RU2563250C1 - Arrangement method of capacitor devices in 0,4 kv rural distribution networks - Google Patents

Arrangement method of capacitor devices in 0,4 kv rural distribution networks Download PDF

Info

Publication number
RU2563250C1
RU2563250C1 RU2014121953/07A RU2014121953A RU2563250C1 RU 2563250 C1 RU2563250 C1 RU 2563250C1 RU 2014121953/07 A RU2014121953/07 A RU 2014121953/07A RU 2014121953 A RU2014121953 A RU 2014121953A RU 2563250 C1 RU2563250 C1 RU 2563250C1
Authority
RU
Russia
Prior art keywords
values
reactive power
phase
line
power factor
Prior art date
Application number
RU2014121953/07A
Other languages
Russian (ru)
Inventor
Виктор Васильевич Карчин
Вера Тагировна Сидорова
Original Assignee
Федеральное государственное бюджетное образовательное учреждение высшего профессионального образования "Марийский государственный университет"
Priority date (The priority date is an assumption and is not a legal conclusion. Google has not performed a legal analysis and makes no representation as to the accuracy of the date listed.)
Filing date
Publication date
Application filed by Федеральное государственное бюджетное образовательное учреждение высшего профессионального образования "Марийский государственный университет" filed Critical Федеральное государственное бюджетное образовательное учреждение высшего профессионального образования "Марийский государственный университет"
Priority to RU2014121953/07A priority Critical patent/RU2563250C1/en
Application granted granted Critical
Publication of RU2563250C1 publication Critical patent/RU2563250C1/en

Links

Classifications

    • Y—GENERAL TAGGING OF NEW TECHNOLOGICAL DEVELOPMENTS; GENERAL TAGGING OF CROSS-SECTIONAL TECHNOLOGIES SPANNING OVER SEVERAL SECTIONS OF THE IPC; TECHNICAL SUBJECTS COVERED BY FORMER USPC CROSS-REFERENCE ART COLLECTIONS [XRACs] AND DIGESTS
    • Y02—TECHNOLOGIES OR APPLICATIONS FOR MITIGATION OR ADAPTATION AGAINST CLIMATE CHANGE
    • Y02E—REDUCTION OF GREENHOUSE GAS [GHG] EMISSIONS, RELATED TO ENERGY GENERATION, TRANSMISSION OR DISTRIBUTION
    • Y02E40/00—Technologies for an efficient electrical power generation, transmission or distribution
    • Y02E40/30—Reactive power compensation

Landscapes

  • Supply And Distribution Of Alternating Current (AREA)

Abstract

FIELD: electricity.
SUBSTANCE: method involves determination of values of lengths of the main line, two-phase and three-phase branches of the main line; measurement in assemblies corresponding to the obtained values of voltage and a power coefficient; with that, main line length value LM is determined according to a certain formula. After that, in the assembly corresponding to the obtained value LM there measured are total voltage losses relative to a transformer substation (TS) and a reactive power, if they do not meet maximum allowable values, a capacitor plant (CP) is installed in the assembly; and if actual total voltage losses and reactive power coefficient in this assembly meet maximum allowable values, and voltage losses and reactive power coefficient of domestic consumers do not meet maximum allowable values, length value is determined for two-phase and three-phase branches of main line L2-3. Then, total voltage losses relative to TS and reactive power coefficient are measured in the assembly corresponding to the obtained value, if the measured values do not meet maximum allowable values, CP is installed in this assembly; then, values of level of voltage and reactive power coefficient of domestic consumers are measured in a line; if measured values do not meet maximum allowable values, CP is installed in the branch line of the main line, which is the most distance from TS.
EFFECT: providing voltage of consumers at an allowable level, compensation of reactive power directly at its consumer and simplification of calculations of arrangement points of capacitor devices.
5 cl

Description

Способ размещения конденсаторных устройств относится к электроэнергетике, в частности к устройствам компенсации реактивной мощности в сельских распределительных сетях 0,4 кВ.The method of placement of capacitor devices relates to the electric power industry, in particular to reactive power compensation devices in rural 0.4 kV distribution networks.

