 9 3 Г . * — ------------------------------- » * Б Г В А * KPRIS=1 МАТРИЦА НАБЯЦЦЕНИЙ ГОТОВИТСЯ ПОЛЬЗОВАТЕЛЕМ РЕГРЕССИОННЫЙ АНАЛИЗ ЭКВИВАЛЕНТНЫХ СОПРОТИВЛЕНИЙ РАСПРЕДЕЛИТЕЛЬНЫХ ЭЛЕКТРИЧЕСКИХ СЕТЕЙ 1 ESI5 - Наименование энергосистема ( 16 символов) -Минскэнерго 2 UST - Участок сети ( 16 символов) -ПЭС - 2 1 Unom - Номинальное напряжение 10. кВ УПРАВЛЯЮЩАЯ КАРТА Продолжение файла V3M.RES ЧИСЛО НАБЛЮДЕНИЙ ЧИСЛО ПЕРЕМЕННЫХ ИНДЕКС ЗАВИСИМОЙ ПЕРЕМЕННОЙ ЧИСТО НЕЗАВИСИМЫХ ПЕРЕМЕННЫХ ИНДЕКСЫ НЕЗАВИСИМЫХ ПЕРЕМЕННЫХ ИСХОДНЫЕ ФУНКЦИИ .•ПОРЯДКОВЫЙ НОМЕР : И ТИП ФУНКЦИИ ВИД ФУНКЦИЙ : : 1 /ЛИНЕЙНАЯ/ : 2 /НЕЛИНЕЙНАЯ/ Х1=А1 + А2*Х2 + АЗ*ХЗ + А4*Х4 : А2 АЗ А4 : Х1=А1 * Х2 * ХЗ * Х4 ПРИМЕЧАНИЯ Продолжение файла VSM.RES !"» С. XI - СУША КВАДРАТОВ МОМЕНТОВ МОЩНОСТЕЙ, MBA * Ш Х2 - СУШАРНАЯ ДЛИНА ЛИНИЙ, КМ ХЗ - СУШАРНАЯ УСТАНОВЛЕННАЯ ШЩНОСТЬ ТРАНСФОРМАТОРОВ,MBA Х4 - СУММАРНОЕ ЧИСЛО TPAHCffiOPMATORB.ET. МАТРИЦА НАБЛКЩЕНКЙ XI Х2 ХЗ Х4 1 .034 .220 .320 1.000 *> .060 .120 .320 1.000 3 .200 .950 1.540 5.000 4 .560 2.360 2.960 10.000 5 .210 1.230 1.940 б.ООО 6 .460 3.270 3.930 13.000 7 .130 1.730 1.740 6.000 8 .230 1.450 1.713 11.000 9 .330 3.730 3.990 10.000 10 1.380 9.650 .725 б. ООО 11 .980 10.320 1.796 12.000 12 2.640 15.720 1.440 18.000 13 1.140 4.150 .476 4.000 Е*3to 14 .920 3.870 1.000 15 2.100 22.290 3.302 16 1.180 6.050 1.870 17 1.210 7.200 1.626 18 .490 1.800 .223 19 3,900 12.610 2.368 20 2.054 9.070 2.600 21 2.150 20.210 3.045 22 .400 8.860 3,511 23 .190 3.260 1.003 24 1.910 7.370 2.506 25 1.870 10.460 3.445 26 5.130 10.710 2.230 27 .630 2.450 .450 28 2.270 16.250 5.253 29 1.630 2.540 .250 30 .400 .560 .100 31 1.260 7.500 2.900 •-»«*>CiC. .230 1.700 1.340 .ЛПoo .320 7.920 5.960 34 .273 1.150 1.240 35 .468 1.440 1.510 36 1.080 8.140 5.410 Продолжение файла VSM.RES 6.000 23.000 8.000 9.COO 2.000 17.000 16.000 26.000 34.000 13.000 18.000 14.000 ll.OOG 3.000 30.000 1.000 1.000 14.000 5.000 19.00D 5.000 6.000 19.000 Продолжение файла VSM.RES МОДЕЛЬ 1. ИСКЛЮЧЕНА ПЕРЕМЕННАЯ N- 4: РАСЧЕТНЫЙ КРИТЕРИЙ СТЫЩЕНТА - .520 МЕНЫИЕ ТАБЛИЧНОГО - 2.030 СТАТИСТИКИ УРАВНЕНИЯ РЕГРЕССИЙ МОДЕЛЬ 1 ПЕРЕМЕННАЯ:МАТВЛАТ.: СРЕДНЕЕ :ОЖИДАНИЕ:КВАДРАТИЧ. :ОТКЛОНЕНИЕ КОЭФФИЦИЕ-: КОЭФФИЦИЕНТЫ РЕГРЕССИИ НТЫ ПАРНОЙ:--------------------------------------------------- КОРРЕЛЯЦИИ:ВЕЛИЧИНА: ДОВЕРИТЕЛЬНЫЙ :СТАНДАРТЫ.:Т-КРИТЕРИЙ XI И XI : : ИНТЕРВАЛ : ОШИБКА : /ФАКТИЧ/ X 1 8.4 : 12.892 : - : - : - X 2 8.3 : 5.714 : .676 1.031: .476- ' 1.586: .2733 : 3.77 X 3 2.2 : 1.503 : .680 3.975: 1 .866- . 6.085: 1.0390 : 3.83 КОЭФФИЦИЕНТЫ И СТАТИСТИКИ УРАВНЕНИЯ РЕГРЕССИИ ANS1L -СВОБОДНЫЙ ЧЛЕН ЛИНЕЙНОГО УРАВНЕНИЯ РЕГРЕССИИ - -6.720 BL(1) -КОЭФФИЦИЕНТ РЕГРЕССИИ ПРИ СУММАРНОЙ ДЛИНЕ ЛИНИЙ - 1.031 BL(2) -ПРИ СУММАРНОЙ УСТАНОВЛЕННОЙ МОЩНОСТИ ТР-РОВ - 3.975 BL(3) -КОЭФФИЦИЕНТ ПРИ ОБЩЕМ ЧИСЛЕ ТРАНСФОРМАТОРОВ - .ООО Продолжение факса VSM.RES GRLiN -СРЕДНЕЕ ЗНАЧЕНИЕ XI, ГДЕ XI-СУША КВАДРАТОВ - 8.382 МОМЕНТОВ МОЩНОСТЕЙ OGDLIN-СРЕДНЕКВАДРАТКЧЕСКОЕ ОТКЛОНЕНИЕ - 8.141 КМ ОТ СРЕДНЕГО ЗНАЧЕНИЯ XI SRTR -СРЕДНЕЕ ЗНАЧЕНИЕ ПОТЕРЬ МОЩНОСТИ К.З. - 3.198 ША 03D1R -СРЕДНЕКВАДРАТИЧЕСКОЕ ОТКЛОНЕНИЕ ОТ СРЕДНЕГО - .544 MBA ЗНАЧЕНИЯ ПОТЕРЬ МОЩНОСТИ К.З. МОДЕЛЬ 2. ИСКЛЮЧЕНА ПЕРЕМЕННАЯ N- 4: РАСЧЕТНЫЙ КРИТЕРИЙ СТЫЭДЕНТА =1.308 МЕНЬШЕ ТАБЛИЧНОГО - 2.030 СТАТИСТИКИ УРАВНЕНИЯ РЕГРЕССИИ М О Д Е Л Ь 2 : : : КОЭФИЩИЕ-: КОЭФФИЦИЕНТЫ РЕГРЕССИИ ПЕРЕМЕННАЯ:МАТЕМАТ.: СРЕДНЕЕ :НТЫ ПАРНОЙ:--------------------------------------------------- :ОЖИДАНИЕ:КВАДРАТИЧ.:КОРРЕЛЯЦИИ:ВЕЛИЧИНА: ДОВЕРИТЕЛЬНЫЙ .‘СТАНДАРТН.: Т-КРИТЕРИЙ : ОТКЛОНЕНИЕ: XI И XI : : ИНТЕРВАЛ : ОШИБКА : /ФАКТИЧ/ X 1 8.4 : 12,892 : - ‘ - : - : - X 2 6.3 : 5.714 : .859 1.018: .82?- 1.209: .0940 : 10.83 X 3 2.2 : 1.503 : .903 1.567: 1.331- 1.803: .1163 : 13.47 Продолжение файла VSM.RES КОЭФФИЦИЕНТЫ И СТАТИСТИКИ УРАВНЕНИЯ РЕГРЕССИИ ANS1NL -СВОБОДНЫЙ ЧЛЕН НЕЛИНЕЙНОГО УРАВНЕНИЯ РЕГРЕССИИ - .207 BL(1) -КОЭФФИЦИЕНТ РЕГРЕССИИ ПРИ СУММАРНОЙ ДЛИНЕ ЛИНИЙ - 1.018 BL(2) -ПРИ СУММАРНОЙ УСТАНОВЛЕННОЙ МОЩНОСТИ ТР-РОВ - 1.567 BL(3) -КОЭФФИЦИЕНТ ПРИ ОБЩЕМ ЧИСЛЕ ТРАНСФОРМАТОРОВ - .ООО SRLIN -СРЕДНЕЕ ЗНАЧЕНИЕ XI, ГДЕ Х1-СУША КВАДРАТОВ - 8.382 МОМЕНТОВ МОЩНОСТЕЙ OSDLIN-СРЕДНЕКВАДРАТИЧЕСКОЕ ОТКЛОНЕНИЕ - 6.331 КМ ОТ СРЕДНЕГО ЗНАЧЕНИЯ XI SRTR -СРЕДНЕЕ ЗНАЧЕНИЕ ПОТЕРЬ МОДНОСТИ К.З. - 3.198 MBA OSDTR -СРЕДНЕКВАДРАТИЧЕСКОЕ ОТКЛОНЕНИЕ ОТ СРЕДНЕГО - .*544 MBA ЗНАЧЕНИЯ ПОТЕРЬ МОЩНОСТИ К.З. РЕЗУЛЬТАТЫ РЕГРЕССИОННОГО АНАЛИЗА :НОМЕРЧИСЛО:ЧИСЛО:СВОБОДНЫЙ: КОЭФ-ЕНТ МНОЖЕСТВЕННОЙ КОРРЕЛЯЦИИ: ПОЛНАЯ ОСТАТОЧ-: :МОДЕ- НАЗЛВ: НЕЗА-: ЧЛЕН :F-КРИТF-КРИТ:Т-КРИТ ------------------------------------------ - СУША НАЯ ДИС-: : ЛИ ДЕНИЙ:ВИСИМ:УРАВНЕНИЯ:/ТАБЛ/ /ФАКТ/:/ТАБЛ/ ВЕЛИ-:ДОВЕРИТЕЛЬНЫЙ:СТАНД.:Т-КРИТ:КВАДРАТ. ПЕРСИЯ : :ПЕРЕМ:РЕГРЕССИИ: ЧИНА : ИНТЕРВАЛ :ОШИБКА:/ФАКТ/:ОТКЛОНЕН : 1 Зо : 2 : -6.7197: 1.73 2.51: 2.03 .790: .657- .923 : 8.1: 12.07: 5817. 66. : : 2 .36 : 2 : .2070: 1.73 4.15: 2.03 .980: .965- .994 : .2:139.49: 44. 40.: П р о д о л ж е н и е фа йл а V S M . R E S Продолжение Файла VSM.RES ОБОЗНАЧЕНИЯ: NL.NT -'ЧИСЛО ЭКВИВАЛЕНТИРУЕМЫХ ЛИНИЙ И ТРАНСФОРМАТОРОВ NL SUM - ОПЕРАТОР СУММИРОВАНИЯ ОТ 1=1 ДО NL 1=1 U - НОМИНАЛЬНОЕ НАПРЯЖЕНИЕ,КВ ИНДЕКС "С" ХАРАКТЕРИЗУЕТ СУММАРНЫЕ ПОКАЗАТЕЛИ ЭКВИВАЛЕНТИРУЕМЫХ NL ЛИНИЙ, НАПРИМЕР, Х2(С) = SLM Х2(1) 1=1 £ 11 Расча! довери­ тельных интер­ валов ....... 12 Печать резуль­ татов анализов 13 модели? |Да 14 fie чать формул & U И ____J____ £ ЗыкОД из Л программы J Нет 16 Печать сообщения Да Рис. 1.4. Блок-схема программы VSM AJ программа REKWS расчета обобщенных, 1 эквивалентных сопротивлений электрических сетей РИШЗ. Назначение и краткая характери­ стика программы горитм и программа REKV1S /2/ предназначены для определения иенки погрешностей обобщенных эквивалентных сопротивлений линий И м трансформаторов йЭт распределительных сетей б-10 кВ данного (•■ал И ^ с т р у к т у р н о г о подразделения. В программе предусмотрены три варианта расчета. Первый вариант расчета базируется на определении Кэл и Кэт по линейным уравнениям регрессии (1 .5,1 .7),построенным программой YSM. Расчеты могут выполняться отдельно для сетей 10 и 6 кВ (при наличии уравнений регрессии по сети 10 и б кВ) и при совместном эквивалектировании сети 6-10 .кВ. В качестве исходной информации в данном случае используются коэффициенты и статистики уравнений регрессии (они берутся иа программы VSM),а также обобщенные характеристики сети - число зк- вивалентируемык линий, суммарная установленная мощность и число распределительных трансформаторов (файл REKVIS.DAT).При совместном эквивалентировании сети 6-10 кВ используется и режимная информа­ ция: суммарный отпуск энергии в сеть,время использования максималь­ ной активней нагрузки и средневзвешенный коэффициент реактивной мощности. Эта информация задается отдельно для линий и трансформа­ торов как для сети б,так и для сети 10 кВ. Во втором варианте (эквивалентирование по режимным параметрам) значения (?зл , Езт вычисляются по формуле вида Ц Hi * гэ1 ) r3 „ --------------- (1.9) •О ( Ц щ > ) гДэ п4 - заданный режимный параметр (энергия,мощность или ток); гэ1 - эквивалентное сопротивление линии (трансформаторов) по данным программы REKVIN. В качестве исходной информации (файл REKVIS2.DAT) используются 39 режимные д шые по каждой распределительной линии и ее транеформа? торам,а также значения их индивидуальных эквивалентных сопротивле­ ний. Третий вариант расчета (файл данных REKVI33.DAT) аналогичв! второму. Разница только в том,что в третьем варианте значения гэд, гэт не задаются,а вычисляются по нелинейному уравнению регрессии, полученному по программе VSM. Результаты расчета печатаются в виде двух (для 6 и 10 кВ) или одной (для 6-10 кВ) таблиц (форма печати показана в файле REK.VIS.FfES). REKVIS. Краткие методические сведения Блок-схема программы представлена на рис. 1.Б. Алгоритм программы работает следующим образом.После входа в программу (блок 1) блок 2 вводит и распечатывает признак расчета (номер варианта расчета).Блок 3 анализирует значение признака рас­ чета. Признак, равный 1, соответствует 1-ому варианту расчета Яэя , Rat ~ работают блоки 4,5, 10;блоки 6,7 - Е-ой вариант расчета.Тре­ тий вариант расчета групповых эквивалентных сопротивлений электри­ ческих сетей соответствует работе блоков 8,9,10.После определения КЭл и R3t по одному из трех предусмотренных вариантов расчета про­ исходит печать результатов расчета (блок 10) и выход из программы (блок 11). REKVIS.Описание исходных данных В список переменных включены только исходные данные: Е513 - наименование энергосистемы ; U3T - наименование участка сети ; ШЛО - номинальное напряжение сети 10 кВ ; UN6 - номинальное напряжение сети б кВ ; UE10 - среднее эксплуатационное напряжение сети 10 кВ ; UE6 - то же,сети 6 кВ ; NL1H - число экьивадентируемых линий (при расчете сети 10 кВ - в сети 10 кВ, при расчете сети 6 кВ - в сети 6 кВ, при расчете сети 5-10 кВ - в сети б-10 кВ); П'„IN - суммарная протяженность линяй (при тех же условиях) ; 40 NTKS STRAWS NTRA STRATA NL6 DL6 NTRS6 NTRA6 STRSS W10 W6 TMIO TMQ TGFIO TGF6 WT10 WT6 TMTIO TMT6 TGFT10 TGFT6 RSTTR число системных трансформаторов.питающихся от системных линий (при тех же условиях); установленная мощность системных трансформаторов, питающихся от системных линий (при тех же условиях); число абонентских трансформаторов,питающихся от системных линий (при тех же условиях); установленная мощность абонентских трансформаторов, питающихся от системных линий (при тех же условиях); число акЕивалентируемых линий в сети 6 кВ при расчете сети 6-10 кВ; суммарная протяженность линий в сети 6 кВ при расчете сети 6-10 йЗ; число системных трансформаторов в сети б кВ,питающихся от системных линий,при расчете сети 6-10 кВ ; то же,абонентских трансформаторов ; установленная мокроеть системных трансформаторов в сети 5 кБ, питающихся от системных' линий, при расчете сети б- 10 кв ; пропуск активной энергии через линии 10 кВ^находящихся на балансе сетевого предприятия ; то же.через линии 6 кВ ; число часов использования максимальной активной нагрузки линий 10 кВ, находящихся на балансе сетевого предприятия; то же,линий 6 кВ ; - коэффициент реактивной мощности линий 10 кВ ; - то же.линий 6 кВ ; - пропуск активной энергии через системные трансформаторы 10 кВ ; - то же,б кВ ; - число часов' использования максимальной активной нагрузки трансформаторов 10 кВ, находящихся на балансе сетевого предприятия ; - то же,трансформаторов б кВ ; - коэффициент реактивной мощности системных трансформаторов 10 кВ ; - то же,трансформаторов 6 кВ *, - эквивалентное сопротивление трансформаторов. 41 Подпрограмма VAR2 2-ой вариант расчета Кэкв . Используются данные программы REKVIM. RLK0D - КОД ЛИНИИ RELIN - эквивалентное сопротивление линии,Ом RPL1N - заданный режимный параметр ( Iry , А ; Sry , 1 MBA ; Wry , МВТ.Ч ; Зсум НОМ , КВА ) EDL.IN - единица измерения режимного параметра линии (A,MBA,МВт ч, кВА) RETR - эквивалентное сопротивление трансформаторов, присоединен­ ных к распределительной линии, Ом RPTR - заданный режимный параметр ( Iry , А ; Sry , MBA ; Wry , МВт.ч ; Sc ном , кВА - суммарная установленная мощность системных трансформаторов линии) EDTR - единица измерения RPTR (A, MBA, МВт ч, кВА) 5А6ТР - мощность абонентских трансформаторов NTPO - общее число трансформаторов (системных и абонентских) Подпрограмма VAR3 S-ий вариант расчета К'экв . Используется нелинейная математи­ ческая модель. RLKQD - код линии RELIN - суммарная длина линии,™ RPLIN - заданный режимный параметр ( )Гу рл , Sry рд , Wry , Зсум ном ) EDL1N - единица измерения RPLIN (А, №А, МВт ч, кВА) RETR - суммарная установленная мощность присоединенных к распре­ делительной линии системных и абонентских трансформаторов < Зсум ном , кВА ) RPTR - заданный режимный параметр EDTR - единица измерения RPTR (A, MBA, Мвт ч, кВА) ЗАВТР - мощность абонентских трансформаторов NTFQ - общее число системных и абонентских трансформаторов ANS1L - свободный член нелинейного уравнения регрессии BL - коэффициенты нелинейного уравнения регрессии: BLU> - при суммарной длине линии - при суммарной мощности системных и абонентских ТП 42 ВК(3) - при общем числе системных и абонентских*ТП 0SDLIN - среднеквадратическое отклонение длины линии,км SRL1N - статистическая оценка математического ожидания длины линии, км 0SDTR - среднеквадратическое отклонение потерь мощности К.З. трансформаторов,кВА REKVIS.Правила подготовки данных Правила подготовки исходных данных разраоатывались с учетом их возможной унификации для различных вариантов расчета обобщенных эквивалентных сопротивлений. Подготовка данных для 1-го варианта расчета (с использованием линейного уравнения регрессии) В исходных данных выделяются:номер варианта расчета,наименова­ ние энергосистемы и участка сети,номинальные напряжения,среднее эксплуатационное напряжение,обобщенные характеристики сети,коэффи­ циенты и статистики линейного уравнения.регрессии,режимная инфор­ мация. Номер варианта расчета Перфорируется в отдельной строке по формату 300 FORMAT(5А4): ПОЗИЦИИ ИМЯ ФОРМАТ ПРИМЕР СТРОКИ ПЕРЕМЕННОЙ 1-20 VARS 5А4 1 вариант расчета Наименование энергосистемы и участка сети Данные показатели перфорируются в отдельной строке по формату 230 F0RMAT(4A4,4X,4A4,4X,F10.0): ИМЯ ФОРМАТ ГРИМЕР ПЕРЕМЕННОЙ ESIS 4А4 наименование ПЗО иэт 4А4 название ПЭС ПОЗИЦИЙ СТРОКИ 1-16 21-36 43 Номинальные напряжения Значения номинальных напряжений перфорируются в отдельной строке.При расчете сети 10 кВ это число 10,для сети в кВ - число 6 и для сети 6-10 кВ - 10 и 6 по формату 2SO F0RMAT(F?,.0,3X,F1.ОП­ ПОЗИЦИИ СТРОКИ 1-2 в ИМЯ ПЕРЕМЕННОЙ Ш10 UN6 ЕДИНИЦА ИЗМЕРЙШ кВ кВ ФОРМАТ F2.0 F1.0 ПРИМЕР 10 б Среднее эксплуатационное напряжение Перфорируется в отдельной строке по формату 262 FORMAT(8F10.0): ПОЗИЦИИ ИМЯ ЕДИНИЦА WFMAT ПРИМЕР СТРОКИ ПЕРЕМЕННОЙ ИЗМЕРЕНИЯ 1-10 НЕЮ кВ F10.0 10.60 1-10 UE6 кВ F10.0 6.4 Обобщенные характеристики сети Перфорируются в отдельной строке по формату 260 FORMAT(3(15,F10.0)): ПОЗИЦИИ ИМЯ ЕДИНИЦА ФОРМАТ ПРИМЕР СТРОКИ ПЕРЕМЕННОЙ ИЗМЕРЕНИЯ 1-5 NHN.NL6 ИТ 15 155. 6-1В DLLIN.DL6 км F10.0 3018. 16-20 NTRS.NTRS6 шт 15 690. 21-30 3TRANS,STRS6 MBA F 10.0 ?,\3 31-35 NTRA,NTRA6 ШТ 15 1133. 36-45 STRANA.STRA6 MBA F10.0 245. Коэффициенты и статистики уравнения регрессии 44 Перфорируются в отдельной строке по формату 262 FORMAT(8F10.0): ПОЗИЦИИ ИМЯ ЕДИНИЦА 40PMAT ПРИМЕР СТРОКИ ПЕРЕМЕННОЙ ИЗМЕРЕНИЯ 1-10 ANS1L - flO.O -6.83 11 '20 BL (1) - F10.0 1.01 21-30 BL(2) - F10.C 3.96 31-40 BL(3) - F10.0 - 41-50 0SDLIN км F10.0 8.24 61-60 SRUti км F10.0 3.08 61-70 0SDTR MBA F10.0 0.544 71-80 SRTR MBA F10.0 3.198 Режимная информации Режимная информация перфорируется ь отдельной строке и только при совместном расчете сети 6-10 кВ по формату 262 FORMAT(3F10.0): ПОЗИЦИИ ИМЯ ЕДИНИЦА ФОРМАТ ПРИМЕР СТРОКИ ПЕРЕМЕННОЙ ИЗМЕРЕНИЯ 1-10 W10.W6 МВт ч F10.0 349130 11-20 ТМ10.ТМ6 ч F10.0 3263. 21-30 TGF10.TGF6 - F10.0 0.39 31-40 wno.vre МВт ч F10.0 83788. 41-60 тмтю.тмтв ч F10.0 3263. 51-60 TGrTlD.TGFTe - F10.0 0.39 Примечание;значение статистик и коэффициентов уравнения регрессии считываются с распечаток программы V3M. Подготовка данных для 2-го варианта расчета (с использованием значений гэл и гэт .вычисленных по программе REKVIN) Для проведения расчетов по й-ому варианту необходимо подгото­ вить: номер варианта расчета,наименование энергосистемы и участка сети,номинальные напряжения, среднее эксплуатационное напряже- ние,обобщенные характеристики сети,данные По линиям. 45 Правила подготовки этой информации, ва исключением данных по линиям, описана выше. ДЗННЫв по линиям Дааные об одной линии перфорируются в отдельной строке по фор­ мату 21 FORMAT (А8,2Х,2F10.Q ,Аб,2F10.О,А5,F10.О,I10): ПОЗИЦИИ ИМЯ ЕДИНИЦА ФОРМАТ ПРИМЕР СТРОКИ ПЕРЕМЕННОЙ ИЗМЕРЕНИЯ 1-8 RLK0D - А8 ВОЛГА 1 11-20 RELIN Ом F10.0 1.14 21-80 RPLIN A,MBA, МВт ч,кВА F10.0 23.14 31-36 EDLIN - А5 А 36-45 RETR Ом F10.0 2.06 46-55 RPTR A,MBA, МВт ч,кВА А10.0 2.14 66-60 EDTR - А5 А Й1-70 ЗАВТР кВА F10.0 £50. 71-80 H1PQ ШТ 16 Примечания. 1.Для всех распределительных линий режимные параметры должны быть одинаковыми,т.е.единица измерения RPLIN должна совпадать о единицей измерения RPTR. 2.Если режимный параметр задан как по линии,тас и по трансформаторам,то параметр SABTP (мошзость абонен­ тских трансформаторов) кодировать не обязательно. 3.Если режимный параметр . по трансформаторам данной линии, неизвестен, то Бместо него в позиция;? 46-55 обязательно перфорируется суммарная установленная мощность системных трансформаторов в кВА, а в пози­ циях 61-70 - суммарная установленная мощность абонентских трансформаторов. В этсм случае режимчый параметр по трансформаторам рассчитывается в нро- грамме REKV13. 46 Подготовка данных для 3-го варианта расчёта (с использованием нелинейного уравнения регрессии и обобщенных данных по каждой распределительной линии) Для проведения расчетов необходимо подготовить:номер варианта расчета, наименование энергосистемы и участка сети.номинальное напряжение.среднее эксплуатационное напряжение.обобщенные характе­ ристики сети.коэффициенты и статистики нелинейного уравнения рег­ рессии, данные по линиям. Правила подготовки этой информации, аа исключением данных по линиям, описаны выше.Коэффициенты и статистики нелинейного уравне­ нии регрессии считываются с распечаток программы VSM. Коэффициенты и статистики нелинейного уравнения регрессии Эти данные перфорируются,в отдельной строке по формату 262 FORMAT(8F10.0): ПОЗИЦИЙ ИМЯ ЕДИНИЦА ФОРМАТ ПРИМЕР строки ПЕРЕМЕННОЙ MSMEPEtiHfl 1-10 ANS1L - F10.0 0.2ЕЙ 11-20 BL(1) - F10.0 0.9S3 £1-30 BL(£) - F10.0 1.542 31-40 BL(3) - F10.0 0. 