Презентація учасника VIII Міжнародної літньої ядерної школи, яка пройшла на Рівненській АЕС у липні 2019 року

1. ОПТИМІЗАЦІЯ ПОТОКІВ РЕАКТИВНОЇ ПОТУЖНОСТІ
В ЛОКАЛЬНИХ ЕЛЕКТРИЧНИХ СИСТЕМАХ
ІЗ ВІДНОВЛЮВАНИМИ ДЖЕРЕЛАМИ ЕЛЕКТРОЕНЕРГІЇ
Вінницький національний технічний університет
Доповідач:
Асистент каф. “Електричних станцій та систем”
Півнюк Юрій Юрійович

2. Централізоване електропостачання
ЕЛЕКТРИЧНІ СИСТЕМИ З ВІДНОВЛЮВАНИМИ
ДЖЕРЕЛАМИ ЕЛЕКТРОЕНЕРГІЇ
Комбіноване електропостачання –
з центалізованими та відновлюваними
джерелами електроенергії
2

3. СХЕМА ПРИЄДНАННЯ ВІДНОВЛЮВАНИХ ДЖЕРЕЛ ЕНЕРГІЇ
ДО ЕЛЕКТРИЧНИХ МЕРЕЖ 10 КВ
3

4. ЗАСТУПНА СХЕМА ЕЛЕКТРИЧНОЇ МЕРЕЖІ
ІЗ ЗМІШАНИМ ЕЛЕКТРОПОСТАЧАННЯМ
4
де 1 – електроенергетична система (ЕЕС); 2 – трансформатор 110/10 кВ; 3 – мала гідравлічна
електростанція (МГЕС); 4 – сонячня електростанція (СЕС); 5 – компенсуюча установка (КУ);
6 – вітрова електростанція (ВЕС); 7 – локальна електрична система (ЛЕС);
8 – районна електрична мережа (РЕМ).

5. 5Сучасні засоби керування реактивною потужністю
SVC і STATCOM, на відміну від синхронних компенсаторів, конструктивно
не є синхронними двигунами, але їх відносять до категорії динамічних пристроїв через високу
швидкість відгуку і змінну потужність на виході з пристрою.
SVC є об’єднання звичайних конденсаторів та індуктивностей з високошвидкісними
комутаторами (зазвичай — напівпровідниковими керованими семісторами), що дозволяє
здійснювати регулювання більш плавно, ніж статичними батареями.
STATCOM — твердотільні силові електронні пристрої, такі ж як сонячні інвертори, але
розташовані поза масиву сонячної електростанції. Вони здатні поглинати і генерувати
реактивну енергію, змінюючи напругу, числове значення якої буде більше або менше напруги
на загальній шині.
З огляду на те, що вартість інверторів падає в три-чотири рази швидше, ніж вартість
традиційних компенсаторів реактиву, їх застосування для цих завдань з кожним роком зростає
і в перспективі вони повністю витіснять інші компенсаційні установки.

6. 6
Сучасні інвертори можуть мати кілька вбудованих функцій, за допомогою яких можливе
здійснення наступних стратегій на рівні інверторів:
- Підтримка постійного коефіцієнта потужності. Зазвичай інвертори працюють при
коефіцієнті потужності, що дорівнює одиниці, але їх можна налаштувати таким чином, щоб
підтримувався менший коефіцієнт (за умови, що уставлений параметр має бути в робочому
діапазоні використовуваної моделі);
- Підтримка постійної реактивної потужності — незалежно від рівня активної потужності,
що виробляється самою системою;