В России в настоящее время низковольтные конденсаторные устройства в сетях 0,4 кВ устанавливают только промышленные предприятия. Считается, что из-за относительно коротких фидеров и небольшой присоединенной мощности компенсация реактивной мощности и фильтрация высших гармоник в сетях 0,4 кВ экономически невыгодны. Интенсивный рост потребления электроэнергии в жилищном секторе и значительная несимметрия однофазных потребителей приводит к резкому уменьшению качества электрической энергии непосредственно у потребителей. В связи с этим за последние годы резко выросло число потребителей электроэнергии жилищного сектора, понесших экономический ущерб, вследствие поставки электрической энергии, не соответствующей нормам качества. Встает вопрос о необходимости повышения качества электрической энергии у коммунально-бытовых потребителей, что эффективнее всего сделать, установив конденсаторные устройства (КУ). К тому же проведенные ранее расчеты показали, что около 70% всей мощности компенсирующих устройств, которые необходимо установить в электрических сетях России, целесообразно устанавливать в сетях 0,4 кВ, 25% - в сетях 6-10 кВ и около 5% - в сетях 110 кВ и выше. Такое распределение обеспечит минимум суммарных затрат на компенсирующие установки и на потери электроэнергии во всех сетях в целом. Устанавливать конденсаторные установки целесообразно в глубине сети 0,4 кВ, особенно в случае воздушных линий (ВЛ) 0,4 кВ. Здесь может оказаться достаточной небольшая мощность установки (в зарубежных странах используются конденсаторы наружной установки на опорах ВЛ). Такие устройства могут быть установлены в линиях с неоднородными нагрузками, подключенных к распределительному трансформатору и расположенных близко к центру питания, или линиях с однородными нагрузками, подключенных к распределительному трансформатору и расположенных в зоне последнего ответвления. Напряжение в линиях с неоднородными нагрузками, подключенных к распределительному трансформатору и расположенных близко к центру питания, повышается. [Потери электроэнергии. Реактивная мощность. Качество электроэнергии: Руководство для практических расчетов / Ю.С. Железко. - М.: ЭНАС, 2009. - 456 c.].In Russia, at present, only industrial enterprises install low-voltage capacitor devices in 0.4 kV networks. It is believed that due to relatively short feeders and a small connected power, reactive power compensation and higher harmonic filtering in 0.4 kV networks are economically disadvantageous. The intensive growth of electricity consumption in the housing sector and the significant asymmetry of single-phase consumers leads to a sharp decrease in the quality of electric energy directly from consumers. In this regard, in recent years, the number of residential electricity consumers who have suffered economic damage due to the supply of electric energy that does not meet quality standards has risen sharply. The question arises about the need to improve the quality of electric energy in household consumers, which is most efficiently done by installing capacitor devices (KU). In addition, previous calculations showed that about 70% of the total power of compensating devices that need to be installed in electric networks in Russia, it is advisable to install in networks of 0.4 kV, 25% in networks of 6-10 kV and about 5% in networks 110 kV and higher. Such a distribution will ensure a minimum of total costs for compensating installations and energy losses in all networks as a whole. It is advisable to install capacitor units in the depth of the network of 0.4 kV, especially in the case of overhead lines (OHL) of 0.4 kV. Here, a small installation power may be sufficient (in foreign countries, outdoor capacitors are used on OHL supports). Such devices can be installed in lines with heterogeneous loads connected to a distribution transformer and located close to the power center, or lines with uniform loads connected to a distribution transformer and located in the zone of the last branch. The voltage in the lines with heterogeneous loads connected to the distribution transformer and located close to the power center rises. [Loss of electricity. Reactive power. Electricity quality: A guide for practical calculations / Yu.S. Zhelezko. - M .: ENAS, 2009. - 456 p.].

Отличительными особенностями сетей 0,4 кВ являются: неодинаковость нагрузок фаз вследствие наличия двухфазных и однофазных ответвлений от магистрали. Большинство нагрузок в этих сетях однофазные, подключенные между фазным и нулевым проводами на напряжение 0,23 кВ. При этом не всегда удается присоединить нагрузки к трехфазной сети равномерно между фазами. Кроме того, включение и отключение абонентами происходит независимо друг от друга.Distinctive features of 0.4 kV networks are: uneven phase loads due to the presence of two-phase and single-phase branches from the trunk. Most of the loads in these networks are single-phase, connected between the phase and neutral wires at a voltage of 0.23 kV. However, it is not always possible to connect loads to a three-phase network evenly between phases. In addition, the inclusion and deactivation of subscribers occurs independently of each other.