41-50 0SDL1N KM F10.0 6.714 51-60 SRLIN KM F10.0 6.3 61-70 OSDTR кВА F10.0 54.4 71-80 SRTR кВА F10.0 319.8 Данные по линиям Данные об одной линии перфорируются Б отдельной строке по фор­ мату 2 FOra^KAa.SX.SFlO.O.AS.SFlO.O.Ae.FiO.O, ПО): 4? ПОЗИЦИИ имя ЕДИНИЦА ФОРМАТ ПРИМЕР СТРОКИ ПЕРЕМЕННОЙ ИЗМЕРЕНИЯ 1-8 RLK0D - АЗ ВОЛГА 1 1 1-EQ ШЛМ км F10.0 •4.15 21-30 RPLIN A,MBA, МВт Ч.кВА F10.0 23.14 31'"35 EDL.IN - А5 А 38-45 RETR кВА F1Q .0 4?б. 46-ЬЬ RPTR A,MBA, Шт Ч,кВА F10.0 23.14 56-60 EDTR - А5 А 61-70 SABTP КВА F1G,0 25. 71-во NTPQ ШТ 110 4 Примечания,1 .Напоминаем,что в данном варианте распета: RELIN - это суммарная длина линии, км; RETR - суммарная мощность -системных и абонентских трансформаторов линии, кЕА; SAB7P - суммарная мощность абонентских трансформа­ торов, кВА. 2,Для аеех распределительных линий режимные параметры ■должны быть одинаковыми,т.е.единица измерения RPLIM должна совпадать с единицей измерения RPTR. 3.Параметры SABTP (суммарная мощность абонентских трансформаторов) и ШРО (общее число системных и абонентских трансформаторов) перфорируются по каждой распределительной линии. REKVIS. Формирование файла исходных данных 1-ый вариант расчета (линейная модель) Порядок следования и число строк в исходном файле данных зави­ сит от цели расчета.При определении зквивалентных сопротивлений линий и трансформаторов в сети 10 кВ файл данных выглядит следую­ щим оврагом: 1-я строка - номер варианта расчета Г-я строка - наименование энергосистемы и участка сети 3 я строка - номинальное напряжение 10 кВ 46 4-я строка - среднее эксплуатационное напряжение сети 10 кВ 5-Я отрока - обобщенные характеристики сети 10 кВ 6-я строка - коэффициенты и статистики уравнения регрессии 7-я строка - ** (конец файла) При расчете сети б кВ: 1-я строка - номер варианта расчета 2-я строка - наименование энергосистемы и участка сети 3-я строка - номинал!,ное напряжение сети 6 кВ 4-я строка - среднее эксплуатационное напряжение сети 6 кВ Б-я строка - обобщенные характеристики сети 6 кВ 6-я строка - коэффициенты и статистики уравнения регрессии 7-я строка - ** При расчете сети 6-10 кВ: 1-я строка - номер варианта расчета 2-я строка - наименование энергосистемы и участка сети 3-я строка - номинальные напряжения : 10 и 6 кВ 4-я строка - среднее эксплуатационное напряжение сети 10 кВ 5-я строка - обобщенные характеристики сети 10 кВ 6-я строка - режимная информация по сети 10 кВ 7-я строка - среднее эксплуатационное напряжение сети 6 кВ 8-я отрока - обобщенные характеристики сети б кВ 9-я строка - режимная информация по сети б кВ 10-я строка - коэффициенты и статистики уравнения регрессии для сети 6-10 кВ 11-я отрока - ** 2-ой вариант расчета (но данным програм! :ы REKVIN) Файл данных включает: 1-я отрока - номер варианта расчета 2-я строка - наименование энергосистемы и участка сети 3-я строка - номинальное напряжение (10 или 6 кВ) 4-я строка - среднее эксплуатационное напряжение сети 10 или б кВ 5-я строка - обобщенные характеристики сети 5-я строга - данные по линиям (количество строк данных равно числу лини 7-я строка - ** 49 3-ий вариант расчета (с использованием нелинейного уравнения регрессии) Фзйл данных включает: 1-я строка - номер варианта расчета £ч строка - наименование энергосистемы и участка сети 3-я строка - номинальное напряжение (10 или б кВ) 4-я строка - среднее эксплуатационное напряжение сети Б-я строка - обобщенные характеристики сети 6-я строка - коэффициенты и статистики нелинейного уравнения регрессии 7-я строка - данные по линиям 8-я строка - ** Файл данных REKVISi.DAT (1 вариант расчета) РАБОТАЕТ ПРОГРАША REKVIS 1 ВАРИАНТ РАСЧЕТА R ЭКВ. ИСПОЛЬЗУЕТСЯ ЛИНЕЙНАЯ МОДЕЛЬ ц . . . | . « 1 ы п м м . . 1 1 « » . п и а ............ ...........А А ~ А А *А A А А А А А' А А А А | ФАЙЛ ДАННЫХ ДЛЯ ПРОГРАММЫ REKVIS В *Минск.1995 Г.* 1------------------------------------ 9 * Б Г П А * А А А А ^ А А А г А А А А г А А -А 1 ESIS - Наименование энергосистемы ( 16 симеолов)-ЭНЕРГОСИСТЕМА Z UST - Участок сети ( 16 символов)-ПЭС НОМИНАЛЬНЫЕ НАПРЯЖЕНИЯ ( 10,6 ИЛИ 10 И б кВ совместно ) (Все числовые данные перфорируются с 61-й по 70-ю позиции включительно,единицы измерения - с 72-й) 1 UN10 - Номинальное напряжение 2 UE10 - Среднее эксплуатационное напряжение 3 UN6 - Номинальное напряжение 4 UE6 • Среднее эксплуатационное напряжение 10 кВ 10.400 кВ О кВ .000 кВ 50 Продолжение файла REKVISi.DAT л---------------------------------------- f (ДАННЫЕ ПО ЛИНИЯМ I Я__________________________________« ОБОБЩЕННЫЕ ХАРАКТЕРИСТИКИ СЕТИ e a ._s s j s e .-* e j_ e s a a s _ ~ s : e s s a = s * s s e s a s e = : e ^ e s f e NLIN -Число эквивалентируемых линий - 351 ШТ. DLLIN -Суммарная протяженность линий - 7252.000 КМ NTRS -Число системных трансформаторов - 3355 ШТ. STRAWS-Установленная мощность системных трансформаторов ~ 481.100 ША NTRA -Число абонентских трансформаторов - 266 ШТ. ЗТША-Мощность абонентских трансформаторов - 74.850 ША КОЭФФИЦИЕНТЫ И СТАТИСТИКИ УРАВНЕНИЯ РЕГРЕССИИ ANS1L -Свободный член линейного уравнения регрессии - -96.653 Bid) -Коэффициент регрессии при суммарной длине линий - 3.597 BL(2) -При суммарной установленной мощности тр-ров - 128-758 BL(3) -Коэффициент при общем числе трансформаторов - -13.926 5RLIN -Среднее значение XI, где XI-сумма квадратов - 49.372 моментов мощностей 0SDL1N-Среднеквадратическое отклонение - 83.726 КМ от среднего значения XI Продолжение файла REKVISi.DAT SRTR -Среднее значение потерь мощности К.З. - 3.198 MBA OSDTR -Среднеквадратическсе отклонение от среднего - .544 М8А значения потерь мощности К.З. Файл данных REKYIS2.DAT (Е вариант расчета) РАБОТАЕТ ПРОГРАММА REKVIS 2 ВАРИАНТ РАСЧЕТА R ЭКВ. ИСПОЛЬЗУЮТСЯ ДАННЫЕ ПРОГРАШЫ REKVIN тЫ г А tc k M v ArA А A A A А "* ФАЙЛ ДАННЫХ ДЛЯ ПРОГРАММЫ REKVIS 8 *Минск.1995 г.* ------------------------- ,----------4 * в Г П А * 1 ESIS - Наименование энергосистемы (16 символов) -ЭНЕРГОСИСТЕМА 2 UST - Участок сети ( 15 символов) -ПЭС НОМИНАЛЬНЫЕ НАПРЯЖЕНИЯ (10,6 Ш 10 и 6 кВ совместно ) (Все числовые данные перфорируются с 61-й по 70-ю позиции вьючите ль но, единицы измерения - с 7Е-Й) 1 UNiO - Номинальное напряжение - 10 кВ 2 UE10 - Среднее эксплуатационное напряжение - 10.400 кВ 3 UN6 - Номинальное напряжение - 0 кВ Продолжение файла REKVIS2.DAT 4 UE6 - Среднее эксплуатационное напряжение -ООО кВ к— — —— • ЦДАННЫЕ ПО Л И Н И Я М | и___ —------------------- — — -----» ОЕОБЩЕННЬЕ ХАРАКТЕРИСТИКИ СЕТИ NLIN -Число зквивалентируемых линий - 5 ШТ. DLLIN -Суммарная протяженность линий - -ООО КМ NTRS -Число системных трансформаторов - 31 ШТ. 3TRAN3-Установленная мощность системных трансформаторов - .ООО MBA NTRA -Число абонентских трансформаторов - 9 ШТ. STRANA-Мощность абонентских трансформаторов - .ООО MBA ДАННЫЕ ПО ЛИНИЯМ ( перфорируются построчно по формату AS,£X,2F10.0,A5,2F10.0,A5,F10.C Позиции строки RLKOD -Код линии 1 - 8 REL1N -Эквивалентное сопротивление линии, ОМ 1 1 - 2 0 RPLIN -Заданный режимный параметр (отпуск энергии,мощность,ток) 2 1 - 3 0 EDLIN -Единица измерения RPLIN ( мВт.ч ,кВт , А ) 3 1 - 3 5 RETR -Эквивалентное сопротивление трансформа!еров, Ом 3 6 - 4 5 RPTR -Режимный параметр (отпуск энергии,мощноог,ток) 46 - 55 , 110) Продолжение файла REKVIS2.DAT gj EDTR -Единица измерения RPTR ( мВт.ч кВт , А ) 5 6 - 6 0 SABTP -Мощность абонентских трансформаторов, кВА 51 - 70 NTP0 -Общее число трансформаторов, шт. 71 - go RLKOD RELIN RPLIN EDL.IN RETR RPTR EDTR ЗАВТР NTP0 Волга 1 1.14 23.10 А 2.06 23.01 А .0 0 Волга 2 .92 36.80 А .39 36.80 А .0 0 Волга 3 1.26 78.10 А .20 78.10 А .0 0 Волга 4 .33 211.60 А .35 211.60 А .0 0 Волга 5 1.38 30.40 А .00 30.40 А .0 0 Файл данных REKVIS3.DAT (3 вариант расчета) РАБОТАЕТ ПРОГРАММА REKVIS 3 ВАРИАНТ РАСЧЕТА R ЭКВ. ИСПОЛЬЗУЕТСЯ НЕЛИНЕЙНАЯ МОДЕЛЬ 1 ФАЙЛ ДАННЫХ ДЛЯ ПРОГРАММЫ REKVIS 8 *Минск.1995 г.* *------------------------------------- -- -------- -* * Б Г П А * 1 E3I5 - Наименование энергосистемы ( 16 символов) -ЭНЕРГОСИСТЕМА 2 UST - Участок сети ■ ( 1б символов) -ПЭС Продолжение файла НОМИНАЛЬНЫЕ НАПРЯЖЕНИЯ ( 10,6 или 10 и 6 кВ совместно ; (Все числовые данные перфорируются с 61-й по 70-ю позиции включительно,единицы намерения - с 72-й) 1 UN10 - Номинальное напряжение 2 UE10 - Среднее эксплуатационное напряжение 3 UN6 - Номинальное напряжение 4 UE6 - Среднее эксплуатационное напряжение н 1 " 1 ДАННЫЕ ПО ЛИНИЯМ) и_.. .....-■» ОБОБЩЕННЫЕ ХАРАКТЕРИСТИКИ СЕТИ NLIN -Число зквивалентируемых линий DLL^IN -Суммарная протяженность линий NTR3 -Число системных трансформаторов STRAUS-Установленная мощность системных трансформаторов NTRA -Число абонентских трансформаторов STRANA-Мощность абонентских трансформаторов REKVIS3.DAT 10 кВ 10.400 кВ О кВ .000 кВ 15 ШТ. 7252.000 КМ 3355 ШТ. 481.100 MBA 266 ШТ. 74.850 MBA Коэффициенты и статистики уравнения регрессии Продолжение файла РЕКV133.DAT ANS1L - Свободный член нелинейного уравнения регрессии - -96.653 BL(1) -Коэффициент регрессии при суммарной длине линий - 3.597 61.(2) -При суммарной установленной мощности тр-ров - 128.768 8L(3) -Коэффициент при общем числе трансформаторов - -13.926 3RL1N -Среднее значение XI, где Х1-сумма квадратов - 83.726 моментов мощностей OSDLIN-Среднеквадратическое отклонение - 49.372 км от среднего значения XI 5RTR -Среднее значение потерь мощности к.а. - .544 мВА OSDTR -Среднеквадратическое отклонение от среднего - 3.198 мВА значения потерь мощности к. а. ДАННЫЕ ПО ЛИНИЯМ ( перфорируются построчно по формату A8,2X,2F10.0,A5,2F10.0,A5,F10.0,110) Позиции строки RLK0D -Код линии 1 - 3 RELJN -Суммарная длина линии, км 1 1 - 2 0 RPLIN -Заданный режимный параметр (отпуск энергии,мощность,ток) 2 1 - 3 0 EDLIN -Единица измерения RPLIN ( мВт.ч ,к8т , А ) 3 1 - 3 5 RETR -Суммарная мощность всех (системных и абонентских) трансформаторов, кВА 3 6 - 4 5 RPTR -Режимный параметр 4 6 - 5 5 EDTR -Единица измерения RPTR 5 6 - 6 0 SABTP -Мощность абонентских трансформаторов, кВА 6 1 - 7 0 Продолжение файла REKVIS3.DAT NTPQ -Общее число трансформаторов, шт. 71 - 80 RLKOD REL1N RPLIN EDLIN RETR RPTR EDTR SABTP NT Волга 1 4.15 23.14 А 476.00 23.14 А 25.00 4 Волга 2 4.15 23.14 А 476.00 23.14 А 25.00 4 Волга 3 4.15 23.14 А 476.00 23.14 А 25.00 4 Волга 4 4.15 23.14 А 476.00 £3.14 А 25.00 4 Волга 5 4.15 23.14 А 476.00 23.14 А 25.00 4 Волга 6 4.15 23.14 А 476.00 23.14 А 25.00 4 Волга 7 4.15 23.14 А 476.00 23.14 А 25.00 4 Волга 8 4.15 23.14 А 476.00 23.14 А 25.00 4 Волга 9 4.15 23.14 А 476.00 23.14 А 25.00 4 Волга 10 4.15 23.14 А 476.СЮ 23.14 А 25.00 4 Волга 11 4.15 23.14 А 476.00 23.14 А 25.00 4 Волга 12 4.15 23.14 А 476.00 23.14 А 25.00 4 Волга 13 4.15 23.14 А 476.00 23.14 А 25.00 4 Волга 14 4.15 23.14 А 476.00 23.14 А 25.00 4 Волга 15 4.15 23.14 А 476.00 23.14 А 25.00 4 Файл результатов REKV1S.RES РЕЗУЛЬТАТЫ РАСЧЕТА ЭКВИВАЛЕНТНЫХ СОПРОТИВЛЕНИЙ ЭЛЕКТРИЧЕСКИХ СЕТЕЙ ЭНЕРГОСИСТЕМА - ЭНЕРГОСИСТЕМА ПРЕДПРИЯТИЕ ЭЛЕКТРИЧЕСКИХ СЕТЕЙ - ПЭС Продолжение файла REKYIS.RES ЛИНИИ : ТРАНСФОРМАТОРЫ НАГ1РЯ-: КОЛИЧЕСТВО: ОБЩАЯ ПРО-: ЭКВИВАЛЕНТ: ПОГРЕШ-: КОЛИЧЕСТВО: УСТАНОВЛЕН: ЭКВИВАЛЕНТ: ПОГРУ­ ЖЕНИЕ : ЛЭП :ТЯЖЕННОСТЬ:ССПРОТИВЛ.: НОСТЬ : :НАЯ МОЩ-ТЬ:СОПРОТИБЛ.: КОСТЬ КВ : - : КМ : СМ Z : - ША : ОМ : Z 10 : 351 : 7252.00 : .0431 9.05 : 3621 : 555.9Б : .003758: .29 у < Ввод и печать дан- / ных для расчета / ,*ШГ / 5 Расчет ЯЗЛ , R „ по I варианту Ввод и печать данных для расче-у 6 1та lP~. о 7 Расчьт /?)А , R^r по 2 варианту 10 Печать р« расчета гэультатов i Ввод к печать дан- / пых для расчета / &ЭЛ » R»r / . 9 Расчет по 3 вар» *зл > ®$г 1аиту а Выход из программы Рис. 1 .Ь . Елск-сх'вма программы PFKV1S расчета обобщенных эквивалентных сопротивлений 59 1.6. программа TERAS расчета величины, оценки погрешностей и доверительных интервалов потерь электроэнергии в электрических сетях 6-10 кВ TERAS. Назначение и краткая характеристика программы Основное назначение программы /2/: расчет,оценка погрешностей и доверительных интервалов потерь электроэнергии в произвольной совокупности сетей 6(10) кВ рассматриваемого структурного подраз­ деления энергосистемы (района,предприятия электрических сетей...). В качестве исходных данных (файлы TER10.DAT, TER6.DAT) в программе используются численные значения обобщенных эквивалентных сопротив­ лений линий и трансформаторов и погрешности их определения, расс­ читанные по программе REKVIS, среднее эксплуатационное напряжение сети, а также в общем случае следующие режимные агрегированные (в целом по всей сети) параметры: отпуск активной и реактивной энер­ гии в сеть (Wa ,WD) .максимальные и минимальные мощности активной и реактивной нагрузки (Рмакс.Рмин.Омакс.Омин).В случае отсутствия некоторых из этих данных дополнительно задаются средневзвешенные значения коэффициентов реактивной мощности и формы графика суммар­ ной нагрузки сети (tg,(fi) и dr),а также время использования макси­ мальной активной нагрузки сети (Tv.a). По каждому режимному пара­ метру в относительных единицах задается его погрешность.Если пог­ решность показателя не задана (или пропущена), она автоматически принимается в программе равной 5% .Расчеты могут выполняться от­ дельно для напряжения 6 и 10 кВ или совместно для 6-10 кВ. Резуль­ таты расчета печатаются в табличном виде отдельно для напряжений б и 10 кВ, а также совместно при 6-10 кВ(см,, например, файл TER610.RES).В таблицах указываются:название структурного подразде­ ления , номинальное напряжение,математические ожидания и доверитель­ ные интервалы потерь электроэнергии в линиях и трансформаторах (переменных и постоянных),суммарных потерь в сетях,в том числе пе­ ременных и постоянных. В частном случае программа TERAS может быть использована для оценга величины и структуры потерь в сети 6-10 кВ по отдельным распределительным линиям.В этом случае в качеству ис­ ходных в программе TERAS используются численные значения индивиду­ альных эквивалентных сопротивлений линий и трансформаторов,рассчи- тайные по программе REKVIN, а все агрегированные режимные характе­ ристики задаются по каждой распределительной линии. TERAS. Основные методические положения Данные методические положения изложены применительно к оценке потерь по обобщенным эквивалентным сопротивлениям Рал.Кат- При оп­ ределении технических потерь электроэнергии в распределительных сетях в условиях неполноты и недостоверности исходной информации целесообразно использовать обобщенное представление этих сетей и режимов их функционирования.При этом в электрических сетях указан­ ного класса часто применяют представление распределительной линии одним эквивалентным сопротивлением / 1 - 2 /.Такой подход сохраня­ ется и при расчете потерь в трансформаторах,подключенных к этой же распределительной линии.Дальнейшее развитие метод эквивалентного сопротивления получил при его использовании для эквивалентирования всех электрических сетей одного номинального напряжения рассматри­ ваемого структурного подразделения энергосистемы / 2 /. И расчет численных значений обобщенных эквивалентных сопротивлений линий Кэл и трансформаторов R3t распределительных сетей рассматриваемого структурного подразделения рекомендуется выполнить на основе ли­ нейных статистических моделей эквивалентных сопротивлений.Методика построения таких моделей приведена в / 2 /, а для проведения рас­ четов автором разработана соответствующая программа / б /. Зная Кал и Кат всей совокупности сетей линий рассматриваемого структур­ ного подразделения, можно рассчитать потери электрической энер- гни.при этом в качестве режимных данных целесообразно испольаовать параметры, легко получаемые в информационном отношении и содержа­ щиеся в соответствующих формах отчетности. Сформулированным усло­ виям в наибольшей степени удовлетворяют методы расчета потерь электроэнергии, приведенные в работах / . 3 , 4 / . Эти методы рассчи­ таны на применение в условиях неполноты(или отсутствия) информации о графиках нагрузки.Они имеют более высокую точность,чем другие аналогичные методы,поскольку используют в качестве основного ре­ жимного параметра один из интегральных показателей режима - переда­ ваемую электроэнергию или производные от нее величины:средние по времени ток или мощность.В большинстве практических случаев данные методы расчета потерь в разомкнутых электрических сетях обеспечи­ вают погрешность не более 10£ / 4 /. Исходя из изложенного,в осно­ ву алгоритма определения потерь электроэнергии в программе TERAS 61 положен метод / 4 /. Основные расчетные соотношения метода при­ ведены ниже. Суммарные потери электроэнаргии в распределительных сетях од­ ного номинального напряжения dWc определяются суммой трех состав­ ляющих - нагрузочных (переменных) потерь в линиях dWjiH,' трансфор­ маторах dWTH и потерь холостого хода (постоянных) в трансформато­ рах dW-rx’- dWc“dWjiH ^ dV/тн dWTx * (1 • ) Переменные потери электрической анергии dWnn могут быть опре­ делены по формуле Ra 2 2 dWnn *■ * (Рмакс * ta + Скаке* tp) > (1.11) 2 иэ где Ra - эквивалентное сопротивление линий или трансформато­ ров; Рмакс. йчакс ' максимальное значение активной и реактивной мощности ва расчетный период времени; та - время максимальных потерь от передачи активной мощности; %0 - то же, реактивной мощности; иэ - среднее эксплуатационное напряжение. Вырааим Рмакс и Омакс чёреа потоки активной Wa и реактивной Wp энергии: Wa Wp Рмакс = , Омакс = ---- , (1.12) Тма TMD где Тма - расчетная продолжительность максимума активной наг­ рузки; Тмр _ расчетная продолжительность максимума реактивной нагрузки. Подставляя значения Рм и Ом,выраженные через Wa и WD ;в 62 формулу (1.11), получим: 2 2 Ra Wa . Wp dWnn ---------* (------- * ta + ------- * tp), (1-13) 2 2 2 Чэ Тма Тмр Примем, что tp da *------ , dp -------- 2 2 Т м а Тмр Ra 2 2 Тогда dWnn = ------- * (Wa * da + WB * dp) . (1.14) 2 Ua После простейших преобразований получим Ra 2 2 dWnn “-----* Wa * (da + dp * tg(fi)) . (1.16) 2 Ua Иа приведенных методических положений видно, что все распреде­ лительные линии одного номинального напряжения можно представить в виде эквивалентной цепочки, состоящей из двух обобщенных эквива­ лентных сопротивлений - Raj! и RaT.