7. 7
ОСНОВНІ ПОЛОЖЕННЯ ОПТИМІЗАЦІЇ ПЕРЕТІКАНЬ
РЕАКТИВНОЇ ПОТУЖНОСТІ В ЛЕС З ВДЕ
Коефіцієнт потужності cosφ ВДЕ знаходиться в межах: від 0,995 (індуктивне
перезбудження) до 0,995 (ємнісне недозбудження). Знайдемо діапазон регулюванню реактивної
потужності ВДЕ:
(7.1)
Таким чином діапазон регулюванню реактивної потужності ВДЕ: 10%. Відповідно ВДЕ
можуть покривати реактивне навантаження споживачів РЕМ. При цьому величина втрат
активної потужності на передачу і генерацію реактивної в мережах енергопостачальної
компанії (ЕК) та ВДЕ
(7.2)
де – реактивні потужності, які передаються споживачам відповідно від ЕК та ВДЕ;
– питомі втрати активної потужності при генерації реактивної ВДЕ; σ, δ – еквівалентні
економічні характеристики ЕК, які визначають втрати активної потужності в мережах ЕК при
передачі по них потужності ; r – активний опір лінії, яка з’єднує ВДЕ з вузлом мережі ЕК;
– номінальна напруга електричної мережі.
Оптимальна величина визначається по мінімуму функції (7.2) з врахуванням як
(7.3)
Таким чином діапазон регулюванню реактивної потужності ВДЕ: 10%. Відповідно ВДЕ
можуть покривати реактивне навантаження споживачів РЕМ. При цьому величина втрат
активної потужності на передачу і генерацію реактивної в мережах енергопостачальної
компанії (ЕК) та ВДЕ
1,0995,01)(cos1 22
=−=− ϕ
r
U
Q
QQ
2
QP 2
н
2
вде
вдепит
2
екек +++= ∆
σ
σ∆
2
н
питсп0
вде
U
r
2
Q
Q
+
−+
=
δ
∆δσ
пит∆
екQ вдеQ
екQ
нU
вдеQ допвде QQ ≤

8. 8
Розрахункова схема компенсації реактивної потужності:
Qек, Qрде – реактивні потужності, які передаються споживачам, відповідно, від ЕК та ВДЕ;
Qсп – реактивне навантаження споживачів впродовж проміжку Δt; Dрде – технічні
характеристики ВДЕ; Dек – технічні характеристики еквівалентного джерела реактивної
потужності (ЕМ ЕК); r – активний опір лінії, яка з’єднує РДЕ з вузлом живильних ЕМ.
Аналіз можливості компенсації реактивної потужності за
допомогою ВДЕ
Розглянемо перевагу такої компенсації для елементарної схеми:
Як видно з приведених характеристик ВДЕ доцільно використовувати для компенсації
реактивної потужності.
Dвде = 0,002 – 0,005 кВт/кВар;
Dек = 0,017 – 0,05 кВт/кВар.

9. 9
МОДЕЛЬ ОПТИМІЗАЦІЇ ПЕРЕТІКАНЬ РЕАКТИВНОЇ ПОТУЖНОСТІ
В ЛЕС З ВДЕ ЗА ВІДНОСНИМИ СПАДАМ НАПРУГИ
Спад напруги на ділянці ЕМ: (9.1)
де I – повний струм навантаження; – відповідно активна та реактивна складова
спаду напруги.
Активну складову спаду напруги в свою чергу можна записати як
(9.2)
де – активна та реактивна складові повного струму навантаження I; –
спади напруги, зумовлені протіканням відповідно активного та реактивного струмів, на опорі
R.
Характеристика відносних спадів напруги
Рисунок 9.1 – Заступна схема розрахункової мережі: С – енергосистема; ΔUR – активна складова
спаду напруги; R,X – активний та індуктивний опори ЕМ; P, Q – активне та реактивне
навантаження ЕМ
,R XU IR jIX U j U∆ = + = ∆ + ∆&
R XU , U∆ ∆
,R aр aR pRU I R jI R U j U∆ = + = ∆ + ∆&
,aрI I ;aRрRU U∆ ∆

10. 10
На рис 10.1 приведені векторні діаграми напруг, які дозволяють знайти спад напруги ΔUpR:
Рисунок 10.1 – Векторні діаграми спаду напруги на повному (Z) (а) і на активному (R) (б)
опорах ЕМ.
sin cos .рRU I Z ϕ φ∆ = × × ×
Розглянемо економічний зміст величини ΔUpR. Для цього знайдемо втрати потужності, які
створює реактивне навантаження Q:
рR
Q
P U
U
∆ = ∆ × sin cos
Q
P I Z
U
∆ = × × × ×ϕ φ
Якщо врахувати, що – відносний спад напруги, а то (2.24) запишеться як*
U
U
U
∆
∆ =
(10.1)
(10.2)або
U I Z∆ = ×
*P d U Q∆ = ×∆ × (10.3)
d sin cosϕ φ= ×де
З формули (10.3) видно, що величина характеризує не тільки відхилення напруги, а і питомі
втрати активної потужності при передачі реактивної, тобто .*D d U= ×∆