Для обеспечения экономического эффекта производят расчет оптимальной мощности и мест установки КУ. Поскольку сети 0,4 кВ имеют сложную структуру с множеством узлов ее можно считать сложной сетью. В такой сети трудно определить оптимальную мощность КУ в каждом узле, рассматривая его отдельно. Изменение потока реактивной мощности на каждом участке сети определяется КУ, установленными во всех ее узлах. Установка КУ в одном узле изменяет показатели эффективности их установки в других узлах. В этом случае ставится задача определения оптимального сочетания мощности и мест установки КУ, обеспечивающих минимум суммарных затрат. Такое решение должно также обеспечивать допустимые уровни напряжений в узлах. Последние обычно задаются ограничениями в форме неравенств [см. Потери электроэнергии. Реактивная мощность. Качество электроэнергии: Руководство для практических расчетов / Ю.С. Железко. - М.: ЭНАС, 2009. - 456 c.].To ensure the economic effect, the optimal power and installation locations of the KU are calculated. Since 0.4 kV networks have a complex structure with many nodes, it can be considered a complex network. In such a network, it is difficult to determine the optimal KU power in each node, considering it separately. The change in reactive power flow at each section of the network is determined by KU installed in all its nodes. Installing KU in one node changes the performance indicators of their installation in other nodes. In this case, the task is to determine the optimal combination of power and installation sites of KU, providing a minimum of total costs. Such a solution should also provide acceptable levels of stress in the nodes. The latter are usually given by constraints in the form of inequalities [see Loss of electricity. Reactive power. Electricity quality: A guide for practical calculations / Yu.S. Zhelezko. - M .: ENAS, 2009. - 456 p.].

Расчет эффективного места установки конденсаторных устройств для сетей напряжением выше 0,4 кВ обычно выполняют градиентными методами оптимизации, реализующими итерационные алгоритмы постепенного приближения к оптимальному решению [Потери электроэнергии. Реактивная мощность. Качество электроэнергии: Руководство для практических расчетов / Ю.С. Железко. - М.: ЭНАС, 2009. - 456 c.]. Для определения направления движения к минимуму рассчитывают частные производные суммарных затрат (целевой функции) по мощности КУ в каждом узле. Физически они представляют собой удельные парциальные снижения суммарных затрат, руб./кварт. в год, при установке единичной мощности КУ в различных узлах. Далее малую мощность КУ (порцию КУ) распределяют между узлами пропорционально значениям производных. Очевидно, что при таком распределении большая часть порции КУ попадет в узлы с большими значениями производных, так как снижение реактивной мощности в этих узлах наиболее сильно снижает суммарные затраты. При новых значениях реактивной мощности в узлах вновь определяют частные производные, которые будут иметь меньшие значения, чем на предыдущем шаге. Следующую порцию суммарной мощности КУ распределяют между узлами пропорционально новым значениям производных и т.д. На каждом шаге оптимизации рассчитывают установившийся режим сети и проверяют соблюдение условия по допустимым уровням напряжения в узлах. При изменившихся через несколько итераций реактивных нагрузках узлов некоторые производные могут стать отрицательными, что говорит о завышенной мощности КУ, определенной для этих узлов на предыдущих итерациях. При распределении новой порции КУ в эти узлы будет добавляться отрицательная порция мощности КУ и мощность КУ в них снизится, а в узлах с положительными значениями производных продолжит увеличиваться. Расчет заканчивается, когда производные в узлах с накопившейся мощностью КУ становятся близкими к нулю, что говорит о том, что дальнейшее увеличение или уменьшение мощности КУ приведет только к увеличению суммарных затрат.The calculation of the effective installation location of capacitor devices for networks with voltages above 0.4 kV is usually performed by gradient optimization methods that implement iterative algorithms for gradually approaching the optimal solution [Electricity loss. Reactive power. Electricity quality: A guide for practical calculations / Yu.S. Zhelezko. - M .: ENAS, 2009. - 456 p.]. To determine the direction of movement to a minimum, the partial derivatives of the total costs (objective function) are calculated by the power of the control unit in each node. Physically, they represent specific partial reductions in total costs, rubles / quart. per year, when installing a unit capacity KU in various nodes. Next, a small KU power (a portion of KU) is distributed between the nodes in proportion to the values of the derivatives. Obviously, with such a distribution, a large portion of the KU portion will fall into nodes with large derivatives, since a decrease in reactive power in these nodes most strongly reduces the total cost. With new values of reactive power in the nodes, the partial derivatives are again determined, which will have lower values than in the previous step. The next portion of the total KU power is distributed between the nodes in proportion to the new values of the derivatives, etc. At each optimization step, the steady-state network mode is calculated and the condition is checked for permissible voltage levels in the nodes. If the reactive loads of the nodes have changed after several iterations, some derivatives can become negative, which indicates the overstated power of the KU determined for these nodes at previous iterations. When a new portion of KU is distributed, a negative portion of KU power will be added to these nodes and the KU power in them will decrease, and in nodes with positive values of derivatives it will continue to increase. The calculation ends when the derivatives in the nodes with the accumulated power of the KU become close to zero, which indicates that a further increase or decrease in the power of the KU will only lead to an increase in total costs.