Рассматривая все режимные пара­ метры применительно к этой эквивалентной схеме с той же степенью обобщения,т.е. суммарный отпуск активной энергии в сеть Wa, сред­ нее значение эксплуатационного напряжения шин (Ja , коэффициенты ре­ активной мощности tff(fi) и графиков нагрузки dr головных участков зкЕИЕалентируемых линий, запишем выражение для оценки потерь электроэнергии в линиях: 2 __2 Wa * Cl + (tg(fi))J _ сМлк =------------------------* Кал * dr. (1.16) ___ 2 (IV) ез Нагрузочные потери в трансформаторах определяются по величине Rs t и формуле,аналогичной (1.16).В выражении (1.16) Wa может опре­ деляться, например, как сумма показаний электросчетчиков, фиксирующих энергию,переданную по головным участкам М линий Wa=SUM(Wai). Величины U3,tg(fl), dr вычисляются как выборочные средние по формулам Статистический анализ режимной информации электрических сетей напряжением 10 кВ одного сетевого предприятия позволил определить выборочные средние и средние квадратические отклонения интересую­ щих параметров: Ua=10.2 кВ; SU3=0.067 кВ; tff(fl)-0.55; Stg(fi)=0,083; dr-0.00015 1/ч; Sd2-0.00002 1/ч. Формулы (1.13) и (1.14) используются для определения потерь электроэнергии как в линиях,так и трансформаторах распределитель­ ных сетей.Коэффициенты da и dp зависят от формы графиков активной и реактивной нагрузки по продолжительности.Эти графики в распреде­ лительных сетях формируются под влиянием множества факторов и име­ ют обычно плавно убывающий вид. Для аппроксимации таких графиков рекомендуется иепользовагь аналитические зависимости от времени вида: 1 иа--- * E(Uai); М tg(fi)— -* E(tg(fi))j М 1 _ 1 dr*— * E(dri). М ^ Ya Р-Рмакс'(Рмакс'Рмин)*(--- ) > tiji t yp 0=0макс"(0макс-0мин)*(--- ) , t* (1.17) или t 1/уа Р=Рмин"(Рмакс*Рмин)*(1‘ --- ) , (1.18) 64 t 1/Yd Q'-Омин"(0макс~0мин)*(1~ ' ) > t® где Рмгжс.Омакс.Рмин.Омин ~ значения максимальных и минимальных нагрузок за расчетный период tP ; U - фактическое время работы сети . Вспомогательные коэффициенты Уа и Yp определяются по формулам Рср-Рмхш Y a = ----------- , (1.19) Рмакс~Рсв Qc p 'Q mmh Y p - ------------ . (1.20) Омакс”0.св Для выбора аппроксимирующих зависимостей вида (1.17) или (1.13) не требуется знать форму реального графика нагрузки по про­ должительности . Достаточно иметь лишь величины Рмакс,Омакс. Рюш•Qm h h .Pc d .Qc d ,необходимые для расчета численных значений коэф­ фициентов da и dp.При этом, если Ya ,Yp=>l,рекомендуется использо­ вать формулы (1.17),а в случае Ya ,Yp 'iL Dp 1 dp=(l+------)*---- , (1.22’ 2 Qcp где Da и Op - дисперсии активной и реактжной мощности. Величина Da рассчитывается по одному из-двух соотношений: 65 при Ya>-1 2 (Рмакс~Рср) * (Рср-Рмин) Da=------------------ < ( L23| Рмакс'Рсв-г*Рмия при Уа<1 г (Рмакс'Рсй) * (Рср-Рмин) Da=--------------------------- . (1.24) 2*Рмаксг Рср~Рмин Формулы для определения Dp такие же,только вместо соответству­ ющих значений активной мощности в выражения (1.23,1.24) подставля­ ются значения реактивной мощнвсти. Формулы (1.10-1.24) используют­ ся при расчете нагруаочных потерь электроэнергии в линиях и транс­ форматорах распределительной сети рассматриваемого структурного подразделения энергосистемы. Постоянные потери энергии dWrx в трансформаторах определяются по уравнению регрессии /2/: dW-т-х- (0.0935tt*NT f2. 3c'V’6*.STC) *t,t , (1.25) где Nt - общее число системных трансформаторов в сети; Src * суммарная установленная мощность трансформаторов. При известной погрешности расчета потерь холостого хода в трансформаторах d(dWTX) среднеквадратическая погрешность расчета потерь электроэнергии по сети в целом d(dWc) определяется по фор­ муле _________ ____________________ / 2 2 2 d(dWc)= /(d ( d W ^ + d (dWT„)+d (dWTX)), (1.25) а соответствующий ей доверительный интервал расчетных значений потерь dWc[l+-Tt*(d(dWc))J, где Tt-табличное значение критерия Стьюдента.В формуле (1.26):. d(dWjiH). d(dWj,H) Hd(dWTx)- это погрешности расчета потерь электроэ­ нергии соответственно в линиях и трансформаторах, которые считают­ ся в программе по полученным аналитическим соотношениям в зависи­ мости от заданных погрешностей исходных данных /2/. Программа предполагает зспольБование формулы (1.1Ы и ориенти­ рована на работу в условиях неполноты исходной режимной информа­ ции. Для этого в зависимости от имеющейся информации предусмотрен автоматический выбор одного из 16 запрограммированных вариантов расчета, приведенных в табл. 1. В этой же таблице приведены ориен­ тировочные численные данные для Проведения отладочных оасчетов. Таблица 1,i N : WAL п/т: 1 WRL 2 TGFL 3 TMAL 4 PMAXL:PMINL: . 5 : 6 . QMAXL:QMINL:DSTATL 7 : 8 : 9 —:МВт*ч ШАр*ч: о. е. Ч МВт МВт МВАр. МВАр 1/4 475000:237600 : 0.5: 4500 105.6 63.3 52.77 31.77- 00015 1 : + + - - + + + •+- - 2 : + - - + + + - - 3 : + + - - + + - - - 4 : + + - - + - - ' - 5 : + + - + - - - - - 6 : + - - - - - - - 7 : + - + - + + + + - 8 : + - + - + + + - - 9 : + - + - + + - - - 10 : + - + - + - - - - И : + - + + - - - ' - - 12 : - - + + + + + + - 13.: - - + + + + + - - 14 : - - + + + + - - - 15 : - + ч + - - - 16 : + - + - - - - - + В табл.1.1 "+" указывает на наличие информации,а - на ее отсутствие. Предусмотренные варианты обеспечивают максимальную "живучесть" программы: для ее работы в предельном случае информа­ ционней необеспеченности необходимо задать лишь один из режимных параметров - отпуск активной энергии или максимальную активную нагрузку, а недостающая информация определяется па среднестатисти­ ческим данным с использованием корреляционных связей,которые зало­ жены в программе.Естественно, что в атом случае погрешность расче­ 6? та и величина доверительного интервала потерь будут наибольшими. TERAS. Работа с программой Программа 7ERAS может работать в режиме диалога и при считыва­ нии данных с магнитного диска (гибкого или жесткого). Диалоговый режим работы программы TERAS В диалоговом режиме программа последовательно запрашивает не­ обходимые исходные данные.Пользователь набирает эти данные и после набора каждого из них нажимает клавишу "Ввод". Вместо отсутствую­ щих данных перфорируются нули (это допускается). После набора ис­ ходной информации она записывается на магнитный диск. Если в дан­ ных есть ошибки,они могут быть исправлены уже в файле данных или при повторной работе в режиме диалога. Результаты расчета записы­ ваются в соответствующие файлы ( имена файлов задаются пользовате­ лем ). Работа о программой TERAS при считывании данных с магнитного диска В указанном режиме после вызова программы пользователю доста­ точно на запрос программы <<наберите имя файла данных;-> набрать имя файла данных и аатем имя файла результатов расчета. Имена файлов данных для проведения контрольных расчетов следу­ ющие: при расчете сети б кВ TER6.DAT, TER6.RES, при расчете сети 10 кВ TER10.DAT, TER10.RE3, при расчете сети 6-10 кВ TER610.DAT, TER610.RE. Ф.'ЛЛЛ ДоННиХ Tt R6.uA Г ' | 1 ...-.. ■— ....... ""[I ткАтк-Аж-к-кА I ФАЙЛ ДАННЫХ ДЛЯ ПРОГРАММЫ TERAS | *Мипск. 1995 г. а I а * Б Г П А A: A А л А>г а* Аг\А «ялаА 1 |£5f3 - Нанмгп^ани- энерго^игт^-мы ' 16 М^иск.’^рп': 2 UST - Участок сети Продолжение файла ТЕКе.ПАТ ( 16 СИМЕОЛОЕ) -ПЭС - 2 НОМИНАЛЬНЫЕ НАПРЯЖЕНИЯ(Одно из двух или два совместно) (Все числовые данные перфорируются с 61-й по 72-ю позиции включительно,единицы измерения - с 74-й) 1 UN10 - Номинальное напряжение - О. кВ 2 UN6 - Номинальное напряжение - 6. кВ ИНФОРМАЦИЯ ДЛЯ РАСЧЕТА ПОТЕРЬ ЭЛЕКТРОЭНЕРГИЙ | Я-------------------- -— в ! ДАННЫЕ ПО Л Й,Н И Я м ! Ц. ( 23 показателя) 1 USRL -Среднее эксплуатационное напряжение 10.40 кВ DtJSRL -Погрешность USRL .05 Z о N U N -Общее число линий в рассчитываемой сети 351.00 шт. 4 RSTL -Эквивалентное сопротивление линий .04310 ОМ 5 DREi. -Погрешность расчета RSTL .05 % в WAL -Отпуск активной энергии за время TRAS - 475000.00 МВт.ч 7 DWAL' -Погрешность WAL .05-2 Продолжение файла TER6.DAT ь WPL -Отпуск реактивной энергии 237500.00 МВАр я DWRL -Погрешность WRL. • ОБ% 10 TGFL -Средневзвешенный коэффициент реактивной нагрузки- -00000 п DTGFL -Погрешность TGFL .05 г 1? TMAL -Расчетная продолжительность максимума нагрузки - .00 Ч 13 DTMAL -Погрешность TMAL .05 X 14 PMAXL -Максимальное значение активной нагрузки .00 МВт 15 DPMAX1.-Погрешность EMAXL .05 % 16 PMINL -Минимальное значение .00 МВт 17 DPMINL-Погрешнасть PMINL .05 X 13 QMAXL -Максимальное знамение реактивной нагрузки .00 МВАр 19 DQMAXL-Погрешностъ QMAXL П К 7. 20 QMINL -Минимальное значение . 0 0 МВАр 21 DQMINL-Погрещность QMINL .05 и ОП DoTATL-Статистическое значение коэффициента формы графика нагрузки ( 0.00015) .00015 DDSTAL-Погрешность DSTATL .05 /* ,, И I ДАННЫЕ ПО ТРАНСФОРМАТОРАМ | И (Всего 25 показателей) 1 USRT -Среднее эксплуатационное напряжение 9.90 кВ £ DUSRT -Погрешность U3RT . ОЬ Z NT К -ООщбб число трансформаторов 3355.00 ШТ 4 RSTTR -Эквивалентное сопротивление тр-ров - .00380 Ом 5 DRETR -Погрешность расчета R3TTR - .OS I 6 WAT -Отпуск активной энергии - 475000.00 МВт.ч 7 DWAT -Погрешность WAT - .05 % 8 WRT -Отпуск реактивной энергии - 237500.00 МВАр.ч 9 DWRT -Погрешность WRT * .05 X 10 TGFT -Средневзвешенный коэффициент реактивной нагрузки- .00000 И DTGFT -Погрешность TGFT - .05 % 12 ТМАТ -Расчетная продолжительность максимума нагрузки - .00 ч 13 DTMAT -Погрешность ТМАТ - .05 % 14 РМАХТ -Максимальное значение активней нагрузки - .00 МВт 15 ЭРМАХТ-Погрешность РМАХТ " х 16 РМШТ -Минимальное значение - .00 МВт 17 ’DPM1NT-Погрешность PMINT - -С5 % 18 QMAXT -Максимальное значение реактивной нагрузки - .00 ШАр 19 DQMAXT-Погрешкссть QMAXT - .05 % 20 QMIMT -Минимальное значение * -°0 2 1 DQMINT-Пагрешяость QM1NT - .05 % 22 DSTATT-Статистическое значение коэффициента формы графика нагрузки ( 0.00015) •* .00015 23 DDSTAT-Погрешность DSTATT * .05 £ Продолжение файла TER6.DAT 24 STRAN -Суммарная мощность системных трансформаторов 25 TRAS -Расчетный период 431.10 MBA 744.00 ч Файл результатов TER6.RES РЕЗУЛЬТАТЫ РАСЧЕТА ПОТЕРЬ ЭЛЕКТРИЧЕСКОЙ ЭНЕРГИИ В РАСПРЕДЕЛИТЕЛЬНЫХ СЕТЯХ 6-10 КВ ЭНЕРГОСИСТЕМА - Минскэнерго ПРЕДПРИЯТИЕ ЭЛЕКТРИЧЕСКИХ СЕТЕЙ - ПЭС - 2 НОМИ-: СТРУКТУРА: ПОТЕРИ ЭЛЕКТРИЧЕСКОЙ ЭНЕРГИИ : НАЛЬ-: ---------------------------------------------- ------------------------------------------- НОЕ :РЕЗУЛЬТА-:ПЕРЕМЕННЫЕ:ДОВЕРИТ. ИНТЕРВАЛ:ПОГРЕШНОСТЬ:ПОСТОЯННЫЕ:ДОВЕРИТ. ИНТЕРВАЛ:ПОГРЕШНОСТЬ: НАПРЯ-: ------- ----------------------------------------------------- ~ -------------------------- ХЕНИЕ : TCh : МВТ.4 : МВТ.4 : Z : МВТ.4 : МВТ.4 : .% : i Е :ТРАНСФОР-: 1640.2: 1164.8 - 2115.6: 14.49 : 1066.7:1060.7 - 1072.7: .28 : : МАТОРАХ : : : В линиях 16857.7 L1971.9 - 21743.Б 14.49 6 КВ : СУША : : ПОТЕРЬ : :П0 ВИДАМ : 18497.9:10916.0 - 26079.9: 20.49 : 1066.7:1060.7 - 1072.7: .28 : ВСЕГО : 19564.6:11.544.8 - 27584.5 : 20.50 : ** : ** ПРОЦЕНТ ПОТЕРЬ В СЕТИ б КВ Продолжение файла TER6 .RES ОТПУСК ЭНЕРГИЙ В СЕТЬ ПРОПУСК ЭНЕРГИИ ЧЕРЕЗ ТРАНСФОРМАТОРЫ НАГРУЗОЧНЫЕ ПОТЕРИ ЭЛЕКТРОЭНЕРГИИ В ЛИНИЯХ НАГРУЗОЧНЫЕ ПОТЕРИ 3 ТРАНСФОРМАТОРАХ СУММАРНЫЕ НАГРУЗОЧНЫЕ ПОТЕРИ ПОТЕРИ В СТАЛИ ТРАНСФОРМАТОРОВ СУММАРНЫЕ ПОТЕРИ ШГЕКТРОЗНЕРГИИ 475000.0 МВТ*Ч •175000.0 МВТ*Ч 16857.7 МВТ*Ч 1640.2 МВТ*Ч 18497.9 МВТ*Ч 1066.7 №Т*Ч 19S64.6 КВТ*Ч ИЛИ Файл данных TER10.DAT 3 ФАЙЛ ДАННЫХ ДЛЯ ПРОГРАММЫ TERAS j t .... ■— . .........л *МИНСК.1995 г.* * В Г П А * 1 ESIS - наименование энергосистемы ( 16 символов) -Минскэнерго 2 X'ST - Участок сети ( 16 символов) -ПЭС - 2 НОМИНАЛЬНЫЕ НАПРЯЖЕНИЯ(Одно из двух или два совместно) (Все числовые данные перфорируются о 61-й по 72-ю позиции включительно.единицы измерения - с 74-й) 3 1 UN 10 - Номинальное напряжение 2 UN6 - Номинальное напряжение ю. кВ О. кВ 3.55 X .35 Z 3.89 Т. .22 7. 4.12 % Продолжение файла TER10.DAT »"■-------------- ---- — ------------ « I ИНФОРМАЦИЯ ДЛЯ РАСЧЕТА ПОТЕРЬ ЭЛЕКТРОЭНЕРГИЙ J « - ----------------------- 1 | ДАННЫЕ ПО ЛИНИЯМ ! 1 USRL г DUSRL 3 N U N 4 RSTL 5 GREL В WAL ? DWAL 8 WRL У DWRL 10 TGFL 11 DTGFL 12 TMAL 13 DTMAL 14 PMAXL 15 DPM^Xl 16 PMINL 17 PPM IN’ ( ЕЗ показателя) -Среднее эксплуатационное напряжение -Погрешность USRL -Общее число линий в рассчитываемой сети -Эквивалентное сопротивление линий -Погрешность расчета RSTL -Отпуск активной энергии за время TRAS -Погрешность WAL -Отпуск реактивной энергии -Погрешность WRL -Средневзвешенный коэффициент реактивной нагрузи -Погрешность TQFL -Расчетная продолжительность максимума нагрузки -Погрешность TMAL -Максимальное значение активной нагрузки .-Погрешность FMAXL -Минимальное значение .-Погрешность PMINL - 10.40 кВ - .05 £ - 351.00 шт. - .04310 ом - .05 Z - 81 МБт.ч - .05 % - 237500.00 МВАр - .05 % !- .00000 - .05 и - .00 Ч - .05 % - .00 МВт - .05 г - .00 МВт - . 1)5 % Продолжение файла TER1G.DAT 18 QMAXL -Максимальное значение реактивной нагрузки - .00 МВАр 19 DQMAXL-Погрешность QMAXL - .05 /« 20 QMINL -Минимальное значение - .00 МВАр 21 DQMINL-Погрешность QMINL - .05 z £2 DSTATL--Статистическое значение коэффициента формы графика нагрузки ( 0.00015) - .00015 -'"1 DDSTAL-Погрешность DSTATL - .05 Z и н | ДАННЫЕ ПО ТРАНСФОРМАТОРАМ s 8______________________ ____ — J (Всего 25 показателей) * А USRT -Среднее эксплуатационное напряжение 9.90 кВ 2 DUSRT - Погрешность USRT . 05 7. 3 NTR -Общее число трансформаторов 3355.00 ШТ. ч RSTTR -Эквивалентное сопротивление тр-ров .00380 Ом 5 DRETR -Погрешность расчета RSTTR .05 Z 6 WAT -Отпуск активной энергии 475000.00 МВт.ч 7 DWAT -Погрешность WAT .05 Z 3 WET -Отпуск реактивной энергии 237500.00 МВАр.1 9 DWRT -Погрешность WRT .05 «Ун. 10 TGFT -Средневзвешенный коэффициент реактивной нагрузки- .00000 И DTGFT -Погрешность TGFT . - .05 X 12 ТМАТ -Расчетная продолжительность максимума нагрузки - .00 ч 13 ПТМАТ -Погрешность ТМАТ .05 X Продолжение файла TER10.DAT 14 РМАХТ -Максимальное значение активной нагруаки - .q q мвт 15 DFMAXT-Погрешкость FMAXT - 05 j 16 FM!MT -Минимальное значение - ,00 МВт 17 DPMINT-Погрешность PMINT - .05 £ 18 QMAXT -Максимальное значение реактивной нагрузки - .00 МВАр 19 ЗДМАХТ-Погрешность ОМАХТ - .05 % 20 QMINT -Минимальное значение - .00 МВАр 21 DQMINT-Погрешность C^INT - .05 X 22 DSTATT-Статистическое значение коэффициента формы графика нагрузки ( 0.Ш015) - ,oocfl5 23 DDSTAT-Погрешность DSTATT - .00 X -4 5TRAN -Суммарная мощность системные трансформаторов - 481.10 MBA 25 TRA3 -Расчетный период - 744.00 ч Файл результатов TERM.RES РЕЗУЛЬТАТЫ РАСЧЕТА ПОТЕРЬ ЭЛЕКТРИЧЕСКОЙ ЭНЕРГИИ В РАСПРЕДЕЛИТЕЛЬНЫХ СЕТЯХ 6-10 КВ ЭНЕРГОСИСТЕМА - Минскзнерго ПРЕДПРИЯТИЕ ЭЛЕКТРИЧЕСКИХ СЕТЕЙ - ПЭС - £ Продолжение файдз TERIO.RES НОМИ­ НАЛЬ­ НОЕ :НАПРЯ- ;ЯЕНВЕ СТРУКТУРА: ПОТЕРЯ ЭЛЕКТРИЧЕСКОЙ ЭНЕРГИИ : РЕЗУЛЫА-: ПЕРЕМЕННЫЕ: ДОВЕРИТ. ИНТЕРВАЛ: ПОГРЕШНОСТЬ:ПОСТОЯННЫЕ: ДОВЕРИТ. ИНТЕРВАЛ: ПОГРЕШНОСТЬ: ТОВ : МВТ. 4 : ШТ.4 : % : ШТ.4 : МВТ.4 : % : : В : :ТРАНСФОР-: 1640.2:1164.3 - £115.б! 14.49 : 1066.7:1G6Q.7 - 1072.7{ .28 : : МАТОРАХ : : . ; : : В ЛИНИЯХ: 15857.7 11971.9 - £1743 6 ' 14.49 : •Атк ** ■АгА ; : СУММА : : ПОТЕРЬ : :П0 ВИДАМ : 18497.9 10916.0 - 26079.9 20.49, : 10G6.7 1060.7 - 1072.7 .28 : 10 КВ. ВСЕГО 1S564.S 11544.8 - 27584.5 20.50 ПРОПЕНТ ПОТЕРЬ В СЕТИ 10 KF; Продолжение файла TER10.RES ОТПУСК ЭНЕРГИИ В СЕТЬ 475000.0 МВТ*Ч ПРОПУСК ЭНЕРГИИ ЧЕРЕЗ ТРАНСФОРМАТОРЫ 4750G0.С МВТ*Ч НАГРУЗОЧНЫЕ ПОТЕРИ ЭЛЕКТРОЭНЕРГИИ В ЛИНИЯХ 16857.7 МЕТ*Ч ИЛИ 3.55 л НАГРУЗОЧНЫЕ ПОТЕРИ В ТРАНСФОРМАТОРАХ 1640.2 МВТ*13 .35 г СУММАРНЫЕ НАГРУЗОЧНЫЕ ПОТЕРИ 18497,9 МВТ*Ч 3.89 1 ПОТЕРИ В СТАЛИ ТРАНСФОРМАТОРОВ 1066.7 МВТ*Ч .zz г: СУММАРНЫЕ ПОТЕРИ ЭЛЕКТРОЭНЕРГИИ 19564.6 МВТ*Ч 4.12 2 1 Файл данных TER81G.DAT « И j ФАЙЛ ДАННЫХ ДЛЯ ПРОГРАММЫ TERAS !| *Мшскл995 г.* S—------- _ ...... ..л * Б Г И А * ! E5IS - Наименование энергосистемы ( 16 символов) -Минокэверго 2 LIST - Участок сети ( 16 символов) -ПЭС - 8 НОМИНАЛЬНЫЕ НАПРЯКЕНИЖОдно из двух или два совместно) (Все числовые данные перфорируются с 61-й по 72-ю позиции включительно.единицы измерения - с 74-й) 1 UN 10 - Номи»' _1ьное напряжение 2 UN6 - Номинальное напряжение 10. кЕ S. isB Продолжение файла ?£R6iG,DAT •I " Г " --- !' i! ИНФОРМАЦИЯ ДЛЯ РАСЧЕТА ПОТЕРЬ ЭЛЕКТРОЭНЕРГИИ 1 М_____ . . - ___,_____ ___________ _ _ _ _ _ _____U 1 USRL il i ДАННЫЕ ПО ЛИНИ н ( 23 показателя) -Среднее эксплуатационное напряжение --Ц Я М | 0 10.40 кВ £ DU3RL -Погрешность USRL . .00 /<. 3 NL'M -Общее число линяй в рассчитываемой сети - 3E1.GG шт. 4 RSTL -Эквивалентное сопротивление линий - .04310 Ом 5 OREL -Погрешность расчета R3TL - . 0U % 5 WAL -Отпуск активной энергии за время TRA3 - 475000.00 МВт. ч 7 DWAL -Погрешность WAL - . 0 0 S taIRL -Отпуск реактивной энергии - 237500.00 гмВАр з DWRL -Погрешность WRL - .00 -V 10 TGFL -Средневзвешенный коэффициент реактивнойнзгругки- .00000 а DTGFL -Погрешность TGFL - . *Jl j /о 12 T.