(ուժը կորցրել է 03.03.08 թիվ 07-Ն հրաման)
i
108.0086.030498
ՀԱՅԱՍՏԱՆԻ ՀԱՆՐԱՊԵՏՈՒԹՅԱՆ ԷՆԵՐԳԵՏԻԿԱՅԻ ՆԱԽԱՐԱՐՈՒԹՅՈՒՆ
ՀՐԱՄԱՆ
3 ապրիլի 1998 թվականի N 86-ԳՄ
ԲԱՇԽԻՉ ԷԼԵԿՏՐԱԿԱՆ ՑԱՆՑԵՐՈՒՄ ԷԼԵԿՏՐԱԷՆԵՐԳԻԱՅԻ ԿՈՐՈՒՍՏՆԵՐԻ ՀԱՇՎԱՐԿԻ ՀՐԱՀԱՆԳԻ ՀԱՍՏԱՏՄԱՆ ՄԱՍԻՆ
Ղեկավարվելով «Էներգետիկայի մասին» Հայաստանի Հանրապետության օրենքի 7 և 14 հոդվածներով,
ՀՐԱՄԱՅՈՒՄ ԵՄ`
1. Հաստատել «Բաշխիչ էլեկտրական ցանցերում էլեկտրաէներգիայի կորուստների հաշվարկի հրահանգ»-ը (կցվում է):
2. Հրահանգը ներկայացնել ՀՀ արդարադատության նախարարություն` պետական գրանցման:
ՀԱՅԱՍՏԱՆԻ ՀԱՆՐԱՊԵՏՈՒԹՅԱՆ ԷՆԵՐԳԵՏԻԿԱՅԻ ՆԱԽԱՐԱՐՈՒԹՅՈՒՆ
Համաձայնեցված է` Համաձայնեցված է`
ՀՀ էներգետիկայի հանձնաժողով «Հայպետէներգահսկողություն» ԳՎ
նախագահ ______ Վ. ՄՈՎՍԵՍՅԱՆ պետ _________ Ա. ԱՎԱԳՅԱՆ
«---» --------- 199 թ. 02.04.1998 թ.
Հաստատված է ՀՀ էներգետիկայի նախարարության
03.04.1998 թ.
թիվ 86-ԳՄ հրամանով
ԲԱՇԽԻՉ ԷԼԵԿՏՐԱԿԱՆ ՑԱՆՑԵՐՈՒՄ ԷԼԵԿՏՐԱԷՆԵՐԳԻԱՅԻ ԿՈՐՈՒՍՏՆԵՐԻ ՀԱՇՎԱՐԿԻ ՀՐԱՀԱՆԳ
ՀՀ ՂՓ 07024.09.001-97
Գործարկվում է առաջին անգամ
Պարտադիր են բաշխիչ էլեկտրական ցանցերի, գիտական և նախագծային
ինստիտուտների համար:
Էներգետիկայի հայկական գիտահետազոտական ինստիտուտ
էներգետիկայի գիտատեխնիկական լրատվական «Էներգալուրեր» կենտրոն
Երևան 1998 թ.
Մշակել է` Հայաստանի Հանրապետության «Էներգետիկայի հայկական
գիտահետազոտական ինստիտուտ» պետական փակ բաժնետիրական
ընկերությունը
Կատարողներ` Ա. Առաքելյան, Լ. Եղիազարյան, Վ. Սահակյան, Վ. Սաֆարյան
Խմբագիր` Դ. Բաղդասարյան
Գրանցված է` Հայաստանի Հանրապետության արդարադատության նախարարության
կողմից
«----» -------- 199 թ.