Градиентные методы расчетов имеют следующие недостатки: большую трудоемкость расчетов; не обеспечивают необходимый результат, поскольку не всегда проверяются условия по допустимым уровням напряжения в узлах, имеют большую зависимость от измеренных и полученных данных о структуре сети. Большое число линий 0,4 кВ, трудоемкость введения в программы информации об их схемах, отсутствие достоверных данных о нагрузках затрудняют проведение такого расчета для всех линий, находящихся на балансе подразделения.Gradient calculation methods have the following disadvantages: the high complexity of the calculations; they do not provide the necessary result, since the conditions for permissible voltage levels in the nodes are not always checked, they are highly dependent on the measured and received data on the network structure. A large number of 0.4 kV lines, the complexity of introducing information about their schemes into programs, and the lack of reliable load data make it difficult to carry out such a calculation for all lines on the unit’s balance sheet.

Техническим результатом предложенного решения являются обеспечение напряжения у потребителей на допустимом уровне, компенсация реактивной мощности непосредственно у ее потребителя и упрощение расчетов мест размещения конденсаторных устройств.The technical result of the proposed solution is to provide voltage to consumers at an acceptable level, reactive power compensation directly to its consumer and simplification of calculations of the location of capacitor devices.

Для достижения технического результата размещать конденсаторные устройства в сельских распределительных сетях 0,4 кВ необходимо на магистральной линии и на отпайках в узлах, где не выполняется условие по допустимым уровням напряжения, определенных согласно выражению, содержащему обобщенные данные о схемах линий: коэффициент заполнения графика нагрузки, коэффициент, учитывающий характер распределения нагрузок по длине линии и неодинаковость нагрузок фаз; измеренных данных: отпуск электроэнергии, доля энергии, потребляемой непосредственно с шин, суммарная длина двухфазных и трехфазных ответвлений, длина однофазных ответвлений, доля распределенных нагрузок (бытовых абонентов) в отпуске электроэнергии в линию, коэффициент реактивной мощности, сопротивления нулевого и фазного проводов, фазные токи, измеренные на шинах ТП, сечение провода.To achieve a technical result, it is necessary to place capacitor devices in rural distribution networks of 0.4 kV on the trunk line and on the tap in nodes where the condition for permissible voltage levels is not met, determined according to the expression containing generalized data on the line diagrams: duty cycle fill factor, coefficient taking into account the nature of the distribution of loads along the line length and the unevenness of the phase loads; the measured data: the supply of electricity, the share of energy consumed directly from the buses, the total length of two-phase and three-phase branches, the length of single-phase branches, the share of distributed loads (household subscribers) in the supply of electricity to the line, the reactive power coefficient, the resistance of the zero and phase wires, phase currents measured on TP busbars, wire cross section.

Конденсаторные устройства предлагается размещать в распределительных сетях 0,4 кВ с целью обеспечения допустимого уровня напряжения у бытовых потребителей и уменьшения потерь электроэнергии у ее поставщика. Предлагаемый способ размещения конденсаторных устройств основан на обобщенных данных о схемах линий и известных данных исследуемой сети [Потери электроэнергии. Реактивная мощность. Качество электроэнергии: Руководство для практических расчетов / Ю.С. Железко. - М.: ЭНАС, 2009. - 456 c.].It is proposed to place capacitor devices in 0.4 kV distribution networks in order to ensure an acceptable voltage level for household consumers and reduce energy losses from its supplier. The proposed method for placing capacitor devices is based on generalized data on line circuits and known data of the network under study [Electricity losses. Reactive power. Electricity quality: A guide for practical calculations / Yu.S. Zhelezko. - M .: ENAS, 2009. - 456 p.].