11. 11
Зміна реактивної потужності приводить до зміни не тільки втрат, але і до зміни рівнів напруги
у ЕМ, і при розрахунку компенсації реактивної потужності необхідно враховувати як перший,
так і другий фактори. Як було показано відносні спади напруги визначають питомі втрати
активної потужності від передачі реактивної, то при розрахунку послідовності установлення КУ
у першу чергу їх необхідно установлювати у вузлах із максимальним значенням ΔU*. Відповідно
цього положення розглянемо оптимізацію процесу впровадження КУ.
Максимальне зниження втрат на m-му етапі установлення КУ у ЕМ визначається перебором
усіх можливих місць установлення КУ
(11.1)
При переборі здійснюється перевірка виконання обмежень.
1. Неможливість зворотних перетоків реактивної потужності на q-му етапі розрахунку
де q – поточний етап розрахнку.
2. Величина потужності на q-му етапі розрахунку узгоджується з фінансовими можливостями
мережі:
де Вз – задана величина коштів, яка визначає задану величину потужності КУ Qкз.
Розрахунок компенсації реактивної потужності за відносними спадами напруги
*j *i
n
max
i 1
U max( U ),∆ ∆
=
=
1
,
q
kif i
f
Q Q
=
<∑ (11.2)
з
1 1= =
≤∑∑
nq
kif k
f i
Q cВ (11.3)

12. 12
Розширено математична модель перебору на f-му етапі розрахунку буде мати вигляд:
(12. 1)
*1 *1 *2 *3 * *1 *
*2 *1 *2 *3 *4 * *2 *
max *3 *1 *2 *3 *4 *5 * *3 *
*
, , ,...., ; ;
, , ,...., ; ;
, , , ,...., ; ;
.......................................
доп
n
доп
n
доп
n
f
Uякщо U U U U U U
Uякщо U U U U U U U
Uякщо U U U U U U U UU
∆ ∆ > ∆ ∆ ∆ ∆ ≤ ∆
∆ ∆ < ∆ > ∆ ∆ ∆ ∆ ≤ ∆
∆ ∆ ∆ < ∆ > ∆ ∆ ∆ ∆ ≤ ∆∆ =
* * * 2 * 1 * * 1 * 2
* *n *
,
.................................................
, ,...., , , ,
...., ; ;
n n n n n n n n
доп
n n
Uякщо U U U U U U
U U U
− − − + +
+








∆ ∆ ∆ ∆ < ∆ > ∆ ∆

∆ ∆ ≤ ∆
де – допустиме значення відносних втрат напруги на ділянці ЕМ.
На всіх етапах установлення КУ проводиться аналогічний перебір. Кількість етапів
визначається як
n
i
i 1
kif
Q
m .
Q
=
=
∑
доп
*
U∆
(12.2)

13. 13Еквівалентування живильних електричних мереж за відносними спадами напруги
Використовуючи вказані спади напруги, знайдемо втрати активної потужності від протікання
реактивних потужностей для довільної схеми ЕМ. Втрати активної потужності в s-ій вітці
R-схеми зі спадом напруги і струмом визначаються якpRsU∆ psI
sрRs рsP U I .∆ ∆= × (13.1)
Якщо врахувати, що , торRs s s sU U sin cos∆ ∆ ϕ φ= × ×
s s sрsP d U I ,∆ ∆= × × (13.2)
де – повний спад напруги на s -ій вітці ЕМ;
Сумарні втрати активної потужності в ЕМ
sU∆ s s sd sin cosϕ φ= ×
t
в рP (В U ) I ,Σ∆ ∆= × ×
(13.3)
де В – стовпчикова матриця, елементи якої ds розраховуються для кожної вітки ЕМ;
- матриця спадів напруги від протікання повних струмів; – стовпчикова матриця повних
струмів в вітках ЕМ; – діагональна матриця повних опорів віток; Iр – стовпчикова матриця
реактивних струмів у вітках ЕМ.
в вU = I Zν∆ ×
вI
vZ
Матриця Iр визначається як р QI C J ,= × (13.4)
де C – матриця коефіцієнтів розподілу навантажень вузлів ЕМ; – матриця реактивних
навантажень вузлів ЕМ; – діагональна матриця напруг в вузлах; – матриця реактивних
навантажень вузлів.
Таким чином
1
Q dJ U Q−
= ×
dU Q
( )t 1
в dPВ U C U Q.Σ∆ ∆ −
= × × × × (13.5)