պետական գրանցման թիվ ______
Սույն Հրահանգի վերաբերյալ բոլոր առաջարկությունները և դիտողությունները խնդրում ենք ուղարկել հետևյալ հասցեով` Երևան-47, Ամառանոցային փող. 127, «Էներգետիկայի ինստիտուտ» ՊՓԲԸ, «Էներգալուրեր» լրատվական կենտրոն:
ԲԱՇԽԻՉ ԷԼԵԿՏՐԱԿԱՆ ՑԱՆՑԵՐՈՒՄ ԷԼԵԿՏՐԱԷՆԵՐԳԻԱՅԻ ԿՈՐՈՒՍՏՆԵՐԻ ՀԱՇՎԱՐԿԻ
ՀՐԱՀԱՆԳ
1. ԸՆԴՀԱՆՈՒՐ ԴՐՈՒՅԹՆԵՐ
1.1. Սույն հրահանգը կազմված է ի կատարումն «Էներգետիկայի մասին» ՀՀ օրենքի 7 և 14 հոդվածների և պարտադիր է ՀՀ տարածքում գործող պետական և ոչ պետական էլեկտրացանցային, նախագծային և գիտական ձեռնարկությունների համար:
1.2. Հրահանգում տրված են 0.38-35 կՎ լարման բաց բաշխիչ էլեկտրական ցանցերով էլեկտրական էներգիայի հաղորդման համար կատարվող էլեկտրական էներգիայի ծախսի (տեխնոլոգիական ծախս) հաղորդմանը և հաշվառմանը զուգորդող առևտրային կորուստների (հակիրճ` էլեկտրաէներգիայի կորուստներ) հաշվարկի տեսակները և մեթոդները:
1.3. Սույն հրահանգին համապատասխան կատարված հաշվարկների արդյունքները պետք է օգտագործել էլեկտրաէներգիայի կորուստների հաշվետվության մեջ, ինչպես նաև` էլեկտրաէներգիայի կորուստների պլանավորման և էլեկտրական ցանցի կորստաբեր տարրերի բացահայտման և կորուստների նվազեցման միջոցառումների մշակումների մեջ:
Էլեկտրաէներգիայի այդ թվում` վաճառող-գնորդ, մատակարար-սպառող փոխադարձ ֆինանսական փոխհաշվարկներում էլեկտրացանցում էլեկտրաէներգիայի կորուստների հաշվարկի արդյունքները հանդիսանում են կարևորագույն ցուցանիշներ:
1.4. Սույն հրահանգով կարելի է նորմավորել տարբեր լարումների բաշխիչ էլեկտրացանցերում էլեկտրաէներգիայի տեխնոլոգիական ծախսերը և հաշվառման հետ կապված էլեկտրաէներգիայի կորուստները, որոնք տեղի և ունենում էլեկտրաէներգիան մինչև սպառողները հաղորդելու ընթացքում:
1.5. Բաշխիչ էլեկտրացանցերում էլեկտրաէներգիայի կորուստների հաշվարկի մեթոդում հաշվի են առնված ներքոհիշյալ գործոնները, որոնց միջոցով ապահովվում է հաշվարկային ալգորիթմում և ցանցերում գործող պայմանների համապատասխանությունը:
1.5.1. Հաշվարկների կատարման բավարար ճշտության ապահովումը, որը թելադրվում է էլեկտրաէներգիայի վաճառքի բարձր սակագներով;
1.5.2. Գործող էլեկտրացանցային ձեռնարկությունների ցանցային տեխնիկական փաստաթղթերի և տվյալների անբավարար վիճակը, որը հետևանք է.