‘„‘AL -Расчетная продолжительность максимума нагрувки - .GO ч I оQTMAL -Погрешность TMAL _ .00 /б 14 FMAXL -Максимальное аначение активной нагрузки _ .00 МВт !5 CD I -Погрешность PMAXL - .00 If; FM1NL -Минимальное значение - . 00 МЕТ t? ОРШ ML-Погрешность FIvUNL - .00 % Продолжение файла TERStO, OAT 18 QMAXL -Максимальное значение рэаютшнай нагрузки - .00 МВАр 19 DQMAXL-Погрешность QMAXL - . .00 X ГО QMINL -Минимальное значение - .00 МВАр 21 DQMINL-Погрешность QMINL - .00 % ZZ DSTATL-Статистическое значение коэффициента формы графика нагрузки ( 0.00015) - .00015 23 DDSTAL-Погрешность DSTATL - .00 X «■ 1 ■ I ДАШЕ ПС ТРАНСФОРМАТОРАМ | (Всего 25 показателей) 1 USRT -Среднее эксплуатационное напряжение 9.90 ЙЗ 2 DUSRT -Погрешность USRT .00 X 3 NTR -Обшве число трансформаторов 3355.00 шт. 4 RSTTR -Эквивалентное; сопротивление тр-ров .00380 Ом 5 DRETR -Погрешность расчета RSTTR .00 % b w a t -Отпуск активной энергии 475000.00 Шт.ч 7 0WAT -Погрешность WAT .00 г 8 WRT -Отпуск реактивной энергии 237500.00 МВАр. Ч 3 DWRT -Погрешность WRT .00 X 10 TGFT -Средневзвешенный коэффициент реактивной нагрувки- .00000 11 DT6FT -Погрешность TGFT .00 % 12 ТМАТ -Расчетная продолжительность максимума нагрузки - .00 ч 13 DTMAT -Погрешность ТМАТ .00 X 14 РМАХТ -Максимальное значение активной нагрузки 15 ОРМАХТ-Погрешность РМАХТ 16 FMINT -[Минимальное.значение 1? DFMINT-Погрешность PMINT 18 QMAXT -Максимальное значение реактивной нагрузки 19 DQdAXT-Погрешность (ЭМХТ 20 QMINT -Минимальное значение 21 DQMINT-Погрешгость QMINT 22 DSTATT-Статистическое значение коэффициента формы графика нагрузки ( 0.Q0015) 23 DDSTAT-Погрешность DSTATT Продолжение файла TER810.DAT .00 МЗт .00 7. .00 ШТ . 00 % .00 МВАр .00 % .00 МВАр .00 X .00015 .00 X 24 STRAN -Суммарная мощность системных трансформаторов 25 TRAS -Расчетный период ,---------------.------- - ------- --- 1 I ФАЙЛ ДАННЫХ ДЛИ ПРОГРАММ TERAS ! 1 ESIS - наименование энергосистемы С 16 символов) 2 UST - Участок сети ( 16 символов) 481.10 ША 744.00 ч А А* А А*м** «*-*•*•** *Минок. 1995 г.* * Б Г П А * *************** -минскэнерго -ПЭС - 2 НОМИНАЛЬНЫЕ НАПРЯЖЕНИЯ (Одно иэ двух или два совместно) (Все числовые данные перфорируются с 61-й по 72-ю позиции включительно,единицы измерения - с 74-й) Jc Продолжение файла TF.R61Q.DAT 1 UMIO - Номинальное напряжение - 10. кВ 2 UKS - Номинальное напряжение - 6. кВ I------ - ---- --- - ' . .. ... ' « | ИНФОРМАЦИЯ ДЛЯ РАСЧЕТА ПОТЕРЬ ЭЛЕКТРОЭНЕРГИИ | а_____-____________________________________________и Я . ■ | Д А Н Н Ы Е ПО ЛИ Н И ЯМ | ■ ---------------------- ---- « ( 23 показателя) л USRL -Среднее эксплуатационное напряжение 10.40 кВ ос DUSRL -Погрешность USRL .00 % 3 NLIN -Общее число линий в рассчитываемой сети 351.00 шт. 4 RSTL -Эквивалентное сопротивление линий .04310 Ом 5 DREL -Погрешность расчета RSTL. .00 Z 6 WAL -Отпуск активной знаргии за время TRAS 475000.00 МВт.ч ? DWAL -Погрешность WAL .00 V/с. 8 WRL. -Отпуск реактивной энергии £37500.00 МВАр 9 DWRL -Погрешность WRL .00 % 10 ТВГЬ -Средневзвешенный коэффициент реактивной нагрузки- .00000 11 DTGFL -Погрешность TGFL. .00 X 12 TMAL -Расчеталя продолжительность максимума нагрузки - .00 Ч 13 DTMAL -Погрешность TMAL .00 .Л 14 PMAXL -Максимальное значение активной нагрузки .00 Шт Продолжение файла TEE610.DAT 15 DPMAXL-Погрешность PMAXL 16 PMINL. -Минимальное значение 17 DPMINL-Погрешность PMINL 18 0MAXL -Максимальное значение реактивной нагрузки 19 DQMAXL-Погрешность Q M X L 20 qMINL -Минимальное значение 21 DQMINL-Погрешность QMINL 22 DSTATL-Статистическое значение коэффициента формы графика нагрузки ( 0.00015) 23 DDSTAL-Погреиность DSTATL .00 % .00 Шт .00 Z .00 МВАр .00 % .00 МВАр .00 Z .00015 .оо г г------------------------- — * | ДАННЫЕ ПО TPAHOSOFMATOPAM S «... ■ — ---- .--------------- .— л (Всего 25 показателей) 1 ЮТ -Среднее эксплуатационное напряжение 2 DUSRT -Погрешность USRT 3 NTR -Общее число трансформаторов 4 RSTTR -Эквивалентное сопротивление тр-ров 5 DRETR -Погрешность расчета RSTTR 6 WAT -Отпуск активной энергии 7 DWAT -Погрешность WAT 8 WRT -Отпуск реактивной энергии 9 DWRT -Погрешность WRT 10 TGFT 9.SO кВ .00 X 3355.00 шт. .00380 Ом .00 Z . 475000.00 МВт.ч .00 X - 2S7500.G0 МВАр.ч .00 X -Средневзвешенный коэффициент реактивной нагрузки- .00000 Продолжение файла TER610.DAT 11 DTGFT -Погрешность TGFT - .00 Z 12 ТМАТ -Расчетная продолжительность максимума нагрузки - .00 Ч 13 DTMAT -Погрешность ТМАТ - .сю г 14 РМАХТ -Максимальное значение активной загрузки - .00 МВТ 15 ЭР1АХТ -Погревность РМАХТ - .00 X 16 PMINT -Минимальное значение - .00 МВт 17 DPMINT-Погрешность PMINT - .00 1 18 CJAAXT -Максимальное аначение реактивной нагрузки - .00 ШАр 19 DQMAXT-Погрешность QMAXT - .00 X 20 QMINT -Минимальное значение - .Ш МВАр 21 DQMINT-Погрешность CJ.fiNT - .00 X 22 DSTATT-Статистическое значение коэффициента формы графика нагрузки ( 0.00015) - .00015 23 DDSTAT-Погрешность DSTATT ■ оо г 24 STRAN -Суммарная мощность системных трансформаторов _ 481.10 MBA 25 TRAS -Расчетный период - 744.00 ч Файл результатов TER61Q.RES РЕЗУЛЬТАТЫ РАСЧЕТА ПОТЕРЬ ЭЛЕКТРИЧЕСКОЙ ЭНЕРГИЙ В РАСПРЕДЕЛИТЕЛЬНЫХ СЕТЯХ 6-10 КВ энергосистема - Минокэнерго ПРЕДПРИЯТИЕ ЭЛЕКТРИЧЕСКИХ СЕТЕЙ - ПЭС - £ Продолжение файла TER610.RES : НОМИ-:СТРУКТУРА: ПОТЕРИ ЭЛЕКТРИЧЕСКОЙ ЭНЕРГИИ : : ЬАЛЬ-: ; НОЕ :РЕЗУЛЬТА-:ПЕРЕМЕННЫЕ:ДОВЕРИТ. ИНТЕРВАЛ:ПОГРЕШНОСТЬ:ПОСТОЯННЫЕ:ДОВЕРИТ. ИНТЕРВАЛ:ПОГРЕШНОСТЬ: :НАПРл-: :ЖЕНИЕ : TCP : МВТ.4 : МВТ.4 X ШТ. 4 ■ < ШТ.4 X : В ' :ТРАНСФОР- : : МАТОРАХ 1540.2 1164.8 - 2115.6 14.49 1066.7 1060.7 - 1072.7 111 СОw 1 I В ЛИНИЯХ 1685”.7 11971.Я - 21743.6 14.49 ** ; : J.0 --- — : СУША -. ГО : ’■'ОТЕРЬ :П0 ВИДАМ 18497.3 10916.0 - 26079.9 20.49 1066.7 1060.7 - 1072.7 .28 : : : ВСЕГО : 19564.6 -.11544.8 - 27584.5 : 20.50 : ** :ТРЛНСФОР-: 1640.2:1164.8 - 2115.6: 14.49 : 1066.7:1060.7 - 1072.7: .28 : МАТОРАХ : : : : : : : 8 ЛИНИЯХ 16857.7 Про 11S71.S - 21743.S неимение фай. 14.49 на ТЕРбЮ.Й *-* 3 л* л* : СУША : ПОТЕРЬ :ПО ВИДАМ 18497.9 109i6.0 г 26079.9 20.49 1066.7 1060.7 - 1072.7 *£.С< : ВСЕГО : 19564.6 11544.8 - 27584.5: 20.50 : * * : * * ; ** : ТРАНОВОР- : МАТОРАХ 3280.4:1935.9 - 4625.0: 20.49 : 2133.3:2124.8 - 2141.9: .20 8 ЛИНИЯХ 33715.5 19896.2 - 47534.7 20.49 ** : СУША ПОТЕРЬ ПО ВИДАМ 3&995.9 15551.0 - 58440.8 28.98 2133.3 2124.8 - 2141.9: ..20 : ВСЕГО : 39129.2:16445.6 - 61812.9 : 28.99 : ■** Продолжение файла TER510. т?ЕЗ ПРОЦЕНТ ПОТЕРЬ В СЕТИ 5-10 КВ ОТПУСК ЗНЕРГШ Б СЕТЬ - 950000.0 ШТ*'-; ПРОПУСК ЭНЕРГЖ ЧЕРЕЗ ТРАНСФОРМАТОРЫ - 95G000.0 МВТ*Ч НАГРУЗОЧНЫЕ ПОТЕРИ ЭЛЕКТРОЭНЕРГИИ В ЛИНИЯХ 33715.5 МВТжЧ ИЛИ 3.55 X ЛяГрУЗОЧНЫЕ ПОТЕРИ В ТРАНОгпГМАТОРАХ ЗЕ80.4 МБТ*Ч .86 Z СУММАРНЫЕ НАГРУЗОЧНЫЕ ПОТЕРИ 36955.9 МВТ*Ч S.89 % ПОТЕРИ В СТАЛИ ТРАНСФОРМАТОРОВ Е133.3 №1*4 rn W СУММАРНЫЕ ПОТЕРИ электроэнергии 39129.2 МВТ+Ч 4.12 % ос •чЗ Вход в программу ) Ввод номинальных напряжений е Оценка потерь погреш­ ностей и доверительнго интервалов 9 Формирование о печать результатов расчета б Анализ р информац! ежимной о И г» Автоматический выбор расчетного ваоианга Рис. I.e. Блок -схем а программы Т ERAS 68 2. АЛГОРИТМЫ И ПРОГРАММЫ ft® ОЦЕНКИ РЕОДЮВ и потерь ашпкшЕргии в разомкнутых электри­ ческих СЕТЯХ НА ОСНОВЕ ДЕТШШИРОВАИШ мсзшта ДАННЫХ 2.1 Йрограмма Ш К расчета редааюн и обобщенных эквивалентам* сопротивлений разомкнутых ален- тричеста сетей В-220 кВ REGIMR. Назначение и краткая характеристика программы Программа REB1MR предназначена для оценки и аналиаа режимов обобщенных эквивалентных сопротивлений разомкнутых электрических сетей 6-220 кВ. Предусмотрен одновременный расчет сетей раяличиых номинальных напряжений - б, 10, 20, 35, 110, 150, 220 и 330 кВ flea приведения сопротивлений Линий и трансформаторов к сцной ступени напряжения. В качестве исходной информации ( см.распечатку исходных данных в файле REGfMR.DAT ) принята структура данных, аналогичная исполь­ зуемой в настоящее время в программах расчета замкнутых электри­ ческих сетей. Результаты расчета по программе ( файл REGIMR.RES ) выдаются по каждому номинальному напряжению отдельно. В них включены тради­ ционные результаты расчета по участкам ( номера начал и концов ветвей, потоки активной и реактивней мощности в начале и конце участков, нагрузочные потери мощности в именованных и относитель­ ных единицах, потери на корону ) и уздам сети ( номер узла, модуль напряжения и угол, активные и реактивные нагрузки, генерации и по­ тери холостого хода ). Кроме того, печатаются суммарные потери мощности и их структу­ ра, а также обобщенные эквивалентные сопротивления линий и транс­ форматоров. Последние определяются по отношению к равличным пото­ кам мощности - пг току на данном номинальном напряжении и по отно­ шению к потокам всех номинальных напряжений более высокого поряд­ ка. REGIMR. Основные методические сведения Расчеты режимов разомкнутых электрических сетей 6-220 кВ выпол- 89 н к а) i-я этап s s при и -- а KJ KJ к нон 1с и 1-JQ С23 r r C f 12 fcs j S г( 23 i 1 23 Т ~1Д 23 б) 2-й этап и no S К К1 1 -й этап i-й этап 1-й этап i г-й этап- 1-й этап i-й этап 4 <-------5 5 з-й этап ! i I г-й этап г-й этап i-й зтап I 2-й этап i-й этап T 7 Z Z Z ------- £ ----— ---------- L 2-я этап J 2-й этап j Рио. 2.1 няютсй, как правило, при заданных : напряжении источника питанил и постоянных значениях нагрузок на стороне низшего напряжения пони­ жающих потребительских подстанций. Именно такой способ еадания на­ иболее отвечает условиям эксплуатации и характерен для рассматри­ ваемых электрических сетей. Режим разомкнутой электрической сети при задании указанных ре­ жимных параметров рассчитывается обычно в цел згапа '. На первом этапе ( снизу вверх ) определяются потоки и потери мощности в ли­ ниях и трансформаторах от нагрузок до источника питания. На втором этапе ( сверху вниз ) вычисляются напряжения в узлах от источника питания до нагрузок. Процедура повторяется до получения заданной точности расчета. Рассмотрим методику расчета разомкнутой сети на примере двух участков линий ( рис.2.1а ). Заданы : мощности нагрузок S2-P2-JQ2 И З-З-РЗ-ЗОЗ. СОПрОТИВЛеНИЯ И ПРОВОДИМОСТИ ЛИНИЙ : ~ii:=Rl2+jXi£. bi2i Z£t3=R23+JXe3. Ьаз и напряжение источника питания Ui. Требует­ ся определить : неизвестные напряжения в узлах U2, U3, потоки 31, S12H, 312к. 3?.н, 32ЭН, Й^Зк И ПОТери МОЩНОСТИ d3i£ И dSvj. 1-й этап расчета. Принимаем значения напряжений во всех углах равными номинальному ином и последовательно определяем варядную мощность, потоки и потери мощности на участках ; 2 jQc23k =Uh q m*j (bg3/2). , (2.1) 2 2 523k=33+j Оо'/Зк, (2.2) d323=S23K*Z23'''UHou 1 (2.3) S23H=3234+dS23 , (2.4) I S2 “ЗгЗн+ЗОсСЗн . (2.5) ЗОсШИЛюмА! (bii>/2) , (2.6) I 2 2 Si2k“S2 +S2+jQcl2K 1 (2.V) cJSi2*3i2k*Zi2/Uhom • (2.8) 91 ^12Н'312к +(^ 12 . (2.9) I St "Si2h+3Qc 12h < (2.10) Найденные на первом этапе потоки и потери мощности будут приб­ лиженными, т.к. найдены по ином. 2-й этап расчета. Определяем напряжения 13г. из в узлах от источ­ ника питания к нагрузке S3. При этом используем потоки мощности, найденные йз первом этапе : ТЧ 2н*Й12^ 0,12и*Хх2 № Zn--------------------- . (2.11) Ui Pl2H*Xi2'0i2«*Rl2 ddU-iSH*------------------ . (2.12) Ul UP-Ul-dU12H-jddU12H , (2.13) / 2 2 I U2 W (U1-cKJ12h) + (ddlllZH) , (2.14) ddlh2H t*(delta)-............. ...... (2.15) Ut-dUi£H Аналогично выполняется расчет для Lb. Напряжения Iji и U3 вычислены неточно, т.к. найдены по прибли­ женным значениям потоков мощностей. Дял уточнения расчетов можно выполнить второй шаг, т.е. повторить оба этапа. Приведенные методические сведения положены в основу алгоритма программы R£GIMR расчета режимоЕ разомкнутых электрических сетей 6-220 кВ произвольной конфигурации ( см. рис.2.1,S ), Расчеты вы­ полняются з два этзда. Второй этап является завершающим и заканчи­ вается при достижении заданной пользователем точности расчета по напряжению. В программе могут учитываться статические характеристики наг­ рузок по напряжению Pa*(U*), Он»ИМ и удельные потери dFK*(U*) мощности на корону. Оки описываются полиномами вида : .2 Рн* (U*)^Ao +Ai^U.hАг*и» , (?..16) Qh# (U»)=Bo+Bj*U*+32Mf» , (2.17) 2 3 4 dPit* (U»)"Co+Ci*U*+C2*Ui(+C3*U»+C4»U* . (2.18) Здесь U*«U/UHo m > где U - фактические значение напряжения в узле, отличное от иНом ; Ао. Al. А-/. Во, Bi, Вг, Оо, С\, Са, Сэ, С4 - коэффициенты полиномов. Значения коэффициентов вводятся пользователем ( одновременно могут работать до пяти характеристик - как статических, так и для короны ) или считываются заложенные в программе. Статические характеристики по напряжению работают только в тех узлах, где они заданы. Потери па корону учитываются для выделенных ветвей. Расчет обобщенных эквивалентных сопротивлений Обобщенные эквивалентные сопротивления линий Кзд и трансформа­ торов Кэт в программе REGIMR определяются по каждой ступени номи­ нального напряжения по формуле ввда 2 £ ( flj * г»! ) Кэ , --------------- ( (2. i9) е ( £ ( n t ) ) где 1 - индекс одной разветвленной линии; П, - режимный параметр (энергия,мощность или ток); rS i - эквивалентное сопротивление линии ( или трансформат торов ), вычисленное по формуле 93 dPi rai------------------ 3*(Iryi)*(lryi) (2.20) где dP4 - активные потери мощности в i-й линии ( трансформа­ торах ). REGIMR. Описание переменных £513 - Наименование энергосистемы UST - Наименование учаптка NUN0M - Число номинальных напряжений в сети UN0M - Вектор номинальных напряжений NBU - Номер балансирующего узла UBY - Модуль напряжения в балансирующем узле , кВ- EPSli - Точность расчета по напряжению , кВ NMAS - Номер массива исходных данных АО,А1,А2,В0,В1,В2,СО,С1,С2,СЗ,С4 - коэффициенты полиномов ДЛЯ учета статических характеристик нагрузки по напряжению и удельных потерь на корону NCXH - Вектор номеров статических характеристик NPK - Вектор номеров полиномов для учета потерь на корону NPV - Номер начала ветзи NQV - Номер конца ветьи RPQ - Активное сопротивление ветви, Ом XPQ - Реактивное сопротивление ветви, Ом YPQC - Емкостная проводимость ветви в микросименсах ТК1 - Модуль коэффициента трансформации трансформатора (отношение высшего напряжения к низшему) ТК2 - Аргумент коэффициента трансформации трансформатора, град. УЗЛЫ NCXH - Вектор номеров статистических, характеристик нагрузки NY - Номер узла ШОМ - Номинальное напряжение узла, кВ ■ РН1 - Активная Потребляемая мощность узла, МВт QH1 - Реактивная потребляемая мощность узла, МВАр Р31 - Активная генерируемая мощность узла, МВт QGi - Реактивная генерируемая мощность узла, МВАр DFXX - Активные потери мощности холостого хода,МВт 94 DQXX - Реактивные потери мощности холостого хода, МБ Ар REGIMR. Правила подготовки данных В исходных данных выделяются : общая информация; информация о статических характеристиках нагрузки и удельных потерях на корону ; информация о ветвях ; информации об узлах . Все данные перфорируются в бесформатном виде, т.е. через запя­ тую или не менее чем через один пробел (см.файл REGIMR.DAT). Информация о статических характеристиках нагрузки и удельных потерях на корону всегда состоит из десяти строк. Первые пять строк занимают коэффициенты полиномов для учета статических харак­ теристик нагрузки по напряжению, в следующих пяти строках перфори­ руются коэффициенты полиномов для учета потерь на корону. Если коэффициенты какого-либо полинома не перфорируются, а бе­ рутся из программы, то данная строка должна выглядеть следующим образом: 1 0.0 0.0 0.0 0.0 0 .0 0,0 (для статических характеристик) Общая информация ( 4 строки ) ESIS UST MUN0M UN0M(1) ....UNOM(NUNOM) NBU UBY EPSU 1 строка 2 строка 3 строка 4 строка Информация о статических характеристиках нагрузки и удельных потерях на корону или 1 0.0 0.0 0.0 0.0 0.0 (для потерь на корону). Значение NMAC здесь всегда равно 1. 95 Если пользователь ке вводит свои коэффициенты для учета стати­ ческих характеристик нагрузки и удельных потерь на корону, то дан­ ный вид информации будет выглядеть следующим обраеом: 1 0.0 0.0 0.0 0 .0 0.0 0.0 1 0.0 0.0 0.0 0.0 0.0 0.0 1 0.0 0.0 0.0 0.0 0.0 0.0 1 0.0 0.0 0.0 0.0 0.0 0.0 1 0.0 0.0 0.0 0.0 0.0 0.0 1 0.0 0.0 0.0 0.0 0.0 1 0.0 0.0 0.0 0.0 0.0 1 0.0 0.0 0.0 0.0 0.0 1 0.0 0.0 0.0 Q.0 0.0 1 0.0 0.0 0.0 0.0 0.0 Коэффициенты полиномов статических характеристик по напряже­ нию, заложенные в программу, приведены в табл. 2.1. • Таблица 2.1 (Коэффициенты 1 полиномов 110 кВ (1 тип) 6 кВ (2 тип) 330 кВ 1 (3 тип) 1 1 АО 0.83 0.83 0.75 ! 1 А1 -0.3 -0.3 -0.4 1 1 А£ 0.4? 0.47 0.65 1 1 Во 3.7 4.9 4.8 1 1 В1 -7. 1 Ь* О »-*■ -10.5 1 i В2 4.3 6.2 6.7 t Информация о ветвях ( массив 03 ) Данные об одной ветви перфорируются а одной строке в следующем порядке : NMAC NPK NPY NQY RPQ XPQ YPQG ТК1 ТК2 Признаком окончания ввода служит строка из нулей. Информация об узлах (массив 02) Данные об узлах перфорируются аналогично ветвям : .NMAC NCXH NY ШОМ PHI QH1 PG1 QQ1 DPXX DQXX О О О 0.0 0.0 0.0 0.0 D.D 0,0 0.0 Файл данных REGIMR.CAT ЭНЕРГОСИСТЕМА ПРИМЕР I 3 110 35 6 0.011 0.017 0.011 1 117 1 0.0 0.0 0.0 0.0 0.0 0.0 1 0.0 0.0 0,0 0.0 0.0 0.0 1 0.0 0.0 0.0 0.0 0.0 0.0 1 0.0 0.0 0.0 0.0 0.0 0.0 1 0.0 0.0 0.0 0.0 0.0 0.0 1 0.0 0.0 0.0 0.0 0.0 1 0.0 0.0 0.0 0.0 0.0 1 0.0 0.0 0.0 0.0 0.0 1 0.0 0.0 0.0 0.0 0.0 1 0.0 0.0 0.0 0.0 0.0 33 00 1 102 0.001 0.01 2.0 0.0 0.0 0.0 03 00 102 2 4.740 9.48 61.6 0.0 0.0 0.0 03 00 2 4 3.98 7.96 51.7 0.0 0.0 0.0 03 00 4 3 1.4 34.7 0.0 18.33 0.0 0.0 03 00 2 6 7.95 13S.0 0.0 18.33 0.0 0.0 03 00 102 0 0.8 35.6 0.0 1.0 0.0 0.0 03 00 6 7 0.8 27.3 0.0 18.33 0.0 0.0 03 00 6 8 0.8 0.01 0.0 3.143 0.0 0.0 00 00 0 0 0.0 0.0 0.0 0.0 0.0 0.0 78 0 102 110.0 0.0 0.0 0.0 0.0 0.0 0.0 3 0 2 110.0 0.0 0.0 0.0 0.0 0.0 0.0 3 0 4 110.0 0.0 0 0 0.0 0.0 0.0 0.0 3 0 3 6.0 30.0 17 0 0.0 0.0 0.0 0.0 3 1 6 6.0 7.5 4.33 0.0 0.0 0.0 0.0 3 0 6 110.0 0.0 0 0 0.0 0.0 0.0 0.0 97 3 0 7 6.0 20.0 3 0 8 35.0 10.0 3 0 1 110.0, 0.0 0 0 0 0.0 0.0 РАБОТАЕТ ПРОГРАММ REGIMR ОЦЕНКИ РЕЖИМОВ РАЗОМКНУТЫХ аЧЕКТРИЧЕСКИХ СЕТЕЙ 6-220 кВ ИСХОДНЫЕ ДАННЫЕ ESIS -ЭНЕРГОСИСТЕМА UST -УЧАСТОК СЕТИ НОМИНАЛЬНЫЕ НАПРЯЖЕНИЯ (6-330 КВ) ОБШИЕ ДАННЫЕ ssasascsssss. НОМЕР БАЛАНСИРУЮЩЕГО УЗЛА НАПРЯЖЕНИЕ БАЛАНСИРУЮЩЕГО УЗЛА Продолжение файла REGIMR.QAT 11.5 0.0 0.0 0.0 0.0 5.77 3.0 0.0 0.0 0.0 0.0 0.0 0.0 0.0 0.0 0.