14. 14
Відповідно матриця C для заступної R – схеми визначається як
(14.1)( )
11 1 ,T TC R M M R Mv v
−− −= × × × ×
де – діагональна матриця активних опорів схеми; M – матриця з’єднань ЕМ.Rv
Матриця повних струмів у вітках визначається як
-1
в dI M J = M U S,= × × ×
(14.2)
де J, S – матриця повних відповідно струмів і потужностей навантажень вузлів ЕМ.
В результаті одержимо:
( )
1
-1 t 1 T 1 T 1
д v v v dP (В M U S Z ) R M M R M U Q.Σ∆
−
− − −
= × × × × × × × × × × × (14.3)
Тобто матриця ЕЕРП:
( )
1
-1 t 1 T 1 T 1
е d v v v dD (В M U S Z ) R M M R M U .
−
− − −
= × × × × × × × × × (14.4)
Аналіз (14.4) показує, що розрахунок ЕЕРП по запропонованому методу базується на даних про
схему ЕМ ЕК, її параметри та величин напруг у вузлах ЕМ і не залежить від їх реактивних
навантажень.

15. 15Еквівалентування живильних електричних мереж за допомогою
коефіцієнтів розподілу втрат
Знайдемо втрати, які створюють відповідно реактивні навантаження Q1 і Q2 :
(15.1)
(15.4)
Q1
Q2
0
1
2R2
R1
С
1
1
11
U
Q
UP ⋅= ∆∆
1
2
22
U
Q
UP ⋅= ∆∆
Якщо врахувати, що і – відносні спади напруги, то (2.24) перепишеться:
1
1
1
U
U
U
∆
∆ =∗
2
2
2
U
U
U
∆
∆ =∗
111 QUP ⋅= ∗∆∆ 222 QUP ⋅= ∗∆∆ (15.2)
Останні вирази перепишемо з врахуванням коефіцієнтів розподілу сумарного навантаження
:21 QQQ +=
QcUP 111 ⋅⋅= ∗∆∆ QcUP 222 ⋅⋅= ∗∆∆
Q
Q
c 1
1 =
Q
Q
c 2
2 =
(15.3)
де
В загальному вигляді втрати потужності в s-ій вітці від реактивної потужності i-го вузла можуть
бути визначені:
*is i is iP U c Q∆ = ∆ × ×

16. 16
Оскільки величина визначається аналогічно коефіцієнту розподілу втрат ,
то для розрахунку ЕЕРП можливо і доцільно використовувати метод розрахунку
коефіцієнтів розподілу втрат. В цьому випадку втрати, які створює навантаження Qi в
s-ій вітці електричної мережі можна представити таким чином:
*i isU c∆ × ist
is is iP t Q∆ =
(16.1)
де – іs-ий елемент матриці коефіцієнтів розподілу втрат T.ist
У формулі (16.1) показано, що коефіцієнт показує частку втрат активної потужності в s-ій
вітці від реактивного навантаження i-го вузла Qi. Відповідно частка втрат в електричній мережі,
яка зумовлена реактивним навантаженням Qі , визначиться як
ist
1
b
i i is
s
P Q t
=
∆ = ∑ i i iP T Q∆ =або
де – сума елементів s-го стовпця матриці Т коефіцієнтів розподілу втрат потужності в
мережі; s=1… b; b – кількість віток в електричній мережі.
Тобто Ti=Di.
(16.2)
1
b
i is
s
T t
=
= ∑
Розглянемо детальніше зв'язок матриці коефіцієнтів розподілу втрат з ЕЕРП. Матриця
коефіцієнтів розподілу втрат для довільної електричної схеми має наступний вигляд :
1
dE
T
y UCMUT −
⋅⋅⋅= (16.3)
де – транспонована матриця вузлових напруг мережі; ME – перша матриця з’єднань мережі;
C – матриця коефіцієнтів струморозподілу; – обернена діагональна матриця вузлових
напруг.
T
yU
1
dU −
Підставивши (16.3) у матрицю коефіцієнтів струморозподілу С і одержимо матрицю ЕЕРП:
1
d
1T1T1
E
T
y U)MRM(MRMUTD −−−−
⋅⋅⋅⋅⋅⋅== νν
(16.4)