- վերջին տարիների լարված աշխատանքի պայմաններում չպլանավորված և չգրանցվող բազմաթիվ սխեմայական փոփոխությունների, նաև կառուցվածքային փոփոխությունների պատճառով ձեռնարկություններում եղած 6-10 և 34 կՎ լարման ցանցերի միագիծ սխեմաները լիարժեք չեն համապատասխանում ցանցերի իրական, գործող սխեմաներին (դեռևս գտնվում են ճշտման ընթացքում),
- 0.38/0,22 կՎ լարման բաշխիչ ցանցերի միագիծ սխեմաները ցանցային ձեռնարկություններում որպես կանոն բացակայում են (գտնվում են լրացման ընթացքում):
1.5.3. Բաշխիչ էլեկտրացանցերի աշխատանքի ռեժիմների թերի կամ անհավաստի տվյալները, ցանցի առանձին տեղամասերի (սնող և բաշխիչ ենթակայաններ, առանձին սնման ուղղություններ) էլեկտրաէներգիայի հաշվեկշռի ստացման դժվարությունները:
1.5.4. Բացակայում են այսօրվա պայմաններին համապատասխանող տիպային սպառողական ցանցի հանգույցների բեռնվածքի օրական գրաֆիկները (քանի որ բացակայում են գազամատակարարումը, ջերմամատակարարումը, ուստի հին գրաֆիկները, որոնք համապատասխանում էին դրանց առկայության պայմաններին, այժմ հնարավոր չէ օգտագործել):
1.5.5. Էլեկտրացանցային ձեռնարկությունները չունեն անհրաժեշտ ավտոմատ գրանցող սարքեր օրվա բեռնվածքի գրաֆիկներ ստանալու համար, իսկ մասնագիտացված կազմակերպությունների հնարավորությունները այդ գործում խիստ սահմանափակ են: Սակայն հետզհետե ձեռք են բերվում այդպիսի գրաֆիկներ:
1.5.6. Դիտարկվող պայմանների համար ցանցերում էլեկտրաէներգիայի կորուստների հին, հայտնի մեթոդները առաջացնում են անթույլատրելի մեծ սխալներ:
1.5.7. 0.38 կՎ ցանցերում ամենուր դիտվում են ֆազերի անհավասար բեռնվածություն և աշխատանքային ռեժիմի ոչ սիմետրիկություն:
1.5.8. Էլեկտրամատակարարման դադար և օրվա ընթացքում սպառիչի մի քանի անջատում-միացում: Այս պարագան հաշվի է առնվում սույն հրահանգում:
1.6. Բացի 1.5 կետում նշված գործոններից, սույն հրահանգում հաշվի են առնվում նաև էլեկտրաէներգիայի կորուստների վրա ազդող հետևյալ հանգամանքները.
1.6.1. Էլեկտրաէներգիայի ծախսի մեծությունը ժամանակի տվյալ հատվածում (օր, ամիս եռամսյակ և այլն):
1.6.2. Էլեկտրաէներգիայի սպառման անհավասարաչափությունը օրվա ընթացքում:
1.6.3. Բեռնվածքի գրաֆիկների տարբերությունը ըստ առանձին ֆազերի:
1.6.4. Ընդհանրացված բեռնվածքի (ըստ հանգույցների) ռեակտիվ հզորության գործակիցը:
1.6.5. Բաշխիչ 6-3կ կՎ էլեկտրացանցի բաժանման կետերի տեղերը:
1.6.6. Ցանցի տարրերի պարամետրերը:
1.6.7. 0.38/0,22 կՎ եռաֆազ ցանցերի հնարավոր անսիմետրիկությունը:
2. ԷԼԵԿՏՐԱԷՆԵՐԳԻԱՅԻ ԿՈՐՈՒՍՏՆԵՐԻ ՀԱՇՎԱՐԿԻ ՏԵՍԱԿՆԵՐԸ ԵՎ ՆՊԱՏԱԿՆԵՐԸ
2.1. Պլանավորման ժամանակահատվածից և ելակետային տվյալների բնույթից կախված էլեկտրաէներգիայի կորուստների հաշվարկները լինում են հետևյալ տեսակների.
- անցյալ (ռետրոսպեկտիվ) ժամկետի հաշվարկ, այդ ժամկետում գրանցված տվյալներով,
- օպերատիվ հաշվարկ (ըստ օպերատիվ տվյալների),
- հեռանկարային հաշվարկ (ըստ ապագայի համար կանխատեսվող տվյալների);
2.2. Անցյալ ժամկետի հաշվարկները կատարվում են մոտակա ժամանակահատվածների (ամիս, եռամսյակ) տվյալներով: Հաշվարկի նպատակն է. ճշտել անցած ժամանակահատվածում կորուստների փաստացի մեծությունները և պլանավորել մոտ ապագայում (ամիս, եռամսյակ) սպասվող կորուստները:
2.2.1. Հաշվարկի արդյունքում որոշվում են.