Потери электроэнергии в линии 0,4 кВ можно определить по формуле:Electricity losses in the 0.4 kV line can be determined by the formula:

Figure 00000001
Figure 00000001

где ΔU% - потери напряжения на всей линии, kэ/н - коэффициент, характеризующий соотношение относительных потерь электроэнергии и относительных потерь напряжения; kнн - коэффициент, учитывающий влияние на потери неодинаковости нагрузок фаз [см. Потери электроэнергии. Реактивная мощность. Качество электроэнергии: Руководство для практических расчетов / Ю.С. Железко. - М.: ЭНАС, 2009. - 456 c.].where ΔU% is the voltage loss across the line, k e / n is the coefficient characterizing the ratio of the relative losses of electricity and relative voltage losses; k nn - coefficient taking into account the effect on the loss of uneven phase loads [see Loss of electricity. Reactive power. Electricity quality: A guide for practical calculations / Yu.S. Zhelezko. - M .: ENAS, 2009. - 456 p.].

Figure 00000002
Figure 00000002

dp - доля распределенных нагрузок (бытовых абонентов) в отпуске электроэнергии в линию, x0, r0 - реактивное и активное сопротивление провода линии, kЗ - коэффициент заполнения графика нагрузки.d p - the proportion of distributed loads (household subscribers) in the supply of electricity to the line, x 0 , r 0 - reactive and active resistance of the line wire, k З - duty cycle fill factor.

Figure 00000003
Figure 00000003

где RN, RΦ - сопротивления нулевого и фазного проводов, IA, IB, IC - фазные токи, измеренные на шинах ТП (трансформаторной подстанции).where R N , R Φ are the resistances of the zero and phase wires, I A , I B , I C are the phase currents measured on the buses of the transformer substation.

Таким образом, согласно выражению (1) если известны: W - отпуск электроэнергии за Д дней, доля энергии, потребляемой непосредственно с шин («беспотерьное потребление») - dn, суммарная длина линии L, то можно определить предполагаемые потери напряжения в рассматриваемой линии следующим образом:Thus, according to expression (1), if you know: W is the supply of electricity in D days, the fraction of energy consumed directly from the tires (“lossless consumption”) is d n , the total length of the line is L, then you can determine the estimated voltage loss in the considered line in the following way:

Figure 00000004
Figure 00000004

где длина линии определяется по формуле [см. Потери электроэнергии. Реактивная мощность. Качество электроэнергии: Руководство для практических расчетов / Ю.С. Железко. - М.: ЭНАС, 2009. - 456 с.]:where the line length is determined by the formula [see Loss of electricity. Reactive power. Electricity quality: A guide for practical calculations / Yu.S. Zhelezko. - M .: ENAS, 2009. - 456 p.]:

Figure 00000005
Figure 00000005

здесь LМ - длина магистрали, L2-3 - суммарная длина двухфазных и трехфазных ответвлений, L1 - длина однофазных ответвлений.here L M is the length of the trunk, L 2-3 is the total length of the two-phase and three-phase branches, L 1 is the length of the single-phase branches.

Согласно ГОСТ (Нормы качества электрической энергии в системах электроснабжения общего назначения) суммарные потери напряжения в линии 0,4 кВ не должны превышать некоторого значения, обозначим это значение ΔU%, тогда выражение (4) можно ограничить снизу:According to GOST (Quality standards for electric energy in general-purpose power supply systems), the total voltage loss in the 0.4 kV line should not exceed a certain value, we denote this value by ΔU%, then expression (4) can be limited from below:

Figure 00000006
Figure 00000006

Из неравенства (6) и выражения (5) следует:From inequality (6) and expression (5) it follows:

Figure 00000007
Figure 00000007

Учитывая выражение (5), получим окончательное выражение:Given expression (5), we obtain the final expression:

Figure 00000008
Figure 00000008

Таким образом, из неравенства (8) можно получить предполагаемое значение длины магистрального провода, на которой падение напряжения будет не соответствовать предельно допустимым значениям.Thus, from inequality (8), we can obtain the estimated value of the length of the main wire at which the voltage drop will not correspond to the maximum permissible values.