17. 17
Забезпечення балансу (заданого графіку споживання)
реактивної потужності у ЛЕС з ВДЕ
cosφ tgφ cscφ Q'*
1,00 0 ∞ ∞
0,99 0,14 7,1 50,7
0,98 0,20 4,9 24,5
0,97 0,25 3,9 15,6
0,96 0,29 3,3 11,4
0,95 0,33 2,9 8,8
0,94 0,36 2,6 7,2
0,93 0,40 2,3 5,7
0,92 0,43 2,1 4,9
0,91 0,45 2,0 4,4
0,90 0,48 1,9 3,9
0
10
20
30
40
50
60
0,14 0,25 0,33 0,4 0,45
tg φ
%
Q'*
csc φ
,csc
)(cosd
)tg(d
ϕ=
ϕ
ϕ
.
tg
csc
)(cosd
dQ
Q'*
ϕ
ϕ
=
ϕ
= ∗
Порівняльні числові характеристики

18. 18
Забезпечення заданого графіку реактивноого навантаження у
ЛЕС з ВДЕ
Забезпечення заданого графіку реактивного навантаження зводиться до
забезпечення окремих його ступенів.
Розроблені моделі керування потужностями КУ (1-5)
2
ii ki i ki
n
i 2
ki j ijн
j 1
R (Q Q Q )
1
P max
2 Q Q RU
δ
=
 × × − +
 ÷
= × → ÷
+ × × × ÷
 ÷
 
∑
m U Umax i0U max*
i 1 Ui
∆
−
=
=
 
 
 
n
min i
i 1
U minU
=
=
Забезпечення ВРП за прогнозованим максимумом
зниження втрат для ЕМ змішаної структури (радіально-
магістральних)
Забезпечення максимального зниження втрат і значення
напруги в допустимих межах
1)
2)
3) Забезпечення максимального зниження втрат і
значення напруги в допустимих межах
( )max
1
max , ( )
=
∆ = ∆ ∆
n
iВДЕ ВДЕ
i
P P P Q4)
2 2
2
2
sin
sin max
ϕ
ϕ
∆
= = = →i iе еi
i i
i iнi нi
P I R R
D
Q I X X
5)
Забезпечення максимального зниження втрат
Забезпечення максимального зниження втрат

19. 19
Розроблені і запатентовані схеми, які реалізують запропоновані моделі керування
(5)
На кресленні представлено блок-схему
пристрою, на якій: 1 – обчислювальний
пристрій; 2 – задавач уставки ВРП на
вводі підприємства; 3 – давач фактичної
ВРП; 4 – блок коефіцієнтів i-го
реактивного навантаження; 5 – блок
еквівалентного опору електричної
мережі по відношенню до i-го вузла; 6 –
блок індуктивних опорів навантаження;
71, 72, …, 7n – виконуючі органи для
ввімкнення або вимкнення секцій КБ;
(4)
На кресленні представлено блок-схему пристрою,
на якій: 11, 12, …, 1n – давачі реактивної
потужності, встановлені у вузлах мережі, де
розміщенні КБ; 2 – обчислювальний пристрій; 3 –
задавач уставки ВРП на вводі підприємства; 4 –
давач фактичної ВРП; 5 – давач опорів ліній схеми
заміщення підсистеми; 6 – давач базової напруги,
до якої приведені опори віток схеми заміщення; 7
– пристрій задаючий конфігурацію мережі
(матрицю шляхів); 8 – блок задання параметрів
ВДЕ; 91, 92, …, 9n – виконуючі органи для
ввімкнення або вимкнення секцій КБ; 101, 102, …,
10n – виконуючі органи для перемикання режимів
роботи ВДЕ.