. էլեկտրացանցում էլեկտրաէներգիայի կորուստների կառուցվածքը,
. չափիչ սարքերի սխալանքով և հաշվառքից դուրս օգտագործված էլեկտրաէներգիայով պայմանավորված էլեկտրաէներգիայի առևտրային կորուստները,
. առավել բարձր կորուստներով ցանցի տեղամասերը (տարրերը, առանձին ուղղությունները),
. էլեկտրաէներգիայի կորուստների նվազեցման կազմակերպական-տեխնիկական միջոցառումների ներդրման փաստացի արդյունավետությունը,
. էներգաօբյեկտի (ցանցային ձեռնարկության, նրա ստորաբաժանման) տեխնիկատնտեսական ցուցանիշները:
2.2.2. Կազմվում է ցանցային ձեռնարկության, նրա ստորաբաժանումների, առանձին սնման ուղղությունների և ենթակայանների էլեկտրաէներգիայի հաշվեկշիռ:
2.2.3. Միջոցառումներ են մշակվում էլեկտրաէներգիայի հաշվեկշռի պակասները և մեծ կորուստները թույլատրելի մակարդակի հասցնելու համար:
2.2.4. Էլեկտրաէներգիայի մատակարարի, մեծածախ գնորդի և վաճառողի միջև ճշտվում են ֆինանսական փոխհաշվարկները ըստ էլեկտրական ցանցում էլեկտրաէներգիայի կորուստների մեծության:
2.3. Օպերատիվ հաշվարկները կատարվում են ռեժիմի պարամետրերի չափումների տվյալներով և նպատակ ունեն.
. հսկելու էլեկտրաէներգիայի կորուստների ընթացիկ արժեքները և դրանց փոփոխությունը ժամանակի ընթացքում,
. կորուստների իջեցնելու համար կատարել էլեկտրական ցանցի սխեմայի և ռեժիմի ընթացիկ փոփոխություններ,
. կատարել էներգաօբյեկտների հզորության հաշվեկշռի և սահմանաքանակների օպերատիվ հսկում,
. գնահատել ընթացիկ հաշվարկային ժամկետի վերջին սպասվող էլեկտրաէներգիայի կորուստները,
. ստեղծել տեղեկատու բանկ, որը կօգտագործվի ընթացիկ և ապագա ժամանակահատվածներում էլեկտրաէներգիայի կորուստների հաշվարկներում:
2.4. Հեռանկարային հաշվարկները թույլ են տալիս.
. ճշտելու էլեկտրաէներգիայի կորուստների հաշվարկը առաջիկա և ապագա ժամանակահատվածների ընթացքում (ամիս, եռամսյակ, կիսամյակ, տարի),
. գնահատելու էլեկտրաէներգիայի կորուստների նվազեցմանն ուղղված միջոցառումների սպասվող արդյունավետությունը,
. կատարելու էլեկտրական ցանցերի վերակառուցման տարբերակների համեմատությունը:
2.5. Էլեկտրական բաշխիչ ցանցերը ըստ ռեժիմային և սխեմայական առանձնահատկությունների և հաշվարկների ելակետային տվյալների հագեցվածության կարելի է բաժանել երեք խմբի.
ա) 35-110 կՎ լարման բացված սխեմաներով էլեկտրական ցանցեր,
բ) 6-10 կՎ լարման էլեկտրական ցանցեր:
2.6. Էլեկտրական ցանցերում էլեկտրաէներգիայի կորուստների հաշվարկի արդյունքները պետք է ներկայացվեն հետևյալ բաղադրիչները պարունակող կառուցվածքով.