& 0.0 0.0 0.0 0.0 Файл результатов REGIMR.RE3 -ЭНЕРГОСИСТЕМА -ПРИКЕР 1 1 - 117 КБ Продолжение файла REGIMR.RES ТОЧНОСТЬ РАСЧЁТА ПО АКТИВНОЙ МОДНОСТИ -.0110 ШТ ТОЧНОСТЬ РАСЧЁТА ПО РЕАКТИВНОЙ МОЩНОСТИ -.0170 МВАр ТОЧНОСТЬ РАСЧЕТА ПО НАПРЯЖЕНИЮ *=.0110 КВ ИНФОРМАЦИЯ О СТАТИЧЕСКИХ ХАРАКТЕРИСТИКАХ НАГРУЗКИ КОЭФФИЦИЕНТЫ ПОЛИНОМОВ (ДО ПЯТИ ХАРАКТЕРИСТИК) 1 . АО(1)= .83 А1(1)= -.30 А2(1)« .47 В0<1)- 3.70 В1 с11 = -7.00 В2(1)« 4.30 ос.. А0(2)- .83 А1(2)- -.30 А2(2)- .47 Б0(2)= 4.90 В1(2)- -10.10 В2(2)- 6.20 3. АОСЗ). .75 А1(3)= • -.40 А2{3>* .65 В0(ЗЬ 4.80 В1(3)= -10.50 В2(3)= 6.70 4, АО(4)" .00 А1(4Ь .00 А2(4)- ,00 В0(4)= .00 В1(4)= .00 В2(4)= .00 5. АО(5)= .00 А1(5)= .00 А2(5)= .00 ВО (5)=-- .00 В1(5)= .00 В2(5>- .00 ИНФОРМАЦИЯ ОБ. УДЕЛЬНЫХ ПОТЕРЯХ НА КОРОНУ КОЭФФИЦИЕНТЫ ПОЛИНОМСВ (ДО ПЯТИ) 1. 00(1=) 67.25 Cl(l-) -124.40 С2(1») 58.32 СЗС1-) .00 С4(1-) .00 Продолжение файла REGIMR.RES 2. С0(2=) .00 С1(2») .00 С2(2») .00 03(2=0 .00 С4(2-) .00 3. С0(3=) .00 СИЗ*) .00 С2(3=) .00 С3(3=) .00 04(3=) .00 4. 00(4-) .00 С1(4-) .00 С2(4-) .00 С3(4-) .00 С4(4*) .00 о. С0(5«) .00 СК5-) .00 С2(5-) .00 С3(5=) .00 С4(5-) .00 ИСХОДНЫЕ ДАННЫЕ О ВЕТВЯХ СЕТИ ЛАСNPK NPV NQV RPQ XPQ YPQC ТК1 ТК2 KBL СМ ОМ МКСМ ГРАД TUC. РУБ. 33 0 1 10S .001 .010 2.000 • ООО .ООО • ООО 3 0 102 2 4.740 9.480 61.600 .000 .000 ■ ООО Г) О 3:300 7:350 01:700 :000 : ООО : ООО *"Ч о 0 4 3 1.400 34.700 .000 13.330 .000 .000 3 0 2 5 7.950 139.000 .000 18.330 .000 .000 оо 0 102 б .800 35.500 .000 1.000 .0 0 0 .000 <-» 0 6 г*t .800 27.300 .000 18.330 .000 .000 3 0 6 8 .800 .010 .000 3.143 .000 .0 0 0 ИСХОДНЫЕ ДАННЫЕ ОБ УЗЛАХ СЕТИ Продолжение файла REGIMR.RES ММАС NPK NCXH NY U.NOM PHI QH1 PS1 QS1 DPXX DQXX KB МВТ МВАР МВТ МВАР МВТ ШАр 'уFs Q 102 110.000 .ООО .ООО .ООО • ООО .ООО .ООО С и £ 110.000 .00Q .ООО ' .ООО ■ ООО .ООО • 0Q0 *1г 0 4 110.000 .ООО .ООО .ООО .ООО .ООО .ООО с:- 0 3 6.0G0 Ж).ООО 17.000 .ООО .ООО .ООО .020 р, е,.ооо 7.500 4 .330 .ООО .ООО .ООО .ООО з о 6 110.000 .ООО .ООО .ООО .ООО .ООО .ООО 0 7 6.000 £3.000 11.500 .ООО .ООО .ООО .ООО 3 G 8 35.000 10.000 5.770 .ООО ■ ООО .ООО • ООО о и 1 110.,000 .ООО .ООО .ООО .ООО .ООО .ООО НОМЕР ИТЕРАЦИЙ 1 РЕЗУЛЬТАТЫ Г'А'ЗГЕТД УСТАНОВИВШЕГОСЯ РЕЖИМА ЕЗ 12 -ЭНЕРГОСИСТЕМА. -ЭНЕРГОСИСТЕМА U3T -УЧАСТОК СЕТИ -ПРИМЕР 1 ВЕТВИ Продолжение файла REGIMR. RES NPV NQV PUN PUK q u n QUK IВЕТВИ ОР DPX DQ DQ* DPK МВТ МВТ МВАР МЗАР А МВТ ШАР ИВТ Номинальное напряжение - 110 кВ 1 102 68.787 68.786 47.705 47.700 383.703 .001 .ООО .005 .000.0000000 102 2 38.670 37 .954 26.449 25.018 212.897 .713 .019 1.431 .063.0000000 102 б 30.116 30.044 21.686 18.461 170.823 .073 .002 3.225 .180.0000000 2 4 30.542 30.136 20.847 20.034 175.806 .406 .012 .813 .043.0000000 2 5 7.412 7.368 4.925 4.150 44.154 .044 .006 .775 .188.0000000 а 7 20.035 20.000 12.691 11.500 120.602 .035 .002 1.191 .104.0000000 б 8 10.009 10.000 ' 5.770 5.770 60.353 .009 ,001 • ООО .000.0000000 '4 3 30.136 30.000 20.365 17.000 179.794 .136 .005 3.365 .198.0000000 Номинальное напряжение - 35 кВ Номинальное напряжение - 6 КЗ УЗЛЫ --- NY . MODU TANU РН1 QH1 PG1 QG1 DPXX DQXX КВ МВТ МВАР КВТ ШАР МВТ МВАР 1 117.000 • ООО .ООО .ООО .ООО .ООО .ООО .ООО 102 116.995 .ООО .ООО .ООО .ООО • ООО .ООО -ООО 1 0 3 Продолжение Файла REGIMR. RES g 113-304 -.018 .ООО .ООО •ООО .ООО -ООО -ООО 4 цо. воз -.031 .ООО • ООО -ООО .ООО .ООО .ООО 5 110.67S -.032 .ООО -ООО •ООО .ООО .ООО .ООО о 35.157 -.081 10.000 5.770 .ООО .ООО .ООО .ООО 7 5.882 -.130 20.000 11.500 •ООО .ООО .ООО .ООО 5 5.852 -.101 7.358 4.150 •ООО .ООО • ООО .ООО 3 6.715 -.122 30.000 17.000 •ООО .ООО .ООО .ООО РЕЗУЛЬТАТЫрас^ та СУШАРНЫХ ПОТЕРЬ МОЩНОСТИ E5IS -ЭНЕРГ1 осяс^А UST -УЧАСТОК/ СЕТИ -ЭНЕРГОСИСТЕМА -пример 1 ЧИСЛО ПОТЕРИ в линиях ПОТЕРИ В ТР-РАХ ОБЩИЕ ином ЧИСЛО DP DQ DP из . DP DQ кВ линии Тр-ОВ № X 1©АР X МВт % ШАР X №т X МВАР X 1.632 2.2492 4.715 .2964 .4309 8.556 17.936 •1.419 2.063 10.806 22.651 сооч—1 л 3 1- * о -0°° 0 3 I-12 .ООО .0000 .ООО .0 0 0 0 .0 0 0 0 .ООО .ООО .ООО .ООО .ООО .ООО 35 0 .ООО .0000 .ООО .0 0 0 0 .0 0 0 0 .ООО .ООО .ООО •ООО .ООО .ООО 6 0 ВСЕГО 3 1.632 2.2492 4.715 .2964 .4309 8.556 17.936 1.419 2.063 10.806 22.651 1 0 4 Продолжение файла REGIMR.RE3 РЕЗУЛЬТАТЫ РАСЧЕТА ЭКВИВАЛЕНТНЫХ СОПРОТИВЛЕНИЙ СЕТИ (ПОДПРОГРАММ EQVTR) ином ЭКЕ.СОПР.ЛИНИИ, Ом ЭКВ.СОПР.ТР-РОВ, Ом ВСЕГО ЭКВ.СОПР., Ом по отношению к току, А по отношению к току, А по отношению к току, А КВ ГУ СЕТИ ГУ ином ГУ СЕТИ ГУ ином ГУ ТР-РОВ ГУ СЕТИ ГУ ином ГУ ТР-РОВ А Ом А Ом А Ом А Ом А Ом А Ом А Ом А Ом 110 413.08 2.19 413.08 2.19 413.08 .58 413.08 .58 418.27 .56 413.08 2.77 413.08 2.77 418.27 2.76 35 413.08 .00 758.38 .00 413.08 .00 758.38 .00 .00 .00 413.08 .00 758.38 .00 .00 .00 6 413.08 .00873S.91 .00 413.08 .008738.91 .00 .00 .00 413.08 .008735.91 .00 .00 .00 по отношению к потоку, МВТ по отношению кпотоку, МВТ по отношению кпотоку, МВТ ПО 68.79 68.79 68.79 68.79 67.66 68.79 68.79 67.66 35 68.79 10.00 68.79 10.00 .00 68.7S 10.00 .00 б 68.79 57.37 68.79 57.37 .00 68.79 57.37 .00 ЭКВИВАЛЕНТНОЕ СОПРОТИВЛЕНИЕ СЕТИ По отношению к току головного участка сети = 413.08 А ЭКВ.СОПР.ЛИНИЙ, Ом ЭКВ.СОПР.ТР-РОВ, Ом ЭКВ.СОПР.СЕТИ, ОМ 2.19 . 58 2.77 Продолжение файла REGIM R.RES СУШАРНАЯ ПОТРЕБЛЯЕМАЯ АКТИВНАЯ МОЩНОСТЬ В СЕТИ - 67.37 МВт СУШАРНАЯ ПОТРЕБЛЯЕМАЯ РЕАКТИВНАЯ МОЩНОСТЬ В СЕТИ - 38.42 МВАр СУММАРНАЯ ГЕНЕРИРУЕМАЯ АКТИВНАЯ МОЩНОСТЬ В СЕТИ - 68.79 МВт СУММАРНАЯ ГЕНЕРИРУЕМАЯ РЕАКТИВНАЯ МОДНОСТЬ В СЕТИ - 47.71 МВАр ИТОГОВАЯ ТАБЛША РАЙОН UKOK1 ПОТЕРИ В ЛИНИЯХ НАГРУЗОЧНЫЕ КОРОНА ВСЕГО ПОТЕРИ В ТРАНСФОРМАТОРАХ НАГРУЗОЧНЫЕ Х.ХОД КВ МВТ Z ШТ Z ШТ X МВТ X МВТ 110 1.1225 1.6319 -.0000 .0000 .2964 .4309 .0000 .0000 1.4190 35 .0000 .0000 .0000 .0000 .0000 .0000 .0000 .0000 .0000 6 .0000 .0000 .0000 .0000 .0000 .0000 .0000 .0000 .0000 1.1225 1.6319 .0000 .0003 .2964 .4309 .0000 .0000 1.4190 ВСЕГО % 2.0628 .0000 .0000 2.0628 2.2. Программа DE10 дегерштнршшнной оценки режимов, потерь мощности и энергии в разомкнутых электрических сетях в-10 кВ DE10. Назначение и краткая характеристика программы Программа DE10 /2,9/ предназначена для оценки режимов, поэле­ ментных расчетов потерь мощности и энергии в распределительной ли­ нии 6(10) кВ и подключенных к ней трансформаторах на основе детер­ минированных исходных данных. Она может применяться при расчете потерь в элементах сети, их анализе, структуризации и прогнозировании, разработке организацион­ но-технических мероприятий по снижению потерь. В качестве исходной информации ( файл DE10.DAT ) используются все топологические данные о структуре сети, приведенные на рис.1.2, и дополнительно режимные показатели. Эти показатели могут задаваться в виде максимальных токов и потоков энергии на "голов­ ных" участках распределительных линий и параметров нагрузочных уз­ лов. Нагрузочный узел - это шины вторичного напряжения трансформа­ торных подстанций (ТП) 6(10) / 0.4 кВ. Для одного узла необходимо задать его номер и нагрузку ( максимальный ток, замеренный в собс­ твенный максимум ТП, или отпуск энергии с шин 0.4 кВ ), время ис­ пользования максимальной активной нагрузки и коэффициент мощности потребителя. Учитывая, что некоторые ив перечисленных режимных данных могут отсутствовать, в программе предусмотрено пять вариантов расчета. Базовым ( основным ) вариантом расчета является первый, когда одновременно задаются ток и поток энергии на "головнсм” участке распределительной линии и режимная информация по нагрузочным уз­ лам. В этом случае е основу алгоритма положен итерационный рзсчет режима сети, основанный на достижении балансов между расчетными (найденными в процессе вычислений по программе ) и фактическими (заданными в исходной информации ) токами и потоками энергии на "головных" участках линий. Балансы ( в пределах заданной точности расчета ) достигаются га счет корректировки ( увеличения или уменьшения ) первоначальных значений токов и потоков энергии по ТП. Во многих случаях сбор нагрузок но понижающим подстанциям - весьма трудоемкая, а иногда и невозможная операция. Поэтому в 106 программе предусмотрен вариант (4-й вариант расчета) автоматичес­ кого формирования нагрузок ТП путем распределения заданного в ре­ жимной информации максимального тока "головного" участка линии пропорционально номинальным мощностям ее распределительных транс­ форматоров. Значения бремени использования максимальной активной нагрузки и коэффициенты мощности потребителей в этом случае берут­ ся из таблиц. При наличии замеров нагрузок по всем ТП данной линии расчеты мохно провести без режимных параметров "головного" участка (6-й вариант расчета). Кроме указанных, в программе заложены исследовательские вари­ анты расчета ( варианты 2-5 ), когда искомые режимные параметры по понижающим трансформаторным подстанциям Определяются автоматически по своим статистическим характеристикам - математическим ожиданиям и среднеквадратическим отклонениям. На печать выдаются ( см.файл DE10.RES): исходные данные (файл DE10.RES. Распечатка 1 ); откорректированная исходная информация ( печатается при прове­ дении расчетов по варианту I - файл DE10.RES. Распечатка 2 ); режим сети (файл DE10.RES. Распечатка 3 ); обобщенные режимные и топологические характеристики (файл DE10.RES. Распечатка 4 ); величина и структура расчетных и прогнозных значений потерь (файл QE10.RES. Распечатка 5 ). DE10. Основные методические сведения Основные методические положения алгоритма программы DE10 изло­ жены в / 2 , 9 /. Здесь отметим лишь следующее. Суммарная величина потерь .электроэнергии dWc в схеме одной распределительной линии (рис.2.2) определяется суммой трех состав­ ляющих : нагрузочных ( переменных ) потерь в линейных dWjm и транс­ форматорных dWTH участках линии и потерь холостого хода dWTx (постоянных потерь ) в понижающих трансформаторах 6(10)/О.4 кВ: dwc =dWjiH+ dWTH+dWTX , (2.21) n где dWj,H= E (dWjiHi) : (2.22) 1 107 (2.23) (2.24) ниш - соответственно число линейных и трансформаторных участков ( системных трансформаторов ). Для определения потерь энергии рассчитывается режим сети, по­ токи и потери мощности на участках. Переход от потерь мощности к активным потерям энергии осуществляется по времени потерь или че­ рез эквивалентные сопротивления и коэффициенты формы графиков наг­ рузки . Индивидуальные эквивалентные сопротивления линий гэл и транс­ форматоров гэл вычисляются по формулам dPji dPх Гад*------------ ---- , Гэт=----------------- . (2.25) 3*(1гу)*(1гу) 3*(1гут)*(1гут) Здесь dPji и dPT - потери активной мощности соответственно в линейных ветвях и системных трансформаторах, 1ГУ - нагрузка головного участка линии, 1г у т ' суммарная токовая нагрузка системных трансформаторов. Средневзвешенный коэффициент загрузки линейных участков опре­ деляется по отношении к допустимому току по кагреву проводов ( ка­ белей ), коэффициент загрузки понижающих трансформаторов рассчиты­ вается по отношению к их номинальной мощности. Расчеты отдельных распределительных линий выполняются последо­ вательно друг за другом.■ Одновременно накапливаются потери элект­ роэнергии и их структура по годам расчетного периода по деум структурным подразделениям энергосистемы, например, питающей подс­ танции и району электрических сетей ( РЭС ), РЭС и электросетевому предприятию { ПЭС ),ПЭС и энергосистеме. DE10. Списание параметров R0AN - номер варианта расчета МТТ,РТТ и PDOP - то же, что и в программе REKYI m dWjH” ^ (dW-pHj) ! 1 m dWrx» E (dWTxj) ; • IOC КРЕТ - признак печати откорректированной исходной информации Параметры задачи ESIS - наименование верхнего структурного уровня: ПЭО. ПЭС UST - наименование участка сети: ПЭС, РЭС М3 - число питающих подстанций СТ - годовой прирост электропотребления в сети, X RRT - расчетный период ( обычно 8760 час.) Мб. W , М8, М9 и М10 - годы прогнозирования потерь Параметры питающей подстанции PST - то же, что и в REKVIN UNNS - номинальное напряжение низковольтных шин ТП, кВ RUNQM - эксплуатационное напряжение на шинак питающей подстанции, кВ Параметры головного участка линии NL - номер ( код ) линии AWGU - поток энергии на головном участке линии, МВт*ч TWGU - заданная точность расчета ( допустимый небаланс ) по энергии, % T0KGU - максшальный ток на головном участке линии, А TT0KQU - точность расчета по току, Ж Параметры ветвей N1, (£, МАР и DLS - то же, что и в REKVIN Параметры узлов NY - номер узла ( ТП ) ТЕ - нагрузка узла ( максимальный ток в А с минусом или поток энергии в МВт*ч с плюсом ) ТМ - время использования максимальной активной нагрузки, час CS - коэффициент мощности ТП, о.е. 109 DE10. Правила подготовки данных Подготовка данных для равных вариантов расчета по возможности унифицирована. В исходных данных выделяются: номер варианта расчета; информационная карта управления печатью; параметру задачи; параметры подстанции; параметры головного участка; параметры ветвей; параметры узлов. Подготовка данных для первого варианта расчета (с использованием режимных данных головного участка и понижающих потребительских подстанций) Номер варианта расчета Перфорируется в отдельной строке с 1-й поаиции: 1 вариант расчета Информационная карта управления печатью я ж ж ж л 'ж ж ж ж тж ж ж ж тж ж ттж ж ж ж ж ж ж я гл ж г- ^жжжжшжж Перфорируется в отдельной строке. Числа повторения печати мо­ гут быть ваписаны в позициях 2. 15, 32, 47 и 62, а ключегше слова ( ДАННЫЕ, РЕЖИМ, ЛИНИЯ, ПОДСТАНЦИЯ, УЧАСТОК ) - начиная С позиций 4, 19, 34, 49 и 64. В 77-й позиции перфорируется значение KFET ( ори КРЕТ-1 откорректированная информация печатается, если КРЕТ=2, то печати не будет ). Параметры задачи ■ М « я а е * к в з в а а 1 а я а Перфорируются в отдельной строке по формату 101 FORMAT(4А4,4Х,4А4,4Х,15,F5.0.F6.0,615) ПОЗИЦИИ ИМЯ «ОРМАТ ПРИМЕР СТРОКИ ПЕРЕМЕННОЙ 1-16 ESIS 4А4 наименование ПЭО 21-36 UST 4А4 наименование ПЭС 45 М3 3 ПО 46-60 СТ F5.0 8. 61-65 RRT F5.0 В760. 57-60 Мб 2000 62-6Б W 2001 67-70 М8 2002 72-75 М9 2003 77-80 М10 2004 Параметры подстанции Перфорируются в отдельной строке по формату 103 FORMAT(4А4,4Х,Ш ,6Х,F5.0,F6.2,F5.2): ПОЗИЦИИ ИМЯ ФОРМАТ СТРОКИ ПЕРЕМЕННОЙ 1-16 PST 4А4 25 KL 31-35 UN0M FB.0 36-40 UHNS F5.2 41-45 RUN0M ПРИМЕР название п/от 3 10.0 0.-4 10.4 Параметры головного участка линии Одна строка для каждой распределительной линии. Формат: 109 FORMAT(A4,2X,F14.0,3F10.0) ПОЗИЦИИ ИМЯ ФОРМАТ ПРИМЕР СТРОКИ ПЕРЕМЕННОЙ 1-4 NL А4 РЛ-1 7-20 AWGU F14.0 2000. 21-30 TWQU F10.0 Б. 31-40 T0KGU F10.0 16. 41-50 TTCKQU F10.0 5. Параметры ветвей Перфорируются как и для программы REKVIN по формату: 105 F0RMAT(A4,1X>A4,1X,A8>2X,F10.0,1Q9{,A4,1X,A4,1X,A8,2X,F10.0): ПОЗИЦИИ ИМЯ ФОРМАТ ПРИМЕР СТРОКИ ПЕРЕМЕННОЙ 1-4 N1 А4 1 III 6-9 N2 А4 2 11-18 МАР А8 А-35 £1-30 DLS F10.0 1.2 41-44 N1 А4 2 46~49 М2 А4 3 51-58 МАР А8 АБТП 61-70 DLS F10.0 -63. Параметры узлов sssafвжзжм Информация о двух узлах перфорируется в одной строке по фор ту: > 107 FORMAT(А4,IX,3(F10.0),5X,A4,1X,3(F10.0)): ПОЗИЦИИ ИМЯ «0FMAT ПРИМЕР СТРОКИ ПЕРЕМЕННОЙ 1-4 NY А4 4 6-15 ТЕ F10.0 СП Г3 16-26 ТМ F10.0 2500. 26-36 CS F10.0 0.95 41-44 NY А4 6 46-55 ТЕ F10.0 -86.3 66-65 ТМ F10.0 2400. 66-75 CS F10.0 0.85 Подготовка данных для четвертого варианта расчета ( по режимным данным головного участка распределительной линии) Подготовка данных для четвертого варианта расчета выполняется точно также, как и для первого варианта расчета, только вместо всех параметров увлов оставляется пустая строка. Подготовка данных для шестого варианта расчета ( имеются нагрузки по всем ТП ) Выполняется точно так же, как и для первого варианта расчета. Номер варианта расчета здесь следует писать: 6 вариант расчета. Строка с редимными параметрами г о л о е н о г о участка распредели­ тельной линии здесь присутствует, но на ней может быть только но­ мер линии. и г DEI о. Формирование файла исходных данных Структура файла исходных данных для программы DE10 зависит от используемого варианта расчета. Первый вариант расчета ( файл DE10.DAT ) параметры подстанции параметры головного участка распре/ параметры ветвей ( первая строка ) 1. 1 строка г. 2 строка 3. 3 строка 4. 4 строка Б. 5 строка 6. 6 строка 7. N строка - последняя, отрока параметров ветвей данной линии 8. N+1 строка - ** ( две звездочки - признак конца ветвей) 9. N+E строка - параметра узлов ( последняя строка ) 10. М строка - последняя карта параметров углов данной линии И.КН-1 строка - **. Пункты 5-11 повторяются для каждой линии, пункты 4-11 - для каждой питающей подстанции. Четвертый вариант расчета ( по режимным данным г о л о в н о г о участка) Файл данных для четвертого варианта расчета формируется точно так же, как и для первого варианта расчета, только вместо информа­ ции ,о нагрузочных узлах будет одна пустая строка, а в строке с но­ мером варианта - 4 вариант расчета ( файл DE14.DAT ). Шестой вариант расчета ( заданы нагрузки по всем ТП ) Файл данных для шестого варианта расчета точно такой же, как и для первого варианта. Только в строке с номером варианта здесь бу­ дет - 6 вариант расчета. ИЗ Файл данных 0E10.DAT 1 ВАРИАНТ 1 ДАННЫЕ 1 ЛИНИЯ 1 ПОДСТАНЦИЯ 11 РЕЗКИМ 1 УЧАСТОК 1 ЭНЕРГОСИСТЕМА СОИ ПЭС 1 ЭНГЕЛЬС 110/10 1 10.0 0.4 10.5 5 1159. 