20. 20Керування реактивним навантаженням ВДЕ
Блок схема автоматичного регулятора КБ
асинхронного генератора :
1 – давач вхідної реактивної потужності;
2 – реагуючий орган; 3 – задавач уставок;
4 – автоматичний перемикач уставок; 5 – орган
витримки часу; 6 – блок аналізу втрат і визначення
місця комутації; 71, 72, …, 7n – давачі реактивної
потужності, встановлені у вузлах мережі, де
розміщенні КБ; 8 – блок квадраторів; 9 – блок
масштабних підсилювачів; 101, 102, …, 10n –
виконуючі органи для ввімкнення або вимкнення КБ;
111, 112, …, 11n – перша група електронних ключів;
121, 122, …, 12n – друга група електронних ключів;
13 – блок визначення стану генератора; 14 – блок
визначення надлишку реактивної потужності КБ; 15 –
блок визначення еквівалентного опору; 16 – блок
вибору величини потужності КБ, яка підлягає
розподілу; 17 – блок обернено пропорційного
розподілу; 18 – блок визначення доцільної потужності
КБ; 19 – логічний елемент 2І; 20 – діод.
Запропонований пристрій підвищує ефективність використання КБ АГ МГЕС в поза піковий період споживання
потужності і дає можливість одержати додаткове зниження втрат:

21. 21Еквівалентування живильних електричних мереж за відносними спадами напруги
1. Розроблений метод
1.1. Формуємо матриці:
1 1 0
M 0 1 1
0 0 1
−
= −
−
d
118,5 0 0
U 0 116,8 0
0 0 115,9
= =в
1,054
I 0,713
0,359
v
3,162 0 0
0 3,162 0
0 0 3,162
z =
0,141 0 0
d 0 0,141 0
0 0 0,141
=
44,721
S 44,721
44,721
=
v
1 0 0
R 0 1 0
0 0 1
=
Знаходимо матрицю ЕЕРП − − −
= − × − × − ×3 3 3
е
кВт
D ( 3,966 10 ; 6,745 10 ; 8,178 10 ), .
квар
2. Знайдемо ЕЕРП на основі спадів напруг.
2.1. Визначаємо спади напруги рRU∆
pR01
pR02
pR03
U 1,054 3,162 0,141 0,47 (кВ );
U 0,713 3,162 0,141 0,32 (кВ );
U 0,359 3,162 0,141 0,16 (кВ ).
∆
∆
∆
= × × =
= × × =
= × × =

22. 22
2.2. Відносні спади напруги:
01*
0,47
U 0,004
118,5
∆ = =
02*
0,32
U 0,003
116,8
∆ = = 03*
0,16
U 0,001
115,9
∆ = =
2.3. ЕЕРП відповідно відносних спадів напруги:
1* 1
кВт
U D 0,004( );
квар
∆ = = 2* 2
кВт
U D 0,004 0,003 0,007( );
квар
∆ = = + = 3* 3
кВт
U D 0,007 0,001 0,008( ).
квар
∆ = = + =
3. Знаходимо величини ЕЕРП класичним методом:
= =1 2
60кВт
D 0,004 ( );
квар118,5
= + =2 2
40кВт
D 0,004 0,007 ( );
квар116,8
= + =3 2
20кВт
D 0,007 0,0085 ( ).
квар115,9
Оскільки величини ЕЕРП, знайдені запропованим та існуючими методами, практично співпадають,
то їх можна знаходити за допомогою відносних спадів напруги.

23. 23
Знайдемо матриці ME, M, Q, Uу, Ud, Rv
Еквівалентування живильних електричних мереж за допомогою
коефіцієнтів розподілу втрат
1 1 0
0 1 1
M
0 0 1
1 0 0
Ε
−
−
=
−
1 1 0
M 0 1 1
0 0 1
−
= −
−
−
= −
−
20
Q 20 ,Мвар
20
=y
118,2
116,4
U ,кВ
115,5
121
=d
118,2 0 0
U 0 116,4 0 ,кВ
0 0 115,5
=v
5 0 0
R 0 5 0 ,Ом
0 0 5
Знайдемо матрицю ЕЕРП:
−
− −
−
−
−
= × × × − ×
−
−
 − −
 ÷
× − × × − × = ÷
 ÷− − ÷
 
= − − −
T
1 T
1 T 1
118,2 1 1 0
5 0 0 1 1 0
116,4 0 1 1
D 0 5 0 0 1 1
115,5 0 0 1
0 0 5 0 0 1
121 1 0 0
1 1 0 5 0 0 1 1 0 118,2 0 0
0 1 1 0 5 0 0 1 1 0 116,4 0
0 0 1 0 0 5 0 0 1 0 0 115,5
кВт
0,023 0,039 0,047 ,
квар