. բեռնվածքի կորուստները գծերում և ուժային տրանսֆորմատորներում,
. պարապ ընթացիկ կորուստները ուժային տրանսֆորմատորներում,
. ենթակայանների սեփական կարիքների համար սպառված էլեկտրաէներգիան,
. էլեկտրաէներգիայի ծախսը հավասարակշռող (կոմպենսացնող) տեղակայանքներում` կոնդենսատորային մարտկոցներում, սինքրոն և ստատիկ տիրիստորային (կափույր) կոմպենսատորներում և այլն,
. էլեկտրաէներգիայի կորուստները ռեակտորներում,
. էլեկտրաէներգիայի առևտրային կորուստները չափիչ սարքերում (կախված հաշվիչների, չափիչ տրանսֆորմատորների ճշտության դասերից և այլն):
2.7. 0.38-35 կՎ լարման բաշխիչ էլեկտրական ցանցերում էլեկտրաէներգիայի կորուստների հաշվարկներում պետք է կիրառել սույն հրահանգի պահանջներին համապատասխանող անհատական համակարգչային ծրագրեր:
Հավելվածում բերված են հանձնարարելի անոտացիաները:
Այլ ծրագրերի կիրառումը թույլատրվում է ՀՀ Էներգետիկայի նախարարության հետ համաձայնեցնելուց հետո:
3. ԷԼԵԿՏՐԱԷՆԵՐԳԻԱՅԻ ԿՈՐՈՒՍՏՆԵՐԻ ՀԱՇՎԱՐԿԻ ՄԵԹՈԴՆԵՐ
3.1. Նախաբան
Բաշխիչ էլեկտրական ցանցերում էլեկտրաէներգիայի կորուստների որոշման համար, կախված հաշվարկի պահանջվող տեսակից և ելակետային տվյալների կազմությունից կիրառվում են հետևյալ հաշվարկային մեթոդները.
ա) էլեկտրաէներգիայի հաշվեկշռի մեթոդ: Կիրառվում է հաշվեկշռութային կորուստները որոշելու համար,
բ) միջին բեռնվածքի մեթոդ: Գերադասելի է 0.38-35 կՎ լարման բաց ցանցերի համար, եթե հայտնի են ցանցի գլխամասային տարրերով հաղորդված և ծայրամասային տարրերով առաքված էլեկտրաէներգիայի քանակները հաշվարկային ժամանակահատվածում և ցանցի միագիծ սխեման իր բոլոր, հաշվարկային անհրաժեշտ պարամետրերով,
գ) բնութագրական ցանցի/ուղղության մեթոդ:
Գերադասելի է 0.38 կՎ լարման ցանցերի համար, եթե բացակայում է ցանցի լրիվ միագիծ սխեման, սակայն հայտնի են մի քանի բնութագրական ուղղությունների 0.38 կՎ ցանցի լրիվ միագիծ սխեմաները և բեռնվածությունները, ինչպես նաև 0.38 կՎ լարման գլխամասային տեղամասերով հաղորդված էլեկտրաէներգիայի քանակությունները բնութագրական և ոչ բնութագրական ուղղություններում: Այստեղ որպես «բնութագրական» ընդունվում են այն ուղղությունները, որոնք կարող են բնութագրել այլ (ոչ բնութագրական) ուղղությունները ըստ սխեմայի և սպառողների (բնակելի բարձրահարկ շենքեր, ցածրահարկ մասնավոր բնակելի շենքեր, կոմունալ, արտադրական, առևտրային և այլ օբյեկտներ): Այս մեթոդը մոտավոր է, սակայն նրա ճշտությունը հնարավոր է բարձրացնել բնութագրական ուղղությունների քանակի ավելացումով:
Նշված երեք մեթոդները սկզբունքորեն կարող են կիրառվել 0.38-35 կՎ լարման ցանցերում էլեկտրաէներգիայի կորուստների համար:
3.2. Էլեկտրաէներգիայի հաշվեկշռի մեթոդ
Սույն մեթոդը պիտանի է կորուստների արագ և մոտավոր գնահատման համար և հանգում է տվյալ T ժամանակահատվածում ցանց մուտք գործած և ցանցի սպառողների կողմից ծախսված էլեկտրաէներգիայի տարբերության (այսինքն` ցանցում գումարային կորուստների) որոշմանը: Այս մեթոդով անհնար է ստանալ կորուստների կառուցվածքային պատկերը:
Բաշխիչ էլեկտրական ցանցում էլեկտրաէներգիայի կորուստը ըստ սույն մեթոդի`
n n
b u
__ __
/\W = \ W - \ W - /\W , (3.1)
k /__ bx.i /__ uc.j T
i=1 j=1
որտեղ` W - i-րդ էլեկտրահաշվիչով չափված, T ժամանակահատվածում ցանցի
bx.i որևէ տեղամաս մուտք գործած էլեկտրաէներգիան է,
W - j-րդ էլեկտրահաշվիչով չափված, T ժամանակահատվածում ցանցի
uc.j նույն տեղամասում ծախսված էլեկտրաէներգիան է,
n - ցանցի մուտքերում տեղադրված էլեկտրահաշվիչների թվաքանակն է,
b
n - ցանցի բոլոր սպառողների բոլոր էլեկտրահաշվիչների (բացի ելքային
u էլեկտրահաշվիչներ) թվաքանակն է,
/\W - ցանցում տեխնոլոգիական կորուստներն են (տես բաժին 3.4-ը),
T
/\W = +/- /\W + /\W - ցանցում առևտրային կորուստներն են,
k n բու
/\W - չափման միջոցների (էլեկտրահաշվիչներ, չափիչ տրանսֆորմատորներ,
n երկրորդային շղթաներ) սխալի թույլատրելի սահմաններում
պայմանավորված առևտրային կորուստներն (ՉԱԿ) են, կարող են
լիներ դրական կամ բացասական (տես բաժին 3.3-ը),
/\W - էլեկտրահաշվիչների կողանցած և/կամ չափող սարքերի թույլատրելի
բու սխալի գերազանցումով, ինչպես նաև էլեկտրահաղորդման գծերի և
ուժային տրանսֆորմատորների անվանական պարամետրերի
գերազանցումով պայմանավորված էլեկտրաէներգիան է:
3.3. Չափիչ սարքերի սահմանային թույլատրելի սխալի մեծության հաշվարկ
Էլեկտրաէներգիայի չափման սահմանային թույլատրելի սխալի մեծությունը (%) մեկ չափիչ համալիրի համար որոշվում է [1-3].
/-------------------
/ 2 2 2 2
b = +/- 1,1 \/ b + b + b + b , (3.2)
1 U L օ
որտեղ` b և b - համապատասխանորեն հոսանքի և լարման տրանսֆորմատորների
1 U (ԼՏ, ՀՏ) թույլատրելի սահմանային հարաբերական
սխալներն են, %,
b - էլեկտրահաշվիչը և լարման տրանսֆորմատորը միացնող
L լարերում լարման կորստի թույլատրելի սահմանային
մեծությունն է, %,
b - էլեկտրահաշվիչի հիմնական սխալի թույլատրելի սահմանային
օ մեծությունն է, %:
Աղյուսակում 3.1-ում բերված են տարբեր չափիչ համալիրների չափման թույլատրելի սահմանային մեծությունները, որտեղ ընդունված է` bL = 0,5 bU :
ՈՒնենալով /\Wk և /\Wn արժեքները որոշվում է /\Wբու-ի մեծությունը: Եթե այն հավասար չէ 0-ի, ապա անհրաժեշտ է պարզաբանել պատճառները և դրանց վերացման միջոցառումներ մշակել:
Այդ նպատակով պետք է ստուգել.