После расчетов по формуле (8) необходимо замерить суммарные потери напряжения и коэффициент реактивной мощности согласно ГОСТ (Нормы качества электрической энергии в системах электроснабжения общего назначения) в узле магистрали, соответствующему полученному значению LМ, относительно ТП. Если в данном узле магистрали суммарные потери напряжения и коэффициент реактивной мощности не удовлетворяют предельно допустимым значениям, то в данном узле необходимо установить конденсаторную установку. После установки КУ и в случае, если действительные суммарные потери напряжения и коэффициент реактивной мощности в предполагаемом узле магистральной линии удовлетворяют предельно допустимым значениям, а потери напряжения и коэффициент реактивной мощности у бытовых потребителей не отвечает предельно допустимым значениям, место установки конденсаторной установки определяется согласно выражению:After calculations by formula (8), it is necessary to measure the total voltage loss and reactive power factor according to GOST (Norms of quality of electric energy in general-purpose power supply systems) in the node of the line corresponding to the obtained value of L M , relative to the TP. If in this node of the line the total voltage loss and reactive power factor do not satisfy the maximum permissible values, then in this node it is necessary to install a capacitor unit. After KU installation and if the actual total voltage loss and reactive power factor in the proposed node of the main line satisfy the maximum permissible values, and the voltage loss and reactive power factor of household consumers do not meet the maximum permissible values, the installation location of the capacitor installation is determined according to the expression:

Figure 00000009
Figure 00000009

где L2-3 - определяемая с помощью (9) величина, LМ - фактическое значение длины магистрали. После расчетов по формуле (9) необходимо замерить суммарные потери напряжения ΔU% относительно ТП и коэффициент реактивной мощности согласно ГОСТ (Нормы качества электрической энергии в системах электроснабжения общего назначения) в узле, соответствующем полученному значению длины двухфазных и трехфазных ответвлений L2-3 от магистрали. Если измеренные значения уровня напряжения и коэффициента реактивной мощности не удовлетворяют предельно допустимым значениям, то в данном узле устанавливается КУ. Иначе, и если после установки КУ значения уровня напряжения и коэффициента реактивной мощности не отвечают предельно допустимым значениям у бытовых потребителей в линии, КУ устанавливается в самой удаленной от ТП отпайке от магистральной линии.where L 2-3 is the value determined using (9), L M is the actual value of the length of the line. After calculations by formula (9), it is necessary to measure the total voltage loss ΔU% relative to the transformer substation and the reactive power coefficient according to GOST (Quality standards for electric energy in general power supply systems) in the node corresponding to the obtained value of the length of two-phase and three-phase branches L 2-3 from the trunk . If the measured values of the voltage level and reactive power factor do not satisfy the maximum permissible values, then the KU is installed in this node. Otherwise, and if, after the installation of the switchgear, the voltage level and reactive power factor do not correspond to the maximum permissible values for household consumers in the line, the switchgear is installed in the most remote tap from the main line.

При размещении конденсаторных устройств предложенным способом повысится качество электрической энергии у бытовых потребителей; уменьшится загрузка элементов, снизятся нагрузочные (продольные) потери активной мощности и потери напряжения в элементах в цепи питания рассматриваемого узла нагрузки; уменьшатся потери электроэнергии в сети.When placing capacitor devices by the proposed method, the quality of electric energy in household consumers will increase; load of elements will decrease, load (longitudinal) losses of active power and voltage losses in elements in the power supply circuit of the load node under consideration will decrease; Loss of electricity in the network will decrease.

Claims (1)

1. Способ размещения конденсаторных устройств в сельских распределительных сетях 0,4 кВ, включающий определение значений длин магистральной линии, двухфазных и трехфазных ответвлений от магистрали; измерение в узлах, соответствующих полученным значениям, напряжения и коэффициента мощности, отличающийся тем, что значение длины магистральной линии определяют согласно выражению:
Figure 00000010

где L2-3 - суммарная длина двухфазных и трехфазных ответвлений, L1 - длина однофазных ответвлений, tgφ - коэффициент реактивной мощности, W - отпуск электроэнергии за Д дней, dn - доля энергии, потребляемой непосредственно с шин, dp - доля распределенных нагрузок (бытовых абонентов), kнн - коэффициент, учитывающий влияние на потери неодинаковости нагрузок фаз, kз - коэффициент заполнения графика нагрузки, k0,4 - коэффициент, учитывающий характер распределения нагрузок по длине линии и неодинаковость нагрузок фаз, F - сечение провода магистрали, ΔU% - предельное значение допустимых суммарных потерь напряжения в линии 0,4 кВ; далее в данном узле, соответствующем полученному значению LM, замеряют суммарные потери напряжения относительно трансформаторной подстанции (ТП) и коэффициент реактивной мощности, если они не удовлетворяют предельно допустимым значениям, в узле устанавливают конденсаторную установку (КУ); далее, и в случае, если действительные суммарные потери напряжения и коэффициент реактивной мощности в данном узле удовлетворяют предельно допустимым значениям, а потери напряжения и коэффициент реактивной мощности у бытовых потребителей не отвечают предельно допустимым значениям, определяют значение длины двухфазных и трехфазных ответвлений от магистрали согласно выражению:
Figure 00000011