5, 26. 5. 1 10 А-70 0.5 10 30 -400. 10 11 А-70 0.9 11 2 -30. 11 12 А-70 0.6 12 3 -160. 12 13 А-70 0.4 13 4 -60. 13 14 А-70 1.15 14 5 -30. 14 15 А-70 0.2 15 16 АС-Зб 0.16 16 б АВТП -100. 15 17 АС-35 0.35 17 18 АС-35 0.35 18 7 -160. 17 19 АС-35 0.6 19 9 -250. ** 4 -62.8 ЭООО. 0.9 5 -41.6 ЭООО. 0.9 9 -141 .6 3000. 0.9 2 -50. 3000. 0.9 30 -165. 3000. 0.9 3 -162. 3000. 0.S 5 -46. 6 3000. 0.9 7 -1Б0.4 3000. 0.9 Mr Файл результатов ОЕЮ. RES (Распечатка 1) 1 ВАРИАНТ ВВОДЯТСЯ РЕЖИМНЫЕ ДАННЫЕ: НАГРУЗКА(ТЕ).ВРЕМЯ ИСПОЛЬЗОВАНИЯ МАКСИМАЛЬНОЙ АКТИВНОЙ НАТ'РУЗКИ(ТМ) КОЭИЩИЕНТ МОЩНОСТИ(CS) Продолжение файла DE10.RES ИНФОРМАЦИОННАЯ КАРТА УПРАВЛЕНИЯ ПЕЧАТЬЮ 1 ДАННЫЕ 1 ЛИНИЯ 1 ПОДСТАНЦИЯ 11 FEaMM 1 УЧАСТОК 1 ПАРАМЕТРЫ ЗАДАЧИ ЭНЕРГОСИСТЕМА УЧАСТОК СЕТИ КОЛ-ВО ПОДСТАНЦИЙ КОЭФФИЦИЕНТ ПРИРОСТА РАСЧЕТНЫЙ ГОДЫ В УЧАСТКЕ. СЕТИ аТЕКТРСПОТРЕВЛЕНИЯД ПЕРИОД,ЧАС ПРОГНОЗИРОВАНИЯ ПОТЕРЬ ЭНЕРГОСИСТЕМА СЕТИ ПЭС 1 О. О. О О О О О ПАРАМЕТРЫ ПОДСТАНЦИИ НАИМЕНОВАНИЕ ПОД- ЧИСЛО ОТХО- НОМИНАЛЬНОЕ НАПРЯ- СТАНЦИИ ИЛИ ЕЕ НОМЕР ДЯЩИХ ЛИНИЙ ЖЕНИЕ ШИН В.Н.,КВ ЭНГЕЛЬС 110/10 1 10.00 РЛ-5 ФАКТИЧЕСКИЙ ОТПУСК АКТИВНОЙ ЭНЕРГИИ НЕБАЛАНС ПО ЭНЕРГИИ НЕ ШЛЕЕ МАКСИМАЛЬНЫЙ ТОК НА ГОЛОВНОМ УЧАСТКЕ НЕБАЛАНС ПО ТОКУ НЕ ЕОЛЕЕ НОМИНАЛЬНОЕ НАПРЯ- ЭКСПЛУАТАЦИОННОЕ НАПРЯ­ ЖЕНИЕ ШИН Н. Н. ,КВ ЧЕНИЕ ШИН В.Н..КБ .40 10.50 1159.0000 МВТ.Ч S.GOOO X 26.0000 А 5.0000 % Продолжение файла DE10.RES Р А С П Р Е Д Е Л И Т Е Л Ь Н А Я Л И Н И Я N-Б И С Х О Д Н А Я И Н Ф О Р М А Ц И Я О В Е Т В Я Х С Х Е М Ы К О Л И Ч Е С Т В О В Е Т В Е Й * 18 НОМЕР НОМЕР МАРКА ДЛИНА ВЕТВИ, КМ ною » НОМЕР МАРКА ДЛИНА ВЕТВИ, КМ НАЧАЛА КОНЦА ПРОВОДА ИЛИ МОЩН. ТР-РА НАЧАЛА КОНЦА ПРОВОДА ИЛИ МОЩН. ТР-РА ВЕТВИ ВЕТВИ С МИНУСОМ, КВА ВЕТВИ ВЕТВИ С МИНУСОМ, КВА 1 10 А-70 .SO 10 30 -400.00 1 0 1 1 А-70 .90 1 1 2 -30.00 И 1 2 А-70 .60 1 2 3 -160.00 1 2 13 А-70 .40 13 4 -60.00 13 14 А-70 1.15 14 5 -30.00 14 15 А-70 . 2 0 15 16 АС-35 .16 16 6 АБТП - 1 0 0 .0 0 15 17 АС-35 .35 17 18 АС-35 .35 18 г»f -160.00 17 19 АС-35 .60 19 9 -250.00 И С X О Д Н А Я И Н Ф О Р М А Ц И Я ОБ У 3 ЛАХ СХЕМЫ К О Л И Ч Е С Т В О У З Л О В - 8 НОМЕР ТОК ТП, -А ВРЕМЯ ИСП. КОЭКВЩ. НОМЕР ТОК ТП.-А ВРЕМЯ ИСП. КОЭМЭД. УЗЛА ИЛИ ЭНЕР- МАКС.НАТР. МОЩНОСТИ УЗЛА ИЛИ ЭНЕР- МАКС.НАТР. МОЩНОСТИ ГИЯ,МВТ.Ч /ЧАС/ ГИЯ.ШТ.Ч /ЧАС/ 4 -62.8 зооо. .до 6 41.6 3000 . 90 Продолжение файла DE10.RES 9 -141.6 3000. .90 2 -50.0 3000. .90 30 -165.0 3000. .90 3 -162.0 ЭООО. .90 5 -46.6. 3000. .90 г»/ -150.4 3000. .90 Файл результатов DE10.RES. 1Яаспечатка 2) ОТКОРРЕКТИРОВАННАЯ ИСХОДНАЯ ИНФОРМАЦИЯ ПАРАМЕТРЫ ПОД С ТАН НИИ * НАИМЕНОВАНИЕ ПОД- ЧИСЛО ОТХО- НОМИНАЛЬНОЕ НАПРЯ- НОМИНАЛЬНОЕ НАПРЯ- ЭКСПЛУАТАЦИОННОЕ НАПРЯ- СТАНЦИИ ИЛИ ЕЕ НОМЕР ДЯЩИХ ЛИНИЙ ЖЕНИЕ ШИН В.Н.,КВ ЖЕНИЕ ШИН Н-Н., КВ ЖЕНИЕ ШИН В.Н.,КВ ЭНГЕЛЬС 110/Ю 1 10.00 40 i0-50 РАСПРЕДЕЛИТЕЛЬНАЯ Л И Н И Я N-S ИСХОДНАЯ ИНФОРМАЦИЯ О ВЕТВЯХСХЕМЫ КОЛИЧЕСТВО В Е Т В Е Й ' 18 НОМЕР НОМЕР МАРКА ДЛИНА ВЕТВИ, КМ НАЧАЛА КОНЦА ПРОВОДА ИЛИ МОЩН. ТР-РА ВЕТВИ ВЕТВИ С МИНУСОМ, КВА НОМЕР НОМЕ? МАРКА ДЛИНА ВЕТВИ, № НАЧАЛА КОНЙА ПРОВОДА ИЛИ МОЩН. ТР-РА ВЕТВИ ВЕТВИ С МИНУСОМ, КВА Прододяекис файла DE10.RES 10 11 А-70 .90 11 г -30.00 11 12 А-70 .60 12 3 -160.00 12 13 А-70 .40 13 4 -60.00 13 14 А-70 1.15 14 5 -30.00 14 15 А-70 .20 15 16 АС-35 .16 15 1? АС-35 .35 16 6 АБТП -100.00 17 18 АС-35 .35 17 19 АС-35 .60 18 7 -160.00 19 9 -250.00 И С X ОДНАЯ ИНФОРМ А Ц ИЯ ОБ У 3 ЛАХ С X Е МЫ КОЛИЧЕСТ В 0 УЗЛО В - 8 НОМЕР ТОК ТП.-А ВРЕМЯ ИСП. КОЭМИЦ. НОМЕР ТОК ТД,-А ВРЕМЯ ИСП. коэащц. УЗЛА ИЛИ ЭНЕР­ МАКС.НАТР. МОЩНОСТИ УЗЛА ИЛИ ЭНЕР­ МАКС.НАГР. модности ГИЯ, VBT. Ч /ЧАС/ ГИЯ,мвт.ч- /ЧАС/ 30 -125.6 ЭООО. .90 2 -38.1 3000. .90 3 -123.3 3000. .90 4 -47.8 ЭООО. .90 5 -35.5 ЭООО. .90 6 -31.7 3000. .90 7 -114.5 ЭООО. .90 9 -107.8 3000. .90 Файл результатов DE1Q.RES. (Распечатка 3) РЕЗУЛЬТАТЫ РАСЧЕТА ПАРАМЕТРОВ УСТАНОВИВШЕГОСЯ РЕЖИМА Г^СПРЕДЕЛИТЕЛЬНОЙ ЛИНИИ N--5 ЭНЕРГОСИСТЕМА .ЭНЕРГОСИСТЕМА. УЧАСТОК СЕТИ .СЕТИ ПЭС ПОДСТАНЦИЯ .ЭНГЕЛЬС 110/10. Продолжение файла DEIO.RES : Н О М Е Р :ПОТОК МОЩНОСТИ ВЕТВИНАГРУЗКА ВЕТВИ ЗАГРУЗКА ВЕТВИ ЗАГРУЗКА ТП ПОТЕРИ МОЩНОСТИ ПОТЕРИ НАПРЯЖ НАПРЯЖ. УЗЛОВ:НАЧАЛА:КОНЦА :ВЕТВИ .-ВЕТВИ :АКТИВНЫЙ РЕАКТИВН. АКТИВН. РЕАКТ. КВТ КВАР А ОТН.ЕД. ОТН.ЕД. КВТ КВАР КВ КВ 1 10 362.49 221.21 26.01 .10 .00 .4/ .35 .013 10.487 : 10. 30 78.32 37.93 5.02 .00 .22 .27 1.04 .080 .'416 : 10 11 313.12 171.28 20.61 .03 .00 .53 .40 .018 10.469 : 11 2 23.73 11.49 1.52 .00 • .88 . .59 1,27 .411 .402 : 11 12 289.26 158.89 19.05 .07 .00 .30 .23 .011 10.458 : 12 3 76.90 37.24 4.93 .00 .53 .80 2.51 .213 .410 : 12 13 211.86 116.84 13.97 .05 .00 .11 .08 .006 10.452 : 13 4 29.81 14.44 1.91 .00 .55 .40 ,1.01 .240 .408 : 13 14 181.82 100.61 12.00 .05 .00 .23 .17 •.014 10.438 : 24 5 22.12 10.71 1.42 .00 .82 .51 1.11 .383 .402 : 14 15 159.57 88.99 10.55 .04 .СЮ .СЗ .02 .002 10.436 : 15 16 19.75 9.56 1.27 .01 .00 .00 .00 .ООО 10.436 : 15 17 139.82 79.43 9.28 .05 .00 .08 .04 .005 10.431 : 16 6 19.75 9.56 1.27 .00 .22 .00 .00 -ООО .417 : 17 18 71.89 39.38 4.73 .03 .00 .02 .01 .003 10.428 : 17 19 67.93 40.06 4.56 .03 .00 .03 .02 .005 10.426 : 18 7 71.39 34.58 4.58 .00 .50 .69 2.16 .197 .409 ; 19 9 67.21 32.55 , 4.31 .00 .30 .36 1.23 .115 .412 : Файл результатов DE10.RES. (Распечатка 4) РЕЖИМНЫЕ И ОБОБЩЕННЫЕ,.ПОКАЗАТЕЛИ СЕТИ ПОДСТАНЦИЯ - ЭНГЕЛЬС 110/10 РЛ- б U НОМ. 10. КВ ЭКВИВАЛЕНТНОЕ СОПРОТИВЛЕНИЕ ЛИНИИ _ В823 ЭКВИВАЛЕНТНОЕ СОПРОТИВЛЕНИЕ ТРАНСФОРМАТОРОВ - 2 1451 СМ ЭКВИВАЛЕНТНОЕ СОПРОТИВЛЕНИЕ СЕТИ _ 3*0274 ОМ СУШАРНАЯ ДЛИНА ЛИНИИ _ 5*2100 КМ СУШАРНАЯ УСТАНОВЛЕННАЯ МОЩНОСТЬ ТРАНСФОРМАТОРОВ - 1190*0000 КВА СРЕДНЯЯ МОЩНОСТЬ ТРАНСФОРМАТОРА ЧИСЛО ЛИНЕЙНЫХ УЧАСТКОВ ЧИСЛО ТРАНСФОРМАТОРОВ: ОБЩЕЕ СИСТЕМНЫХ АБОНЕНТСКИХ _ j РАСЧЕТНЫЙ ОТПУСК АКТИВНОЙ ЭНЕРГИИ _ 120Б 78Q0 q СУММАРНЫЕ ПОТЕРИ ЭЛЕКТРОЭНЕРГИИ _ 38*0837 MB’'*" НАГРУЗОЧНЫЕ ПОТЕРИ ЭЛЕКТРОЭНЕРГИИ . 9.5<323 ШТЧ МАКСИМАЛЬНЫЙ ТОК НА ГОЛОВНОМ УЧАСТКЕ _ 26*0117 А СРЕДНЕВЗВЕШЕННЫЙ КОЭФФИЦИЕНТ ЗАГРУЗКИ ЛИНИЙ - " ’ Ш99 СРЕДНЕВЗВЕШЕННЫЙ КОЭФФИЦИЕНТ ЗАГРУЗКИ ТРАНСФОРМАТОРОВ - 5423 СРЕДНЯЯ ДЛИНА УЧАСТКА ‘Р„,п . и*;Ш КМ 155.7143 КВА 10 В ШТ 7 ЦТ Файл результатов DE10.RES. (Распечатка 5) РЕЗУЛЬТАТЫ РАСЧЕТА ПОТЕРЬ ЭНЕРГИИ РАСПРЕДЕЛИТЕЛЬНОЙ ЛИНИИ N-5 ЭНЕРГОСИСТЕМА .ЭНЕРГОСИСТЕМА. УЧАСТОК СЕТИ .СЕТИ ПЭС ПОДСТАНЦИЯ .ЭНГЕЛЬС 110/10. : РАСЧЕТ параметры галавн. уч-ка П 0 Т Е 3 И Э Н Е Р Г И И : : НЫЙ ТОК ЭНЕРГИЯ ХОЛОСТОГО ХОДА НАГРУЗОЧНЫЕ : СУММАРНЫЕ :ПЕРИОД: /А/ /МВТ.Ч/ /ШТ.Ч/ : X /ШТ.Ч/' : X : /МВТ.Ч/ : % : 0 26.012 1205.786 28.491 : 2.363 9:592 : .796 : 38.084 3.158 : 0 26.012 1205.786 28.491 : 2.363 9.592 : .796 : 38.084 3.158 : 0 28.012 1205.786 28.491 : 2.363 9.592 : .796 38.084 3.158 : 0 26.012 1205.786 28.491 : 2.363 9.592 : .796 : 38.084 3.158 : 0 26.012 1205.786 28.491 : 2.363 9.592 : .796 ; 38.084 3.1о8 : РЕЗУЛЬТАТЫ РАСЧЕТА ПОТЕРЬ ЭНЕРГИИ ПО ПОДСТАНЦИЙ .ЭНГЕЛЬС 110/10 ЭНЕРГОСИСТЕМА .ЭНЕРГОСИСТЕМА. УЧАСТОК СЕТИ .СЕТИ ПЭС Продолжение файла DE10.RES. РАСЧЕТ:ПАРАМЕТРЫ ШИН ПОДСТАНЦИИ. П О Т Е Р И Э Н Е Р Г И И : : НЫЙ ТОК ЭНЕРГИЯ ХОЛОСТОГО ХОДА НАГРУЗОЧНЫЕ СУММАРНЫЕ : •.ПЕРИОД /А/ /ШТ.Ч/ /МВТ.Ч/ X /ШТ.Ч/ : X /ШТ.Ч/ % : : 0 26.012 1205.786 28.491 2.363 9.592 : .796 38.084 3.158 : 0 26.012 1205.786 28.431 2.363 9.582 : .796 38.084 3.158 : 0 26.012 1205.786 23.491 2.363 9.592 : .796 38.084 3.158 : : 0 26.012 1205.786 28.491 2.363 9.592 J» .796 38.084 3.158 : : . 0 26.012 1205.786 28.491 2.363 9.592 : .796 38.084 3.158 : ПАРАМЕТРЫ ПОДСТАНЦИЙ НАИМЕНОВАНИЕ ПОД- ЧИСЛО ОТХО- НОМИНАЛЬНОЕ НАПРЯ- НОМИНАЛЬНОЕ НАПРЯ- ЭКСПЛУАТАЦИОННОЕ НАПРЯ- СТАНЦИИ ИЛИ ЕЕ НОМЕР ДЯЦИХ ЛИНИЙ ЖЕНИЕ ШИН В.Н.,КВ ЖЕНИЕ ШИН Н.Н.,КВ ЖЕНИЕ ШИН В.Н.,КВ ЭНГЕЛЬС 110/10 1 10.00 40 10.50 РАСЧЕТНЫЙ ОТПУСК АКТИВНОЙ ЭНЕРГИИ - 1205.?360 МВТ.Ч СУММАРНЫЕ ПОТЕРИ ЭЛЕКТРОЭНЕРГИИ - 38.0837 МВТ.Ч НАГРУЗОЧНЫЕ ПОТЕРИ ЭЛЕКТРОЭНЕРГИИ - 9.5923 МВТ.Ч СУШАРНАЯ ДЛИНА ЛИНИЙ - 5.2100 КМ СРЕДНЯЯ ДЛИНА УЧАСТКА СУШАРНАЯ УСТАНОВЛЕННАЯ МОЩНОСТЬ ТРАНСФОРМАТОРОВ ЧИСЛО ТРАНСФОРМАТОРОВ: ОБЩЕЕ СИСТЕМНЫХ АБОНЕНТСКИХ СРЕДНЯЯ МОЩНОСТЬ ТРАНСФОРМАТОРА Продолжение файла DE10.RE3. ,5210 КМ 1190.0°°° КВА 8 ШТ 7 ШТ 1 ШТ 170.0000 КВА РЕЗУЛЬТАТЫ РАСЧЕТА ПОТЕРЬ ЭНЕРГИИ ПО УЧАСТКУ СЕТИ .СЕТИ ПЭС ЭНЕРГОСИСТЕМА .ЭНЕРГОСИСТЕМА . :РАСЧЕТ: ПАРАМЕТРЫ УЧАСТКА СЕТИ : П О Т Е Р И Э Н Е Р Г И : НЬЙ : ТОК : ЗКЕРГйЯ ХОЛОСТОГО ХОДА НАГРУЗОЧНЫЕ :ПЕРИОД: /А/ : /МВТ.Ч/ /ШТ.Ч/ : Z : /ШТ.Ч/ : г /шт.ч/ 0 : 26.012 : 1205.786 28.491 : 2.363 9.692 : .796 38.084 0 : 26.012 : 1205.786 28.491 : 2.363 9.592 : .796 38.084 0 : 26.012 : 1205.786 28.491 : 2.363 9.592 : .796 38.034 0 : 26.012 : 1205.786 28.491 : 2.363 9.592 : .796 38.084 0 : 26.012 : 1205.786 28.491 : 2.363 9.592 : .796 38.084 3.158 3.158 3.158 3.158 3.158 Продолжение файла DE10.RES. РЕЗУЛЬТАТЫ РАСЧЕТА ПОТЕРЬ ЭНЕРГИИ ПО УЧАСТКУ СЕТИ .СЕТИ ПЭС ЭНЕРГОСИСТЕМА . ЭНЕРГОСИСТША . 1205.7860 МВТ.Ч 38.0837 МВТ.Ч 9.5923 МВТ.Ч 1 ШТ 5.2100 КМ .5210 КМ 8 ШТ 7 ШТ 1 ШТ 1190.0000 КВА 170.0000 КВА Файл данных DE14.PAT 4 ВАРИАНТ 1 ДАННЫЕ 1 ЛИНИЯ 1 ПОДСТАНЦИЯ 11 РЕЗКИМ 1 УЧАСТОК,. 1 ЭНЕРГОСИСТЕМА УЧАСТОК 1 6. 8760. 1991 1992 1993 1994 1995 РАСЧЕТНЫЙ ОТПУСК АКТИВНОЙ ЭНЕРГИИ СУММАРНЫЕ ПОТЕРИ ЭЛЕКТРОЭНЕРГИИ НАГРУЗОЧНЫЕ ПОТЕРИ ЭЛЕКТРОЭНЕРГИИ ЧИСЛО ЛИНИЙ В УЧАСТКЕ СЕТИ СУММАРНАЯ ДЛИНА ЛИНИЙ СРЕДНЯЯ ДЛИНА УЧАСТКА ЧИСЛО ТРАНСФОРМАТОРОВ: ОБИЕЕ • СИСТЕМНЫХ АБОНЕНТСКИХ СУШАРНАЯ УСТАНОВЛЕННАЯ МОЩНОСТЬ ТРАНСФОРМАТОРОВ СРЕДНЯЯ МОЩНОСТЬ ТРАНСФОРМАТОРА ПОДСТАНЦИЯ 895 115S. 1 5. 1 10 А-70 О С П 10 11 А-70 0.9 11 12 А-70 0.6 12 13 А-70 0.4 13 14 А-70 1.15 14 15 А-70 0.2 16 6 АБТП -100. 17 18 АС-35 0.35 17 19 АС-35 0.6 Продолжение файла DE10.DA7 0.4 10.S 5. 10 30 -400. 11 2 -30. 12 3 -160. 13 4 -60. 14 Б -30. 15 16 АС-35 0.15 15 17 АС-35 0.35 18 7 *160. 19 3 -250. 2.3. Программа DW100Q поэлементных расчетов потерь энергии в электрических сетях 0.38 кВ DW1000. Назначение и краткая характеристика программы Программа DW100Q / 2 , 10 / предназначена для оценки режимов и поэлементных расчетов потерь мощности и энергии в произвольной со­ вокупности распределительных линий 0.38 кё с использованием детер­ минированных исходных данных и может применяться при оценке вели­ чины потерь, и* анализе и прогнозировании, а также разработке ор­ ганизационно-технических мероприятий по снижению потерь. В качестве исходной информации используются топе.логические данные о схеме распределительной линии ( рис.г.2 ) - номера начал и концов схемы сети, марки и длины "проводов фаз ( кабелей ), число фае, марка нулевого провода; и режимные данные по головному участ­ ку линии - максимальный ток или расход энергии, время использова­ ния максимальной активной нагрузки и коэффициент мощности, по еоз- мощности, токи отдельных фаз. DW100Q. Краткие методические сведения В зависимости от имеющейся режимной информации в программе DW1000 предусмотрены три варианта расчета. Первый ( основной ) вариант используется, когда режимные пока­ затели ( токи, энергия, время использования макешуиа -д. 'ЛТЗШХТЛ ^ известны только для головного участка линии. . Под­ робна этот вариант описан в / 2 /. Для второго варианта должны быть заданы токовые нагрузки фаз во всех узлах сети. Третий вариант - комбинация первых двух. Для, него задаются режимная информация на головном участке и фазные то­ ки в отдельных ( с ярко выраженной сосредоточенной нагрузкой ) уз­ лах сети. Во всех случаях для определения потерь электроэнергии dVtH рассчитывается режим сети 0.38 кВ, токи и потери активной мощности на участках линии dPai. Значение суммарных потерь dVta в схеме од­ ной распределительной линии вычисляется по формуле dWji=dPji * х , (г. 26) 126 где t - время потерь ( вычисляется как и в программе DE10 ). Величина dPji определяется в вависимости от используемого вари­ анта расчета. Для первого и второго вариантов значение м dPji- £ (dPjU ) (2.27) 1=1 где м - общее число участков в схеме , а для третьего варианта: I II dP.n-dPji+dPji , (2. £8) I л Н 1 где (№л= С (dPjk) . <ЗРЛ= Е (dP«) . (2.29) k-1 j-1 Здесь n - количество участков схемы, по которым протекают за­ данные уаловые токи нагрузки, а 1-=м-п. В^ичины dPji для первого варианта расчета и dPjj определяются через эквивалентные токи и коэффициенты исполнения схемы или по плотности тока / Z /, а значения dPju для второго варианта расчета и dP** - по токам на участках линии Ii, найденным по первому зако­ ну Кирхгофа, и активным сопротивлениям участков г4: й dPfli-Ii*Ti • (2.30) DW1000. Описание параметров IPRIS - номер варианта расчета МТТ, РТТ - то же, что и в программе СЕЮ ESIS, UST.RRT - то же, что и в программе DE1Q IP - число потребительских подстанций 6(10)/0.4 кВ в участке сети LET - годы прогнозирования потерь Параметры задачи PST, IJNOM - то же, что и в программе OEiO 127 LIM - число распределительных линий 0.38 кВ одной ТП Параметры подстанции N0M3 - номер линии AI - ток фазы А, А BI - ток фазы В, А CI - ток фазы С, А ТМАХ - время использования максимальной активной нагрузки, ч C0R - коэффициент мощности RM - признак алгоритма Параметры ветвей « ж т г ж ж ж г я ж ж ж ж ж ж я ж ш ж Hi, N2.MARKA - то же, что и в программе DE10 SF - сечение фазного провода, мм*мм SN - сечение нулевого провода, мм*мм 0LINA - длина участка линии, км K0L 1 - число фазных проводов K0L2 - наличие нулевого провода ( 1-есть, О-нет ) ТОКА - ток в узле фаэы А, А ТОКВ - то»: в узле фазы В, А ТОКС - ток в узле фазы С, А DW3000. Правила подготовки данных Подготовка данных для всех трех вариантов расчета по программе 0W1000 унифицирована. В программе используется бесформатный ввод, поэтому в тех случаях, когда токи в узлах сети отсутствуют, необ­ ходимо перфорировать О ( нули ). Данные перфорируются через пробел или запятую. В исходных данных выделяются: номер варианта расчета; информационная строка управления печатью; параметры задачи; параметры подстанций; параметры отходящей линии. 128 Номер варианта расчета Номер варианта расчета - это целые числа 1, 2. или 3. Вариант 1 - расчет выполняется по режимным данным головного участка. Токи в узлах сети отсутствуют. Вариант 2.Заданы токи фаз во всех узлах сети. Вариант 3.Заданы: режимная информация на головном участке ли­ нии и токи фаз в отдельных узлах (узлах с преобладающей сосредо­ точенной нагрузкой ) сети. Информационная строка управления печатью е данной программе информационная строка перфорируется в виде набора: < число повторения печати "ключевое слово" » Все ключевые слова заключаются в апострофы, например: 1 'ДАННЫЕ* 11 'РЕЖИМ' 1 'ЛИНИЯ' Первая цифра двузначного числа перед оловом РЕЖИМ означает порядковый номер года прогнозирования, вторая цифра обозначает число экземпляров печати. Параметры задачи at же а ж v ж sta as е а? з= » а » Перфорируются в отдельной строке в виде: 'ESIS' 'UST' IP CQEF RRT LET(l) LET(2) LET(3) LET(4) LET(6), например: ’ЭНЕРГОСИСТЕМА Б' ’УЧАСТОК 1' & 8 8760. 2000 2001 2002 2003 £004 Параметры подстанции K s s s s s s s a s e s s s r s a a a t s Перфорируются в отдельной строке и имеют вид: ’PST’ LIM UN0M, например: ’подстанция 1‘ 2 0.4 Параметры головного участка Одна строка для отдельной распределительной линии 0.33 кВ. Эта строка имеет вид: N0M3 AI BI Cl ТМАХ COR ’ЕМ’ или 1 79.5 75, 79. 2000. 0.72 ’J-C0NST’ 129 Признак алгоритма J-CONST пишется для радиально-лучевых ли­ ний, питающих сконцентрированные нагрузки. Для всех разветвленных линий J#CONST. Параметры ветвей В одной строке дисплея размещается информация об одной ветви. Она ( строка ) имеет вид: N1 N2 'МАРКА' SF SN OLINA K0L1 KGL2 ТОКА ТОКВ ТОКС Пример: 1 2 'А* 50 35 0.15 3.1 5.58 4.34 8.04 Дли всех алюминиевых проводов ( цабелей ) вместо марки пишется только буква ’А',для медных-'М'. Напэмииёем, что если значения ТО­ КА, ТОКВ, ТОКС равны О, то нули перфорируются. Последняя строка параметров ветвей всегда имеет вид: 555 1 'A' l l l l l l t DW1000. Формирование файла данных Файл исходных данных программы DW1000 имеет следующую структу­ ру: номер варианта расчета; информационная строка; строка параметров задачи; параметры подстанции; параметры отходящей линии; данные о ветвях данной линии; последняя строка параметров ветвей. Информация о каждой. распределительной линии перфорируется по пунктам Ъ-7, о каждой подстанции - по пунктам 4-7. Файл данных DW1000.DAT 1 1 ДАННЫЕ 11 РЕЖИМ 1 ПОДСТАНЦИЯ 1 ЛИНИЯ 1 УЧАСТОК ’ЭНЕРГОСИСТЕМА’ 'РЭС "М"' 1 1. 8760. 1991 1992 1993 1994 1995 '2' 1 U.380 1 79.0 79.0 79.0 2000 0.72 ’JSCONST’ 1 г 'А' 50 16 0.15 3 1 0.00 0.00 0.00 2 3 'А’ 50 16 0.21 3 1 18.23 20.23 19.989 2 4 'А' 50 16 0.15 3 1 0.00 0.00 0.00 130 4 5 'А’ 16 16 0.02 3 1 0.00 0-00 0.00 4 6 ’А' 16 16 0.08 Z 1 0.00 0.00 0.00 4 7 'А" 16 16 О.30 3 1 24.81 26.01 28.00 555 1 'А’ 1 1 0.01 1 1 1 1 1 Файл результатов DW1000.RES Продгишекие файла DW1000.DAT 1 ВАРИАНТ РАСЧЕТА ИНФОРМАЦИОННАЯ КАРТА УПРАВЛЕНИЯ ПЕЧАТЬЮ 1 ДАННЫЕ 11 РЕЖИМ 1 ПОДСТАНЦИЯ 1 ЛИНИЯ 1 УЧАСТОК ПАРАМЕТРЫ ЗАДАЧИ ЭНЕРГОСТСТЕМА УЧАСТОК СЕТИ КОЛ-ВО ПОДСТАНЦИЙ ПРИРОСТ ЭЛЕКТРО- РАСЧЕТНЫЙ В УЧАСТКЕ СЕТИ ПОТРЕБЛЕНИЯ,Г. ПЕРИОД,ЧАС ЭНЕРГОСИСТЕМА РЭС "М" 1 1. 