24. 24
Знайдемо втрати, створені відповідно реактивними навантаженнями першого, другого та третього
вузлів, а також сумарні втрати:
1 1 1P D Q 0,023 20 0,46∆ = × = × = 2 2 2P D Q 0,039 20 0,78∆ = × = × = 3 3 3P D Q 0,047 20 0,94∆ = × = × =
1 2 3P P P P 0,46 0,78 0,94 2,18Σ∆ ∆ ∆ ∆= + + = + + =
Знайдемо сумарні втрати в ЕМ, класичним методом:
( ) ( ) ( )2 2 2n
2
s s2 2 2 2
i 1í
60 40 201
P Q R 5 5 5 2,1
U 115 115 115
Σ∆
=
= × × = × + × + × =∑
Оскільки величини втрат, знайдених обома методами практично співпадають, то ЕЕРП можна
знаходити з допомогою коефіцієнтів розподілу втрат.

25. 25
Розрахунок компенсації реактивної потужності за відносними спадами напруги
Зниження втрат потужності у РМ при установленні КУ потужністю Qk у і-му вузлі на f-му етапі
розрахування, існуючим методом, визначені як
2
pf kif kifдо після
if if if 2
f
( 2Q Q Q )R
( P ) P P ,
U
δ ∆ ∆ ∆
−
= − =
pR0i
pRi
i
U
U
U
∆
∆ ∗ =

26. 26
№
вузла
№
етапу
1 2 3 4
Місце встановлення
КУ 100 квар (вузол)
U1/∆U*1/
∆U*pR1/
δ(∆P)1
U2/∆U*2/
∆U*pR2/
δ(∆P)2
U3/∆U*3/
∆U*pR3/ δ(∆P)3
U4/∆U*4/
∆U*pR4/ δ(∆P)4
по max
δ(∆P)
по max
∆U*
1
9,8877 9,5016 9,9294 10,0464
2 2
0,0583 0,0951 0,0543 0,0432
0,0066 0,0111 0,0061 0,0047
2,0314 3,6306 1,8502 1,3972
2
9,8877 9,583 9,9294 10,0464
2 2
0,0583 0,0873 0,0543 0,0432
0,0066 0,009 0,0061 0,0047
2,0314 3,08 1,8502 1,3972
3
9,8877 9,6644 9,9294 10,0464
3 3
0,0583 0,0796 0,0543 0,0432
0,0066 0,0071 0,0061 0,0047
2,0314 2,5478 1,8502 1,3972
Результати розрахунку
У результаті одержимо, що КУ доцільно установлювати послідовно у таких вузлах: 2 – 2 –
2 – 2– 1 – 3 – 1 – 3 – 2 – 1 – 4 – 3 – 1 – 4 – 2.

27. 27
Графік функції зниження втрат δ(∆P) у РЕМ від сумарної потужності КУ QkΣ
Графік зміни значення напруг у
вузлах РЕМ до і після встановлення
КУ

28. 28
Графік функції зниження відносних втрат напруги ∆U*pR у РМ від сумарної
потужності КУ QkΣ
Як видно з результатів розрахунку:
– послідовності установлення КУ, визначені існуючим і запропонованим
методами, співпадають;
– запропонований метод забезпечує задане допустиме значення відносної втрати
напруги .
Таким чином використання відносних втрат напруги дозволяє проводити
розрахування поетапного установлення КУ, що на відміну від відомих методів,
дозволяє спростити процес оптимізації шляхом її лінеаризації
доп
*
U∆

29. 29ВИСНОВКИ
1. Обґрунтовано використання відносних втрат напруги як інтегрального показника,
який дозволяє одночасно оцінювати втрати активної потужності і втрати напруги;
2. Розроблено метод розрахунку поетапного установлення КУ на основі відносних
втрат напруги, який на відміну від відомих, дозволяє спростити процес оптимізації
шляхом її лінеаризації
3. Розроблено методи і пристрої підвищення ефективності використання КУ і ВДЕ,
які дозволяють:
– використовувати незадіяні потужності КУ одних вузлів для компенсації реактивних
навантажень інших вузлів;
– додатково знижувати втрати при забезпечені графіку реактивних навантажень ЛЕС;

30. Дякую за увагу !