где LM - фактическое значение длины магистрали; далее замеряют суммарные потери напряжения относительно ТП и коэффициент реактивной мощности в узле, соответствующем полученному значению L2-3, если измеренные значения не удовлетворяют предельно допустимым, в данном узле устанавливается КУ; далее замеряют значения уровня напряжения и коэффициента реактивной мощности у бытовых потребителей в линии, если измеренные значения не отвечают предельно допустимым, КУ устанавливают в самой удаленной от ТП отпайке от магистральной линии. 1. The method of placement of capacitor devices in rural distribution networks of 0.4 kV, including determining the values of the lengths of the trunk line, two-phase and three-phase branches from the trunk; measurement in nodes corresponding to the obtained values of voltage and power factor, characterized in that the value of the length of the main line is determined according to the expression:
Figure 00000010

where L 2-3 is the total length of the two-phase and three-phase branches, L 1 is the length of the single-phase branches, tgφ is the reactive power factor, W is the electricity supply in D days, d n is the fraction of the energy consumed directly from the buses, d p is the proportion of distributed loads (residential customers), k nn - coefficient taking into account the effect on the loss of unevenness of the load phases, k s - fill factor of the load schedule, k 0,4 - coefficient taking into account the nature of the distribution of loads along the line length and the variability of phase loads, F - wire cross section trunk, ΔU% - pr permissible limiting value of the total voltage line drop of 0.4 kV; further in this node, corresponding to the obtained value of L M , measure the total voltage loss relative to the transformer substation (TP) and the reactive power factor, if they do not satisfy the maximum permissible values, install a capacitor unit (KU) in the node; further, and if the actual total voltage loss and reactive power factor in this node satisfy the maximum permissible values, and the voltage loss and reactive power factor of household consumers do not meet the maximum permissible values, determine the length value of the two-phase and three-phase branches from the trunk according to the expression :
Figure 00000011

where L M is the actual value of the length of the line; then measure the total voltage loss relative to the TP and the reactive power factor in the node corresponding to the obtained value of L 2-3 , if the measured values do not satisfy the maximum allowable, KU is installed in this node; Further, the voltage level and reactive power factor are measured for household consumers in the line, if the measured values do not meet the maximum permissible values, the KUs are installed in the farthest tap from the trunk line.
RU2014121953/07A 2014-05-29 2014-05-29 Arrangement method of capacitor devices in 0,4 kv rural distribution networks RU2563250C1 (en)

Priority Applications (1)

Application Number Priority Date Filing Date Title
RU2014121953/07A RU2563250C1 (en) 2014-05-29 2014-05-29 Arrangement method of capacitor devices in 0,4 kv rural distribution networks

Applications Claiming Priority (1)

Application Number Priority Date Filing Date Title
RU2014121953/07A RU2563250C1 (en) 2014-05-29 2014-05-29 Arrangement method of capacitor devices in 0,4 kv rural distribution networks

Publications (1)

Publication Number Publication Date
RU2563250C1 true RU2563250C1 (en) 2015-09-20

Family

ID=54147751

Family Applications (1)

Application Number Title Priority Date Filing Date
RU2014121953/07A RU2563250C1 (en) 2014-05-29 2014-05-29 Arrangement method of capacitor devices in 0,4 kv rural distribution networks

Country Status (1)

Country Link
RU (1) RU2563250C1 (en)

Cited By (2)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
CN108280539A (en) * 2018-01-09 2018-07-13 国网辽宁省电力有限公司电力科学研究院 The drops such as the reactive-load compensation based on rural power grids typical case's taiwan area line loss calculation damage optimization method
RU2742902C1 (en) * 2020-11-03 2021-02-11 федеральное государственное бюджетное образовательное учреждение высшего образования «Санкт-Петербургский горный университет» Method for determining compensating device connection points

Citations (4)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
US4897593A (en) * 1988-01-05 1990-01-30 Hitachi, Ltd. Reactive power compensator for electric power system
RU2197052C1 (en) * 2001-10-29 2003-01-20 Московский государственный университет путей сообщения Adjustable device for transverse reactive power correction of power systems
RU2349012C1 (en) * 2007-12-29 2009-03-10 Государственное образовательное учреждение высшего профессионального образования "Комсомольский-на-Амуре государственный технический университет" (ГОУВПО "КнАГТУ") METHOD OF POWER LOSSES REDUCTION IN 6( 10)-0,4 kV DISTRIBUTING CIRCUITS
RU127540U1 (en) * 2012-04-02 2013-04-27 Государственное бюджетное образовательное учреждение высшего профессионального образования Нижегородский государственный инженерно-экономический институт (НГИЭИ) DEVICE FOR ADJUSTABLE SINGLE-PHASE TRANSVERSE CAPACITY COMPENSATION IN A TRACING AC NETWORK