8760. ПАРАМЕТРЫ ПОДСТАНДИИ ГОДЫ ПРОГНОЗИРОВАНИЯ ПОТЕРЬ 1991 1982 1993 19S4 1995 НОМЕР та ЧИСЛО ОТХО- НАПРЯЖЕНИЕ ДЭДИХ ЛИНИНИЙ шин,КВ 1 3 2 Продолжение файла DW1000.RES РАСПРЕДЕЛИТЕЛЬНАЯ ЛИНИЯ N- 1 П А Р А М Е Т Р Ы Г О Л О В Н О Г О У Ч А С Т К А ТОК ТОК ТОК ВРЕМЯ коэмиц. ПРИЗНАК ФАЭЫ ФАЗЫ ФАЗЫ МАКСИМ. МОЩНОСТИ АЛГОРИТМА А В С НАГРУЗКИ /А/ /А/ /А/ /Ч/ 79.0 79.0 79.0 2000. .72 J&CONST И СX 0 Д Н АЯ ИНФОРМАЦИЯ 0 ВЕТВЯХ СХЕМЫ КОЛИЧЕСТВО ВЕТ ВЕЙ- 6 НОМЕР НОМЕР МАРКА СЕЧЕНИЯ СЕЧЕНИЕ ДЛИНА ЧИСЛО НАЛИЧИЕ ТОК ТОК ТОК НАЧАЛА КОНЦА ПРОВОДА ФАЗНЫХ НУЛЕВОГО ВЕТВИ ФАЗ НУЛЕВОГО ФАЗЫ ФАЗЫ ФАЗЫ ЕЕТВИ ВЕТВИ ПРОВОДОВ ПРОВОДА В КМ ВЕТВИ ПРОВОДА А, А В,А С,А 1 2 А 50 16 .15 3 1 •ООО .ООО .ООО г 3 А 50 16 .21 3 Л 18.230 20.230 19.989 г 4 А 50 16 .15 3 1 .ООО .ООО .ООО 4 5 А 16 16 .02 3 1 -ООО .ООО .ООО 4 6 А 16 15 .08 С* 1 •ООО .ООО .ООО 4 7 А 16 16 .30 3 1 24.810 26.010 28.000 ЭНЕРГОСИСТЕМА .БЕЛЗНЕРГО УЧАСТОК СЕТИ .Ш-РСКИИ РЭС ТП N-2 Продолжение файла DW1000.RES РЕЗУЛЬТАТЫ РАСЧЕТА ПАРАМЕТРОВ УСТАНОВИВШЕГОСЯ РЕЖИМА РАСПРЕДЕЛИТЕЛЬНОЙ ЛИНИИ N- 1 НОМЕР ЧИСЛО : ФАЗНЫХ ПРОВОДОВ: НАЛИЧИЕ НУЛЕВОГО ПРОВОДА ТОК ВЕТВИ ЭКВИВАЛЕНТ­ НЫЙ Ш ПОТЕРЯМ МОЩНОСТИ : НАПРЯЖЕНИЯ В /А/ : В /А/ ПОТЕ Р И НАПРЯЖЕ­ НИЕ УЗЛОВНАЧАЛА: ВЕТВИ : КОНЦА ВЕТВИ МОЩНОСТИ: НАПРЯК. КВТ : КВ КВ 1 : • 2 3 1 72.396 : 72.292 1.49 ; .020 . .360 2 : 3 3 1 10.843 : 9.391 \05 ; .004 .356 г : 4 3 1 40.283 : 40.096 .46 : ,011 .348 4> : 5 3 1 1.033 : .894 .00 •. .ООО .348 4 : 6 2 1 4.131 I З.Б77 .01 : .002 .346 4 : 7 3 15.490 : 13.416 .43 : .024 .324 РЕЗУЛЬТАТЫ РАСЧЕТА ПОТЕРЬ ЭНЕРГИИ 3 РАСПРЕДЕЛИТЕЛЬНОЙ ЛИНИИ N- 1 ЭНЕРГОСИСТЕМА .БЕЛЗНЕРГО УЧАСТОК СЕТИ .МИ-РСШ РЭС . ТП Ы-2 Продолжение файла EWiOOC.RES :РАСЧЕТ: ПАРАМЕТРЫ ГОЛОВН. УЧ-КА : П О Т Е Р И ; : НЫЙ ТОК ЭНЕРГИЯ : МОЩНОСТИ : ЭНЕР ГИИ : :ПЕРИОД: А КВТ.Ч : КВТ : 2, : КВТ. 4 % : : 1991 : 1992 : 1993 : 1994 : 1995 79.000 79.790 80.588 81.394 82.208 74785.830 : 75533.690 : 76289.020 : 77051.910 ; 77822.420 : 2.426 : 2.475 : 2.524 : 2.575 : 2.627 : 6.488 : 6.553 : 6.618 : 6.684 : 6.751 : 2952.200 3011.539 3072.071 3133.820 3196.809 3.948 : 3.987 : 4.027 : 4.067 : 4.108 : РЕЗУЛЬТАТЫ РАСЧЕТА ПОТЕРЬ ЭНЕРГОСИСТЕМА .БЕЛЗНЕРГО ЭНЕРГИИ ПО ПОДСТАНЦИИ N-2 . УЧАСТОК СЕТИ .МИ-РСКИИ РЭС РАСЧЕТ: ПАРАМЕТРЫ ШИН ТП- : П О Т Е Р И : НЫЙ : Т 0 К ЭНЕРГИЯ : 1 МОЩНОСТИ : ЭНЕРГИИ : ПЕРИОД: А : ККТ.Ч : КВТ % : КВТ. 4 : 1991 : 1992 : 79.000 : 79.790 : 7478В.830 : 75533.690 : 2.426 : 2.475 : 6.488 : 6.553 : 2952.200: 3.948 : 3011.539: 3.987 : Продолжение файла DW10CQ.RES т 1993 : 80.586 : 76289.020 : 2.524 : 6.618 3072.071: 4.027 : 1994 : 81.394 : 77051.910 : 2.575 : 6.684 3133.820: 4.067 : 1995 : 82.208 : 77822.420 : 2.627 : 6.751 3196.803: 4.108 результаты расчета ПОТЕРЬ ЭНЕРГИИ ПО УЧАСТКУ СЕТИ .МИ-РСКИИ РЭС ЭНЕРГОСИСТЕМА .БЕЛЗНЕРГО РАСЧЕТ: ПАРАМЕТРЫ УЧАСТКА СЕТИ : П О Т Е Р И : НЫЙ : ТОК : ЭНЕРГИЯ : МОЩНОСТИ ЭНЕРГИИ ПЕРИОД: А : КВТ.Ч КВТ X КВТ.4 : Z : 1991 79.000 : 74785.830 2.426 6.488 2952.200: 3.948 : 1992 79.790 : 75533.690 2.475 6.553 3011.539: 3.S87 : 1993 80.588 : 76289.020 2.524 6.618 3072.071: .4.027 : 1994 81.394 : 77051.910 2.575 6.684 3133.820' 4.087 : 1995 82.208 : 77822.420 2.627 6.751 3196.809- 4.108 : w № Рис. 2.2. Расчетная схема распределительной сети 0,33 кВ 2.4. Программа VYBORR выборочного метода оценки потерь электроэнергии в распре­ делительных сетях Q.38-10 кВ VYBORR. Назначение и краткая характеристика программы Программа VYB0RR /2, И/ предназначена для ориентировочной оценки суммарной величины потерь электроэнергии в генеральной со­ вокупности электрически» сетей 0.38-6-10 кВ с большим числом расп­ ределительных линий. Программа позволяет получить искомую величину потерь в распре­ делительных сетях рассматриваемого структурного подразделения Энергосистемы , электросетевого предприятия ) на основе поэлемент­ ных расчетов потерь, выполняемых для некоторой, небольшой по срав­ нению с общим объемом, части сети. В качестве исходных данных ( см. файлы VYB1.DAT и VYB2.DAT ) используются: полный перечень распределительных линий подразделе­ ния ( VYB1.DAT ), результаты поэлементных расчетов потерь электро­ энергии в распределительных' линиях представительной выборки (VYB2.DAT ), полученные на базе детерминированной топологической и режимной информации по программам DW1000 или DE10, и некоторые об­ щие данные (координаты рассчитываемой сети, суммарный отпуск энер­ гии и др.). В итоговых результатах расчета ( файл VYB2.RES ) имеем искомую суммарную величину потерь в районе в именованных единицах и в про­ центах и ее доверительный интервал. VYBORR. Основные методические сведения Основные методические положения алгоритма программы VYBQRR разработаны и подробно наложены в / 2 ,,11 /. Здесь отметим следу- щее. Расчеты по программе VYBORR носят вероятностный характер и вы­ полняются в два этапа. На первом этапе определяется заданный объем схем выборки ( файл VYB1.RES ), после чего расчеты по программе VYB0RR прерываются. Схемы выборки кодируются и рассчитываются по программе DW1000 ’( при расчете сетей 0.38 кВ ) или DE10 ( для се­ тей 6-10 кВ ). После этого работа программы VYBORR возобновляется - делается попытка распространения полученных результатов поэле- 137 ментных расчетов потерь в схемах выборки на всю сеть. Если она ус­ пешная ( выборка оказалась репрезентативней ), то определяется ис­ комая совокупная величина потерь ( файл VYB2.RES ). Если нет, то первоначальный объем выборки дополняется до получения представи­ тельного числа схем и расчеты продолжаются до получения результата требуемой точности и надежности. Следует отметить, что при расчете сетей 6-1.0 кВ в программе VYBORR могут использоваться три .различные аналитические оценки по­ терь: dWj dWsun“M*(---------- - )*Wsum г (2.30) W dWi-dWry N dW степенной закон ее изменения во времени S(t).расчетный период Т и естественный среднегодовой коэффициент прироста нагрузки а . По этим данным определяются нагрузки St но каждому году рас­ четного периода: t __ St - So * ( 1+ а ) , t = l.T (3.1) Получаем диапазон нагрузок Si - St .Из шкалы номинальных мощ­ ностей трансформаторов (25,40,63,100,160,250,400,630 кВА) выбира­ ются М трансформаторов.номинальная мощность Shom и нагрузочная способность которых соответствуют рассчитанному диапазону Si * ST: . Shom < Sx * ST b (3.2) U выбранных трансформаторов служат основой для отыскания опти­ мального плана замены трансформаторов на данной подстанции. Опти­ мальный план выбирается из 2 М-1 допустимых планов развития подс­ танции по минимуму приведенных затрат Построение планов осуществляется путем формирования логической матрицы L, элементами 1и которой являются нули и единицы.Одна строка матрицы соответствует одному плану. Она представляет собой нечетное десятичное число, вычисляемое по формуле 2 п - 1 , п - 1,2 и записанное в двоичной системе счисления.Единица в плане ука­ зывает на наличие трансформатора в плане, нуль - на его отсутс­ твие. Например,при М - 3 имеем три трансформаторные мощности Si ,52 и S3. Тогда 2 М-1 равно 4 и по формуле 2 п - 1 имеем четыре нечет­ ных числа - 1,3,5 и 7, которые в двоичной системе счисления имеют вид соответственно - 001,011,101 и 111. Матрица L в этом случае б^дет выглядеть: 152 I О 0 1 I I I I 0.1 1 I L = I I I 1 0 1 I I I I 1 1 1 I а матрица П допустимых планов замены траноформаторов (при при­ нятых выше условиях) имеет вид: 1 0 О S 3 I I I I О 32 Зз I П - ! I I Si 0 S-з I I I I Si S>2 S3 I Видно, что в первом плане предусматривается эксплуатация на ТП только одного трансформатора мощностью S3 ,во втором и третьем ва­ рианте - двух: S2, S3 и Si, S3, а в четвертом - трех: St, S2, S3. Во втором,третьем и четвертом вариантах необходимо искать вре­ мя замены i-ro трансформатора меньшей номинальной мощности на v-ю большую по техническим (перегрузка) или экономическим (минимум затрат) причинам. Сравнение планов выполняется по приведенным затратам, вычисля­ емым для каждого j варианта замены по формуле Г М t-t 3j« Е ( Е ( ( 3lit + d 3jivt ) ( 1 + Еип ) )) ,(3.3) t-1 J>i где x - год приведения затрат; Енп - коэффициент приведения затрат к году t; d3jivt- дополнительные затраты на демонтаж "старого" трансформатора, монтаж нового, транспортные расходы и' стоимость недоотпуска за время замены трансформаторов; 3jjt - затраты на трансформацию электроэнергии i-м трансформа­ тором в год t:. 153 Sfcj 3 m - ( Pa + Ptf ) Kji + I Poji * T + Pkaji * ( -----) X ] 3,(§j| Знэм т i здесь Pa - норма амортизационных отчислений; Рн - нормативный коэффициент эффективности капитальных вложений; Кj * - стоимость трансформатора; Р о л , Ркал* потери мощности х.х. и к.а,; Т - число часов в году; X - время потерь; Shouj i* номинальная мощность трансформаторов; в - стоимость 1 кВтЖч потерь. TRANS.Описание параметров В список переменных включены только исходные данные: NFILE - номер файла j РА - норма амортизационных отчислений, о.е.; PH - нормативный коэффициент эффективности капитальных влся»- ний; GP1 - коэффициент приведения затрат, о.е.; SP(1) - стоимость 1 кВт*ч потерянной энергии, руО/кВт*ч ; PRN(l) - коэффициент прироста электропотребления, о.е. { КР - расчетный период,лет ; K5S - число трансформаторов в стандартной шкале, от.; MB - первый год расчетного периода ; US? - наименование участка сети; М3 - количество питающих подстанций в участке сети ; PST - наименование подстанции ; KL - число отходящих линий ; UN0M - номинальное напряжение сети ; №. - номер линии ; N1 - номер начааа ветви ; N2 - номер конца ветви •, МАР - марка провода или признак абонентского трансформаторе (АБТП) ; DLS * длина ветви или мощность трансформатора ; NY • номер узла j 154 ТЕ - нагрузка узла,заданная максимальным током или отпуском энергии с шин 0,4 i 3 ТП ; ТМ - время использования максимальной активной нагрузки • GS -- коэффициент мощности. TRAN3. Правила подготовки данных Исходные данные описаны в том порядке,в каком они вводятся в память ЭВМ. В исходных данных выделяются: номер файла; информационная карта управления печатью; параметры задачи; параметры годстанции; параметры головного участка; параметры ветвей; параметры углов. Номер файла Номер файла перфорируется в отдельной отроке: позиции имя формат пример отроки переменной 1 NFILE И 1 Нормативно-справочная информация Нормативно-справочные показатели перфорируются в отдельной строке.Перфорация данных осуществляется следующим образом: позиции имя формат пример строки переменной 1-10 РА F10.0 0.063 11-20 PH F10.0 0.12 21-30 GRI F10.0 0.08 31-40 SP(1) F10.0 С. 02 41-50 FRM(l) F10.0 0.06 51-60 КР 110 15 61-70 K3S 110 9 71-80 Мй ПО 2000 155 Параметры задачи, параметры подстанции, параметры головногс участка линии, параметры ветвей и узлов готовятся так же? как и a m программы DE10, это означает, что файлы данных, подготовленные дл; программы DE10, можно использовать для расчетов программой TRAMS. Файл данных TRANS.DAT 3 1 ДАННЫЕ 1 ЛИНИЯ 1 ПОДСТАНЦИЯ 1 УЧАСТОК 5 ПЕЧАТЬ 0.053 0.12 0.08 0.02 0.1 15 21 2000 ЭНЕРГОСИСТЕМА СЕТИ ПЭС 1 ЭНГЕЛЬС110/10 1 10.0 0.4 Б 1159. 5. 26. 5. 1 10 А-70 0.5 10 30 -400. 10 11 А-70 0.9 И оС -30. и 12 А-70 0.6 12 3 -160. 12 13 А-70 0.4 13 4 -60. 13 14 А-70 1.15 14 5 -30. 14 15 А-70 0.2 15 16 АС-35 o.ie 16 б АБТП -100. 15 17 АС-35 0.35 17 18 АС-35 0,35 18 7 -160. 17 19 АС-35 о.е 19 9 -250. ** 4 -62.8 3000. 0.9 6 -41.6 3000. 0.9 9 -141.6 3000. о.э 2 -50. 3000. 0.9 30 -165. 3000. 0.9 3 -162. 3000. 0.9 5 -46 .6 3000. 0.9 7 -150.4 3000. 0.9 ** Файл результатов TRAMS.RFS (распечатки 1-4) NFILEfl ИНФОРМАЦИОННАЯ КАРТА УПРАВЛЕНИЯ ПЕЧАТЬЮ 1 ДАННЫЕ 1 ЛИНИЯ 1 ПОДСТАНЦИЯ 1 УЧАСТОК 5 ПЕЧАТЬ Норма амортизационных отчислений = .053 НОРМАТИВНЫЙ КОЭКЯЩИЕНТ КАПИТАЛЬНЫХ ВЛОЖЕНИЙ = . 120 КОЗШПИЕНТ ПРИВЕДЕНИЯ ЗАТРАТ - .08 166 Продолжение файла TRANS. RES СТОИМОСТЬ 1 КЁТ.Ч ПОТЕРЯННСЙ ЭНЕРГИЙ = .020 РУБ/КВТ.Ч КОЭМЙЦЙЕНТ ПРИРОСТА ЗЛЕКТРОПОТРЕЕЛЕНИЯ - .100 РАСЧЕТНЫЙ ПЕРИОД - 15 ЛЕТ ЧИСЛО ТРАНСФОРМАТОРОВ В СТАНДАРТНОЙ ШКАЛЕ - 21. ШТ. ГОД ОПТИМИЗАЦИИ - 2000 ГОД ПАРАМЕТРЫ ЗАДАЧИ ЭНЕРГОСИСТЕМА УЧАСТОК СЕТИ КОЛ-ВО ПОДСТАНЦИЙ В УЧАСТКЕ СЕТИ ЭНЕРГОСИСТЕМА СЕТИ ПЭС 1 ПАРАМЕТРЫ ПОДСТАНЦИИ НАИМЕНОВАНИЕ ПОД- ЧИСЛО DTXD- НОМИНАЛЬНОЕ НАПРЯ- СТАНЦИИ ИЛИ ЕЕ НОМЕР ДЯЩХ ЛИНИЙ ЖЕНИЕ ШИН,КВ ЭНГЕЛЬС 110/10 1 10.0 РАСПРЕДЕЛИТЕЛЬНАЯ ЛИНИЯ N-5 ИСХОДНАЯ ИНФОРМАЦИЯ О ВЕТВЯХ СХЕМЫ X О Л ЯЧЕСТВО ВЕТВЕЙ - 18 Продолжение файла TRANS.RES НОМЕР ШМЕР МАРКА ДЛИНА ВЕТВИ, КМ НОМЕР НОМЕР МАРКА ДЛИНА ВЕТВИ, КМ НАЧАЛА КОНЦА ПРОВОДА ИЛИ ШЛИ. ТР-РА НАЧАЛА КОНЦА ПРОВОДА ИЛИ МОЩН. ТР-РА ВЕТВИ ВЕТВИ С МИНУСОМ, КВА ВЕТВИ ВЕТВИ С МИНУСОМ, КВА « А 10 А-70 .50 10 30 -400.00 10 11 А-70 .90 11 2 -30.00 11 12 А-70 .60 12 3 -160.00 12 13 А-70 .40 13 4 -60.00 13 14 А-70 1.15 14 5 -30.00 14 15 А-70 .2 0 15 16 АС-35 .16 16 б АБТП -100.00 15 Yt АС- 35 .35 А Г*1 ( 18 АС-35 .35 18 7 -160.00 4 Г* 1 f 19 АС-35 .60 19 9 -250.00 ИСХОДНАЯ ИНФОРМАЦИЯ ОБ УЗЛАХ СХЕМЫ КОЛИЧЕСТВО УЗЛОВ- 8 НОМЕР ТОК ТП,-А время исп. коэмад. НОМЕР ТОК ТП.-А ВРЕМЯ ксп. коэмиц. УЗЛА ИЛИ ЭНЕР­ МАКС.НАТР. МОЩНОСТИ УЗЛА ИЛИ ЭНЕР­ МАКС.НАТР. МОЩНОСТИ ГИЯ, МВТ.Ч /ЧАС/ ГИЯ,мвт.ч /ЧАС/ 4 -62.8 3000. .30 б --41.6 3000. .90 9 -141.6 3000. .90 пС -50.0 3000. .90 30 -165.0 3000. .90 3 -162.0 3000. .90 5 -46.6 3000. .90 7 -150.4 3000. .90 ПАРАМЕТРЫ ОПТИМИЗАЦИИ ПЕРИОД КОЭФФИЦИЕНТ ПРИРОСТА СТОИМОСТЬ 1 КВТ.Ч ШТИМКЗАЦИИ ЗЛЕКТРОПОТРЕБЛЕНИЯ ПОТЕРЯННОЙ ЭНЕРГИИ ЛЕТ РУБ/КВТ,Ч Продолжение файла TRANS.RES Распечатка 1 15 .10 •02 НАИМЕНОВАНИЕ НОМЕР НОМЕР УСТАНОВЛ., ЗАГРУЗ­ РЕКОМЕНД. ГОДЫ- ПРИЧИНА НАГРУЗКА ЗАГРУЗ­ СНИЖЕНИЕЭКОНШ. ПОДСТАНЦИИ ЛИНИИ tn мощность КА ШДНОСТЬ ЗАМЕНЫ ЗАМЕНЫ КА ПОТЕРЬ ЭФФЕКТ ТР-РА ТР-РА ЭНЕРГИИ КВА % КВА А/КВА , х КВТ.Ч РУБ ЭНГЕЛЬС 110/10 5 30 400 №. 58 160 2000 165.0/114.3 71.45 -452.4 271.76 250 2010 ТЕХН 428.0/296.5 118.60 400 2014 ТЕХН 626.6/434.1 108.53 ЭНГЁЖС 110/10 5 г 30 115.47 40 2000 ТЁХН 50.0/ 34.6 86.60 697.8 47. S6 ЭНГЕЛЬС 110/10 5 о 160 70.16 250 2030 ТЕХН 420.2/291.1 116.45 -52.7 80.05 400 2014 ТЕХН 615.2/426.2 106.55 ЭНГЕЛЬС 110/10 5 4 60 72.52 63 2000 ТЕХН 62.8/ 43.5 6S.06 1526.7 104.58 ЭНГЕЛЬС 110/10 5 5 30 107.62 40 2000 46.6/ 32.3 SO. 71 782.7 51.75 ЭНГЕЛЬС 110/10 5 6 100 28.62 40 2000 41.6/ 28.3 72. ОЙ 112.5 24.43 Продолжение файла TRANS. RES о ЭНГЕЛЬС 110/10 5 7 160 65.13 250 £011 ТЕХН 429.1/297.3 118.92 -170.5 67.63 ЭНГЕЛЬС 110/10 5 9 250 39.24 160 2000 141.6/ 98.1 61.31 -168.1 40.62 250 2011 ТЕХН 404.0/279.9 111.98 Распечатка 2 РАСПРЕДЕЛИТЕЛЬНАЯ ЛИН ИЯ М-5 ПОДСТАНЦИЯ -ЭНГЕЛЬС U0/10 КОЛИЧЕСТВО УСТАНОВЛЕННЫХ ТРАНСФОРМАТОРОВ КВА 25 40 63 100 160 250 400 630 1000 20 30 50 100 135 180 240 320 420 560 750 1000 ШТ. 0 0 0 1 2 1 1 0 0 0 2 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 Распечатка 3 РАСПРЕДЕЛИТЕЛЬНАЯ ЛИН ИЯ N-5 ПОДСТАНЦИЯ -ЭНГЕЛЬС 110/10 КОЛИЧЕСТВО НЕОБХОДИМЫХ ТРАНСФОРМАТОРОВ ПО ГОДАМ РАСЧЕТНОГО ПЕРИОДА КВА 25 40 63 100 160 250 400 630 1000 ГОД 2000 О 3 1 О 4 0 0 0 О Продолжение файла TRANS.RES 2001 0 0 0 0 0 0 0 0 0 2002 0 0 0 0 0 0 0 0 0 2003 0 0 о о 0 0 0 0 0 2004 0 0 0 0 0 0 0 0 0 Распечатка 4 РАСПРЕДЕЛИТЕЛЬНАЯ ЛИН ИЯ N-5 ПОДСТАНЦИЯ -ЭНГЕЛЬС 110/10 К 1ЭЛИЧЕСТВО НЕОБХОДИМЫХ-'И ИЗБЫГОЧН Ы X «Г1' Р АН С Ф 0 РМ А ТОРОВ ПО ГОДАМ РАСЧЕТНОГО ЯЕ РИ 0 } КВА25 40 63 10Q 160 250 400 630 1000 20 30 50 100 135 130 240 320 420 550 750 1000 ГОД 2000 0 3 1 -1 2 -1 -1 0 0 0 -Е 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 2001 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 2002 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 2003 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 2004 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 <т> ы 3.2. Программа OPTIMA разработки оптимального плана замени проведав воадушных л и н и й OPTIMA. Назначение и краткая характеристик программы Программа OPTIMA /1 ,13/ предназначена для построения опти­ мальных планов замены проводов воздушных линий распределительных сетей 6-20 кВ. Планы строятся для выделенных участков линий. Это будут вое участки со стальными проводами и те, двигаясь по которым в направ­ лении от питающих шин линии к ее понижающим трансформаторам, сум­ марные потери напряжения больше допустимых. Это означает, что для выделенного участка величина потерь напряжения, вычисленная а виде разности суммарных допустимых потерь и расчетной суммы потерь на указанном путинна всех участках, кроме данного, будет отрицатель­ ной. В каждой плане ( файл OPTIMA.RES ) указаны: токовая нагрузка и провод, подвешенный на участке, а также сечение провода, рекомен­ дуемое к подвеске вместо установленного, и динамика его изменения в пределах принятого расчетного периода. В качестве исходной информации используются те же данные, что и в программе TRANS. Разница Судет лишь в нормативно-справочной информации. OPTIMA. Основные методические сведения Методические проработки по программе OPTIMA в полном объеме приведены в / 13 /. Здесь отметим следующее. 3 основу методики положен расчет режима распределительной сети С одновременной оптимизацией ( построением планов ) выделенных участков линии. Построение планов осуществляется как и в программе TRAWS - строится область допустимых планов, которые сравниваются между со­ бой по приведенным затратам, и по критерию минимума затрат опреде­ ляется оптимальный план замени провода на данном участке линии. 16 2 OPTIMA. Описание параметров В список переменны* включены только нормативно-справочные по­ казатели: РА - норма амортизационных отчислений, о.е.; РК - нормативный коэффициент эффективности капитальных вложений, о. е.; GPI - коэффициент приведения затрат, о. е.; DUD0R - допустимые потери напряжения в сети, 2; 31.К - коэффицизнт ликвидной стоимости, о. е.; SP(1) - стоимость 1 кВт.ч потерянной анергии, руб/кВт.ч; PRN(l)- коэффициент прироста здектропотребдеяия, о. в.; КР - расчетный период; К53 - число сечений проводов в стандартной шкале; Мб - год оптимизации. OPTIMA. Правила подготовки исходных данных Исходные данные для проведения расчетов по программе OFTIMA готовятся так же, как и для программы TRANS, кроме норматив­ но-справочной информации. Нормативно-справочная информация » = s s e . » * » « * * » » » * ■ » » * * ж » « * « * * = * * * * « » * = * Нормативно-справочные показатели перфорируются в отдельной строке.Перфорация данных осуществляется следующим обрагом: позиции ИМЯ формат пример строки переменной 1-10 РА F10.0 о.оез 11-20 PH F10.0 0.12 21-30 GPI F10.0 0.08 31-40 0U0QR F10.0 10.0 41-50 SLK F30.0 0 51-60 SPU) F10.0 0.02 61-70 PRNU) F10.0 0.1 71-72 КР 12 16 7 3-75 KSS 13 4 7 5-80 MS 15 2000 163 Параметры задачи, параметры подстанции, параметры головного участка линии, параметры ветвей и узлов готовятся так же,как и для программы DE10, это означает, что файлы данных, подготовленные для программы DE10,можно использовать для расчетов программой OPTIMA. Файл данных OPTIMA.DAT 1 1 ДАННЫЕ I ЛИНИЯ 1 ПОДСТАНЦИЯ 1 УЧАСТОК 5 ПЕЧАТЬ 0.063 0.12 0.08 10. 0. 0.02 0.1 15 4 2000 ВЕЛГЛАВЗНЕРГО УЧЕБНЫЙ 1 ЭНГЕЛЬС110/10 1 10.0 0.4 5 11Б9. ь. 26. 5. 1 2 A-S6 .60 41 42 -60.00 г 4 ПС-25 1.20 4 5 А-50 .40 5 6 А-35 .30 6 7 -30.00 5 8 А-35 1.40 8 9 А-35 1.40 9 10 -63.00 8 11 А-35 1.50 11 12 -63.00 11 13 А-35 .10 13 14 А-55 .20 14 15 -250.00 14 16 А-Зб .30 16 17 -100,00 10 13 А-35 1.20 18 19 -10.00 18 20 А-35 .0? 20 21 -40.00 4 22 А-35 2.40 22 23 А-25 ,01 23 £4 -63. GO 22 25 АгЗБ .80 25 26 -£5.00 25 *Т*»С/ А-35 .20 27 28 А 35 1.10 28 29 -10.00 27 30 А 35 1.00 30 31 -25.00 30 32 А-05 .7*0 32 33 -25.00 о о OiC. 34 А-35 .60 34 35 А-35 .20 35 36 -25.00 35 37 А-35 .70 37 38 -100.00 37 89 АС- 35 . 30 39 40 -03.00 34 41 А-35 1.23 13 140 -100.00 7 -190.8 3000. 0.9 10 -41..6 300G. 0.9 12 -41 .6 ЭООО. 0.9 140 -66. 3000. 0.9 15 -165. 3000. 0.9 17 -66. 3000. 0.9 19 -6.б XOG. 0.9 21 -28..4 3000. 0.9 24 -41 .6 3000. 0.9 26 -16.■ 5 ССЮО. G.9 29 -б.6 3000. 0.9 '•31 -16.■5 3000. 0.9 164 Продолжение файла OPTIMA.DAT 33 -160.5 3000. 0.9 38 -66. 3000. 0.9 40 -410.5 3000. О.Э 42 -35.6 3000. 0.9 36 -66. 3000. о.е ** Файл результатов OPTIMA.RES NFILE>1 ИНФОРМАЦИОННАЯ КАРТА УПРАВЛЕНИЯ ПЕЧАТЬЮ 1 ДАННЫЕ 1 ЛИНИЯ 1 ПОДСТАНЦИЯ 1 УЧАСТОК 5 ПЕЧАТЬ НОРМА АМОРТИЗАЦИОННЫХ ОТЧИСЛЕНИЙ * .053 НОРМАТИВНЫЙ КОЭФФИЦИЕНТ КАПИТАЛЬНЫХ ШШЕНИЙ - . 120 КОЭФФИЦИЕНТ ПРИВЕДЕНИЯ ЗАТРАТ = .08 ДОПУСТИМЫЕ ПОТЕРИ НАПЯКЕНИЯ -10.000 ПРЩ КОЭКИЩИЕНТ ликвидней СТОИМОСТИ * .ООО СТОИМОСТЬ 1 КВТ.Ч ПОТЕРЯННОЙ ЭНЕРГИИ .020РУВ/КВТ.Ч КОЭМИЦИЕНТ ПРИРОСТА ЭЛЕКТРОПОТРШЕНИЯ = . 100 РАСЧЕТНЫЙ ПЕРИОД » 15 ЛЕТ ЧИСЛО СЕЧЕНЙЙ ПРОВОДОВ В СТАНДАРТНОЙ ЖАЛЕ *= 4 ШТ. ГОД ОПТИМИЗАЦИИ - 2000 ГОД ПАРАМЕТРЫ ЗАДАЧИ ЭНЕРГОСИСТЕМА УЧАСТОК СЕТИ КОЛ-ВО ПОДСТАНЦИЙ В УЧАСТКЕ СЕТИ БЕЛГЛАВЭНЕРГО УЧЕБНЫЙ Продолжение файла OPTIMA.RES ПАРАМЕТРЫ ПОДСТАНЦИЙ НАИМЕНОВАНИЕ ПОД­ СТАНЦИИ ИЛИ ЕЕ НОМЕР ЧИСЛО ОТХО­ ДЯЩИХ ЛИНИЙ НОМИНАЛЬНОЕ НАПРЯ­ ЖЕНИЕ айн, кв УШАЧИ 2 ’0.0 РАСПРЕДЕЛИ ТЕЛ Ь Н А Я Л И К И Я N-505 ИСХОДНАЯ ИНФОРМАЦИЯ 0 ВЕТВЯХ С X КОЛИЧЕСТВЕ) ВЕТ В Е Я - 41 НОМЕР НОМЕР МАРКА ДЛИНА ВЕТВИ, КМ НОМЕР НОМЕР МАРКА НАЧАЛА КОНЦА ПРОВОДА ИЛИ МОЩН. ТР-РА НАЧАЛА КОНЦА ПРОВОДА ВЕТВИ ВЕТВИ С МИНУСОМ, КВА ВЕТВИ ВЕТВИ t 2 А-25 .60 41 42 2 4 ПС-25 1.20 4 5 А-50 5 6 А-35 .30 6 7 5 8 А-35 1.40 8 9 А-35 9 10 -63.00 8 11 А-ЗЕ 11 12 -63.00 11 13 А-35 13 14 А-35 .20 14 15 14 16 А-35 .30 16 17 ТР-РА С МИНУСОМ, КВА -60.00 .40 -30.00 1.40 1.50 .10 -£50.00 - 100.00 16 18 4 23 25 27 30 32 35 37 39 13 НСМ гая •1«? 15 Продолжениефайла OPTIMA. RES 18 А-35 1.20 18 19 -10.00 20 А-35 .07 20 21 -40.00 22 А-35 2.40 22 23 А-25 .01 24 -63.00 22 25 А-35 .80 26 -25.00 25 «V »С ./ А-35 .20 28 А-35 1.10 28 £9 -10.00 30 А-35 1.00 30 31 -25.00 32 А-35 70 32 33 -25.00 34 А-35 .60 34 ач А-35 .20 36 -25.00 35 37 А-35 .70 38 -100.00 37 39 АС-35 .30 40 -63.00 34 41 А-35 1.28 140 -100.00 .00 И С X ОДНАЯ ИНФОРМ А К И Я ОБ У 3 Л А X С X Е М Ь' КОЛИЧЕСТВО У 3 Л 0 В - 17 ток та,-а ВРЕМЯ ИСП, КОЭМЙЦ. НОМЕР ТОК ТП.-А ВРЕМЯ ИСП. КОЗИВД. ИЛИ ЭНЕР­ МАКС.НАТР. МОЩНОСТИ УЗЛА ИЛИ ЭНЕР­ МАКС.НАГР. М0ШН0СТ5 ГИЯ,ШТ.Ч /ЧАС/ ГИЯ, ШТ.Ч /'ЧАС/ -190.8 3000. .90 10 -41.6 3000. .30 -41.6 3000. .90 140 -66.0 ЭООО. .90 -165.0 3000. .90 17 -66.0 3000. .90 168 НАИМЕНОВАНИЕ ПОДСТАНЦИИ УШАЧЯ УШАЧИ Продолжение файла OPTIMA.RES 19 -6.6 3000. .90 21 -28.4 3000. .90 24 -41.6 3000. .90 26 -16.5 3000. .90 29 -6.6 3000. . 90 31 -16.5 3000. .90 33 -160.5 3000. .90 38 -66.0 3000. .90 40 -410.5 3000. .90 42 -35.6 ЭООО. .90 36 -66.0 3000. .30 .0 0. .00 П АРАМЕТРЫ ОПТ ИМ И 3 А Ц И И ПЕРИОД КОЭФФИЦИЕНТ ТРИРОСТА СТОИМОСТЬ 1 КВТ.Ч ОПТИМИЗАЦИИ ЗЛЕКТРОПОТРЕВЛЕКИЯ ПОТЕРЯННОЙ ЭНЕРГИИ ЛЕТ РУБ/КВТ.Ч 15 . 10 .02 НОМЕР НОМЕР НОМЕР УСТАВОВЯ. РЕКОМЕНД. ГОДЫ ПРИЧИНА НАГРУЗ- СНИЖЕНИЕ ИЗМЕНЕНИЕ ЭКОНОМ. ЛИНИИ НАЧАЛА КОНЦА МАРКА МАРКА. ЗАМЕНЫ ЗАМЕНЫ КА ПОТЕРЬ ЭКСПЛУАТ. ЭФФЕКТ ВЕТВИ ВЕТВИ ПРОВОДА ПРОВОДА ЭНЕРГИИ РАСХОДОВ ' 505 505 А-25 ПС-25 А-70 А-70 2000 2000 47 Л 40499.38 47.1 589308.30 325.47 5502.52 346.61 4384.56 4. НОРМИРОВАНИЕ ПОТЕРЬ ЭЖКТРОШШРГИИ В ШЕКТРИ- ЧЕСКИХ СЕТЯХ 4.1. Программа NORMA расчета нормативов потерь электроэнергии дня структурных подразделений энергосистемы N0RMA. Назначение и краткая характеристика программы Программа NORMA /1,14 /предназначена для расчета месячных (квартальных ) нормативов потерь электроэнергии электросетевым предприятиям энергосистемы путем распределения между ними заданно­ го месячного ( квартального ) общесистемного норматива. В качестве приоритетных исходных данных ( файл NOKMA.DAT ) ис­ пользуются - по энергосистеме в целом: распределяемый норматив потерь электроэнергии; суммарный коэффициент отчислений от капиталовложений; общее число структурных подразделений энергосистемы, участвующих в расчете; количество структурных подразделений энергосистемы, для которых выполняется расчет нормативов потерь, по каждому структурному подразделению: порядковый номер и наименование подразделения; отпуск энергии в сеть ( по отчетным данным ); отчетные потери электроэнергии; коэффициент эффективности мероприятий по снижению потерь в подра­ зделении; стоимость 1 кВт.ч потерянной электроэнергии. В результате работы программы на печать выдаются ( файл NOR МА.RES ) искомые нормативы потерь и их коэффициенты напряженности. NORMA. Основные методические сведения В основу методики нормирования потерь электроэнергии подчинен ным энергосистеме структурным подразделениям ( например, предпри­ ятиям электрических сетей - ПЭС ) положен принцип, когда вначале устанавливается величина потерь dWCH для энергосистемы в целом, а затем уже определяются нормативы потерь электроэнергии для каждого предприятия электрических сетей. При этом 169 н распределению между сетевыми предприятиями подлежит часть dWCB общесистемного норматива потерь dWCs, определяемая как н п я dWcD 1 ciWcH- S (dWi) , (З.Б) ш+1 где п - общее число структурных подразделений энергосистемы, участвующих в расчете; m - число структурных подразделении, не участвующих в распределении норматива. Для подравделений, не участвующих в распределении системного н норматива,норматив потерь dWi приравнивается к их отчетным потерям ОТЧ dWi за любой месяц ( квартал ): к отч _______ dW<-dWt, i=m+l,n . (3.6] Математически модель задачи имеет вид: m отч 3» Е (Рс * «i * di - «j * Bi) * dWj --> min, (3.7) 1 н И* отч dwcp ^E (1 - ttj) * dWj , ot > 0 (3.8) 41 где 3 - целевая функция ( суммарные приведенные затраты ); а - параметры оптимизации; Рс - суммарный коэффициент отчислений от капиталовложений; dj - коэффициент эффективности мероприятий по снижению потерь, определяемый по данным отчетного года. К руО ddW кВт.ч К - капзатраты на выполнение мероприятий по снижению потерь ddW в отчетном году ( приближенно коэффициент d можно определить как. 170 di= ------- , где dW% - отчетные потери в процентах отч за рассматриваемый месяц сМ. или квартал- ; Pi - стоимость потерь электроэнергии. В результате решения сформулированной задачи определяются па­ раметры оптимизации <*(*), обеспечивающие минимум функции 3, на ос­ нове которых рассчитываются искомые нормативы потерь: отч __ dWj •> (l-ai(*))*dWi, 1=1,го , и вычисляются нижние и верхние границы их доверительных интер­ валов, а также коэффициенты напряженности нормативов: отч dWi 1 Rt ------------ « ---------- • , н dWi l-otj Разработанная математическая модель обеспечивает сбалансиро­ ванность нормативов потерь, т. е. П н и £ (dWj) - dWc • го+1 NORMA. Описание переменных В список переменных включены только те имена, которые относят­ ся к исходным данным: VARS - номер варианта расчета ; RR - время расчета РЕО - наименование системы •, PLG0D - год расчета ; DWSDIR - норматив потерь электроэнергии по энергосистеме в целом, млн. кВт.ч. ; PS - суммарный коэффициент отчислений от капиталовложений; N ~ общее число структурных подразделений энергосистемы, 171 100 участвующих в расчете ; М - число структурных подразделений энергосистемы, для которых выполняется расчет нормативов потерь; NPOR - порядковый номер подразделения ; P0DRA3 - наименование подрааделения ; WDCO - отпуск энергии в сеть ( по отчетным данным ), млн. кВт.ч. v DWSO - отчетные потери электроэнергии, млн. кВт.ч ; А - коэффициент эффективности мероприятий по снижению потерь в подразделении, руб./кВт.ч ; ВЕТТА - стоимость 1 кВт.ч потерянной электроэнергии, коп./кВт.ч. NORMA. Правила подготовки исходных данных В исходные данные входят: номер варианта расчета ( одна строка ); время расчета f одна строка ); оСвде данные ( одна строка ); число подразделений ( одна строка ); данные по подразделениям ( N строк ); ** - признак конца файла Перфорация данных выполняется следующим образом: Номер варианта расчета В дайной модификации программы номер варианта расчета всегда один - 1 вариант расчета. Перфорируется г, позициях строки дисплея 1-20: 3 FuiMAT (5А4): позади имя призср СТРОКИ ПЕРЕМЕННОЙ 1-20 VARS 1 вариант расчета Время расчета 298 FORMAT(S0A4): ПОЗИЦИИ ИМЯ ПРИМЕР 172 СТРОКИ ПЕРЕМЕННОЙ 1-80 KR март 1332 Г. Общие данные «эзяаеж г 270 FORMAT(4А4,4Х,14,5Х, 4F10.0): позиции ИМЯ ПРИМЕР СТРОКИ ПЕРЕМЕННОЙ 1-18 РЕО ЭНЕРГОСИСТЕМА "П" 21-24 PLG0D 1992 30-39 DWSDIR 90. 40-49 PS оле Число подразделений 271 c a s K S & f t S S 9 i t f w s e s B B 4 F0RMAT(I2,1X,12) ПОЗИЦИИ ИМЯ ПРИМЕР СТРОКИ ПЕРЕМЕННОЙ 1-2 N 3 4-5 М 2 Данные по подразделениям Данные об одном подразделении перфорируются в одной строке дисплея. Число строк данных всегда равно N. В конце файла данных перфорируются две звездочки - **. Структура одной строки данных по подразделениям определяется форматом: 234 FORMAT(12,1Х.4А4,1X.4F1Q.0); ПОЗИЦИИ ИМЯ ПРИМЕР' СТРОКИ ПЕРЕМЕННОЙ 1-2 NPGR 1 4-19 P0DRAS ПОДРАЗДЕЛЕНИЕ-1 21-30 W0C0 600. 31-40 W S 0 30. 41-60 А 3. 51-60 ВЕТТА 1.8 173 1 7 4 Файл данных NORMA.DAT 1 ВАРИАНТ РАСЧЕТА 1 КВАРТАЛ ЙООО ГОДА ЭНЕРГОСИСТЕМА "П 2000 SO. 00 .16 3 2 1 ПОДРАЗДЕЛЕНИЕ-1 500.0 30.0 3.0 1.8 2 ПОДРАЗДЕЛЕНИЕ-2 400.0 £0.0 8.0 1.8 3 ЦЕНТР. РЕЗЕРВ 1250.0 50.0 .0 .0 »*nt- Файл результатов NORMA.RES РАБОТАЕТ ПРОГРАММА NORMA1 РАСЧЕТА НОРМАТИВОВ ПОТЕРЬ ЭЛЕКТРОЭНЕРГИИ 1 ВАРИАНТ РАСЧЕТА. ВЫПОЛНЯЕТСЯ РАСЧЕТ НОРМАТИВНЫХ ЗАДАНИЙ ПО ПОТЕРЯМ ЭЛЕКТРОЭНЕРГИИ С УЧЕТОМ ЭФФЕКТИВНОСТИ МЕРОПРИЯТИЙ по снишдаю потерь .УТВЕРЖДАЮ ГЕНЕРАЛЬНЫЙ ДИРЕКТОР ПЭО ЭНЕРГОСИСТЕМА "П Пр о д о л ж е н и е фа йл а NO RM A. R E S § ffl л О н и >1 3 8 СП в а ь о и « я й -гН В Я N I « Я . . Я U0 й » со и иэ И И Й R I >• S ° я s 8 а. н Ж W 8 8 к II в Н п Н и Н II II Й И U « N N й 11 я И п К я п » и 1 н в я 1 « в » я и II й к II 1 II 1 я 1 я 41 1 А 1 ff и П п Н л II к 11 1Г И в » II н Я» в II я й и » • п к и II Й и и и Й н я н * л N * я 9 я й к ч к If If в R в Я ч it II в в s А If » II 11 а К н И и N к Й в а н п ч « в 11 я» № II п й ц II II « п я !' 1 II 11 н и II к н я 11 я и R 1 Я !1 п к и к 1 п н п ц и й 11 « н » !1 и 11 | II л II II и и я О) isсо о й со8 К S 8 СО 176 Литература 1. Шепелев Г.Е.,Шапиро И.З., Фурсанов М.И. Совершенствование системы планирования потерь электроэнергии и мероприятий по их снижению в электрических сетях энергосистем. -Минск:БелНИИНТИ, 1981.-38с. 2.Поспелов Г.Е., Шапиро И.З., Фурсанов М.И. Лришненеяие вычис­ лительной техники для расчета, снижения и планирования технологи­ ческого расхода электроэнергии в электрических сетях.-Минск:БПИ,1937.- 89с. 3. Каялов Г.М. Определение потерь энергии в электрической сети по средним значениям нагрузок в ее у алая// Электричество - 1976,-N6,- С. 19-24. 4. Анисимов Л.П, Левин М.С., Пекелис 8.Г. Методика расчета потерь энергии в действующих распределительных сетях // Электричество.- 1975,-N4,- С. £7-30. 5. Фурсанов М.И., Поспелов Г.Е., Шапиро И.З. Алгоритм и программа вероятностно-статистического эквивалентирования электрических сетей на ЕС ЭВМ/ Информационный листок.-Минск: БелНШНТИ, 1985. 6. Гмурман В.Е. Теория вероятностей и математическая статистика: Учебное пособие для вузов. 4-е иод,, доп.- М.: Высш. школа, 1972,- 368 о. 7. Математическая статистика: Учебник / Б.М.Иванова, Б.Н.Калинина, Л.А.Нешумова и др. - Е-е изд., перераб. и доп. - М.: Высш. школа,. 1981.-371 с. 8. Фурсанов Й.И., Поспелов Г.Е., Шапиро И.З. Алгоритм и программа для расчета режимов эквивалентны»: параметров электрических сетей на ЕС ЭВМ/ Информационный листок.-Мн.: БелНШНТИ, 1985. 9. Фурсанов М.И., Сыч Н.М., Уласевич А.Ф. Прогнозирование и ана­ лиз потерь анергии и режимов в распределительных электрических се­ тях 6-35 кВ на ЭЦВМ БЭСМ-4 (М-££0) /Изв. вузов СССР // Энергетика 1974 ,-Ц 6. 10. Фурсанов М.И., Сыч Н.М., Уласевич А.Ф. Расчеты потерь энергии и режимов в электрических сетях до 1000 В при неполной исходной ин­ формации/ Изв. вузов СССР//Энергетика,-1976.-N 8. 11. Фурсанов М.И., Уласевич А.Ф. Эффективность оценки потерь элект роэнергии в распределительных сетях методом статистичских испыта­ ний/ Изв. вузов &СР // Энергетика.- 1938.-N 1. 12. Фурсанов М.И. Планирование замены трансформаторов в распредели тельных сетях / Иав. вузов СССР// Энергетика. - 1983.-N 7. 177 13. Фурсанов М.И. Методика планирования замены проводоЕ воздушных линий в распределительных сетях/Язв. вузов СССР // Энергетика.- 1965.-N 1. 14. Фурсанов М.И., Шапиро И.З. Математическое обеспечение для нор мирования потерь анергии в электрических сетях предприятий элект­ рических сетей энергосистемы "Пенааэнерго": Научно-технический отчет, Минск, 1992. 15. Брич З.С. и др. Фортран 77 для ПЭВМ ЕС: Справ. иэд./З.С. Брич, Д.В. Капилевич, Н.А. Кпецкова - М.:Финансы и статистика, 1991. - 288 с. ;илл. 178 Содержание В в е д е н и е ....................................................................................... 3 1. КОМПЛЕКС АЛГОРИТМОВ И ПРОГРАШ ДЛЯ ИНТЕРВАЛЬНОЙ ОЦЕНКИ ПОТЕРЬ ЭЛЕКТРОЭНЕРГИИ В ЭЛЕКТРИЧЕСКИХ СЕТЯХ 6-10 кВ .......................... !............... 4 1.1 Краткая характеристика комплекса для оценки потерь в электрических сетях 6-10 кВ .......... 4 1.2 Программа VYBOR формирования случайной выборки схем распределительных линий..... ...................... 5 1.3 Программа REKVIN расчета индивидуальных экви­ валентных сопротивлений распределительных йетей ................................................... 10 1.4 Программа VSM построения и анализа регрессионных моделей эквивалентных сопротивлений ................... .23 1.5 Программа REKVIS расчета обобщенных эквивалентных сопротивлении электрических сетей ......................39 1.6 Программа TERAS расчета величины, оценки погреш­ ностей и доверительных интервалов потерь электро­ энергии в электрических оетях 6-10 кВ.................. 60 2. АЛГОРИТМЫ И ПРОГРАММЫ ДЛЯ ОЦЕНКИ РЕЖИМОВ И ПОТЕРЬ ЭЛЕКТРОЭНЕРГИИ В РАЗОМКНУТЫХ ЭЛЕКТРИЧЕСКИХ СЕТЯХ НА ОСНОВЕ ДЕТЕРМИНИРОВАННЫХ ИСХОДНЫХ ДАННЫХ............... 89 2.1 Программа REGIMR расчета режимов и обобщенных эквивалентных сопротивлений разомкнутых электри­ ческих сетей 6-220 кВ............................ ....... 89 2.2 Программа DE10 детерминированной оценки режимов, потерь мощности и энергии в разомкнутых электри­ ческих сетях 6-10 кВ . ...........106 2.3 Программа DW1000 поэлементных расчетов потерь энергии в электрических сетях 0.38 кВ.................. 126 2.4 Программа VYB0RR выборочного метода оценки потерь электроэнергии в распределительных сетях 0.38-10 кВ .- 137 3. АЛГОРИТМЫ И ПРОГРАММ ДЛЯ ПЛАНИРОВАНИЯ ОПТИМАЛЬНОГО РАЗВИТИЯ РАЗОМКНУТЫХ ЭЛЕКТРИЧЕСКИХ СЕТЕЙ ........ ......151 3.1 Программа TRAN5 построения оптимального плана замены трансформаторов в распределительных сетях 6-10 кВ......151 3,-2.Программа OPTIMA разработки оптимального плана замены 179 проводов воздушных линий ..................... ........ 162 4. НОРМИРОВАНИЕ ПОТЕРЬ ЭЛЕКТРОЭНЕРГИИ В ЭЛЕКТРИЧЕСКИХ СЕТЯХ .................. ................................. 169 4.1 Программа NQRMA расчета нормативов потерь электро­ энергии для структурных подразделений энергосистемы • • - 169 Л и т е р а т у р а................................... ....... I77 Учебное издание ФУРСАНОВ Михаил Иванович АЛГОРИТМ.! И ПРОГРАММЫ ДЛЯ ОЦЕНКИ РЕЖИМОВ, НОРМИРОВАНИЯ И СНИЖЕНИЯ ТЕХНОЛОГИЧЕСКОГО РАСХОДА ЭЛЕКТРОЭНЕРГИЙ В РАЗОМКНУТЫХ ЭЛЕКТРИЧЕСКИХ СЕТЯХ . Учебно-методическое пособие по разделу курсов "Электрические система и сети", ^ "Оптимизация режимов энергосистем", "Основы вксплуатацни аиергосистеи" Редактор Г.В.Шаркинз. Корректор МЛ,Антонова Подписано в печать 06.01.95. Формат 66x84^/16- Бумага тип.# 2. Офсет, печать, Уол.аеч.л. 10,?. Jv.-иэд.л. 8.2. Тир. 130. Звк. 70.________ Белорусская государственная политехническая вкеяемия. Отпечатано на porecrpmrrv ляп*, .220027, Минск, пр. 4. Скорины, 65.