Patent Citations (4)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
US4897593A (en) * 1988-01-05 1990-01-30 Hitachi, Ltd. Reactive power compensator for electric power system
RU2197052C1 (en) * 2001-10-29 2003-01-20 Московский государственный университет путей сообщения Adjustable device for transverse reactive power correction of power systems
RU2349012C1 (en) * 2007-12-29 2009-03-10 Государственное образовательное учреждение высшего профессионального образования "Комсомольский-на-Амуре государственный технический университет" (ГОУВПО "КнАГТУ") METHOD OF POWER LOSSES REDUCTION IN 6( 10)-0,4 kV DISTRIBUTING CIRCUITS
RU127540U1 (en) * 2012-04-02 2013-04-27 Государственное бюджетное образовательное учреждение высшего профессионального образования Нижегородский государственный инженерно-экономический институт (НГИЭИ) DEVICE FOR ADJUSTABLE SINGLE-PHASE TRANSVERSE CAPACITY COMPENSATION IN A TRACING AC NETWORK

Cited By (2)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
CN108280539A (en) * 2018-01-09 2018-07-13 国网辽宁省电力有限公司电力科学研究院 The drops such as the reactive-load compensation based on rural power grids typical case's taiwan area line loss calculation damage optimization method
RU2742902C1 (en) * 2020-11-03 2021-02-11 федеральное государственное бюджетное образовательное учреждение высшего образования «Санкт-Петербургский горный университет» Method for determining compensating device connection points

Similar Documents

Publication Publication Date Title
JP5814718B2 (en) System and method for balancing phases in a power distribution system
Akhmetshin et al. Improvement of electricity quality indicators in electric networks with voltage of 0.4-10 kV
Mak et al. Synchronizing SCADA and smart meters operation for advanced smart distribution grid applications
RU2563250C1 (en) Arrangement method of capacitor devices in 0,4 kv rural distribution networks
Kulkarni et al. Estimation of distribution transformer losses in feeder circuit
Kaipia et al. A system engineering approach to low voltage DC distribution
Kouno et al. Reactive power control of mega‐solar system for voltage regulation with long distribution line
Heng et al. Optimal placement of distributed generation using analytical approach to minimize losses in a university
Bhattacharyya et al. Analysis of power quality performance of the dutch medium and low voltage grids
Safitri et al. Monte Carlo-based stochastic analysis results for coordination of single-phase rooftop PVs in low voltage residential networks
da Silva et al. Line losses and power capacity in low voltage AC and DC distribution systems: A numerical comparative study
Kang et al. Identification of electric power system stress through feeder voltage measurement
Ahmed Regular paper Optimal Sitting and Sizing of Capacitor Banks in Distribution Networks using Heuristic Algorithms
Farmer et al. Integrated volt/VAR control on rural distribution systems
Raghavendra et al. Voltage estimation in smart distribution networks with multiple DG systems
Thakur et al. High voltage distribution system (HVDS)-an alternate for improvement of voltage drop profile
Safitri et al. Stochastic analysis results for coordination of single-phase rooftop PVs in unbalanced residential feeders
Danishmal et al. Investigation of Voltage Drop in the Primary Distribution Network of Ghazni City and Voltage Regulation in That Network
BastiãO et al. Characterization of voltage harmonic distortion in the Portuguese medium and low voltage grids
Khan et al. Performance enhancement of low voltage distribution network in developing countries using hybrid rehabilitation technique
Rehman et al. Comparison based distributed generation implementation algorithm for the performance enhancement of radial distribution system
Akhmetshin et al. Methods for improving the quality of electrical energy in distribution networks
Ghanghro et al. Network Reconfiguration for Power Loss Reduction in Distribution System
Soluyanov et al. Development of Regulatory Documents for the Calculation of Electrical Loads of Residential Buildings Using Big Data
Soluyanov et al. Study of Electrical Loads of Individual Residential Buildings with the Subsequent Development of Regulatory Documents

Legal Events

Date Code Title Description
MM4A The patent is invalid due to non-payment of fees

Effective date: 20160530