- առկա են արդյոք ցանցում էլեկտրահաշվիչները կողանցած էլեկտրագծեր և էլեկտրագողություն,
- լարման տրանսֆորմատորի երկրորդային շղթայում լարման կորուստի համապատասխանությունը թույլատրելի սահմանին,
- հոսանքի տրանսֆորմատորների համապատասխանությունը իրական բեռնվածքի սահմաններին,
- էլեկտրահաշվիչների համապատասխանությունը իրենց ճշտության դասին,
- էլեկտրահաշվիչների բոլոր անհրաժեշտ կապարակնիքների առկայությունը,
- ցանցում սեփական կարիքների համար ծախսվող էլեկտրաէներգիայի հաշվառման սարքերի առկայությունը:
Աղյուսակ 3.1
._________________________________________________.
| Ճշտության դասեր | |
|___________________________________________| b% |
| Հոսանքի | Լարման | Էլեկտրահաշվիչ| |
|տրանսֆորմատոր |տրանսֆորմատոր| | |
|______________|_____________|______________|_____|
|0,2 |0,5 |0,5 |0,854|
|______________|_____________|______________|_____|
|0,5 |0,5 |0,5 |0,992|
|______________|_____________|______________|_____|
|0,5 |0,5 |1,0 |1,375|
|______________|_____________|______________|_____|
|0,5 |0,5 |2,0 |2,35 |
|______________|_____________|______________|_____|
|0,5 |1,0 |1,0 |1,739|
|______________|_____________|______________|_____|
|0,5 |1,0 |2,0 |2,58 |
|______________|_____________|______________|_____|
|0,5 |2,0 |2,0 |3,346|
|______________|_____________|______________|_____|
|1,0 |1,0 |1,0 |1,983|
|______________|_____________|______________|_____|
|1,0 |1,0 |2,0 |2,75 |
|______________|_____________|______________|_____|
|1,0 |2,0 |2,0 |3,479|
|______________|_____________|______________|_____|
|2,0 |2,0 |2,0 |3,966|
|______________|_____________|______________|_____|
|1,0 |- |2,0 |2,46 |
|______________|_____________|______________|_____|
|2,0 |- |2,0 |3,111|
|______________|_____________|______________|_____|
|0,5 |- |2,0 |2,268|
|______________|_____________|______________|_____|
|1,0 |0,5 |2,0 |2,53 |
|______________|_____________|______________|_____|
|- |- |2,0 |2,2 |
|______________|_____________|______________|_____|
|1,5 |0,5 |2,0 |2,8 |
|______________|_____________|______________|_____|
|- |- |3,0 |3,3 |
|______________|_____________|______________|_____|
|1,5 |1,0 |2,0 |3,01 |
._________________________________________________.
Այսպիսով (3.1) բանաձևում ՉԱԿ-ի թույլատրելի սահմանային արժեքը հավասար է.
n
b
__
b% \ W : (3.3)
/\W = _____ /__ bx.i
n 100 i=1
Եթե ցանցում կան միացված կոնդենսատորային մարտկոցներ, ապա դրանցում էլեկտրաէներգիայի կորուստները որոշվում են հետևյալ բանաձևերից որևէ մեկով.
/\W = /\p Q T կամ
ԲԿ o ԲԿ ԲԿ
/\W = /\p V, (3.4)
ԲԿ o
որտեղ` /\p - կոնդենսատորում հզորության տեսակարար կորուստներն են,
o կՎտ/կվառ: 1000 Վ-ից բարձր լարման կոնդենսատորների համար
ընդունվում է /\p =0.002 կՎտ/կվառ:
o
Q T - կոնդենսատորային մարտկոցի տեղակայված հզորությունն է, կվառ,
ԲԿ, ԲԿ և աշխատաժամերի քանակն է, ժամ,
V - կոնդենսատորային մարտկոցի ռեակտիվ էլեկտրաէներգիան է
հաշվարկային ժամանակահատվածում, կվառ.ժ:
Ցանցում միացված ռեակտորներում հզորության և էլեկտրաէներգիայի կորուստները որոշվում են հետևյալ եղանակով.
- ակտիվ հզորության կորուստները երեք ֆազերում`
2
/\P = 3I /\P , (3.5)
p * նոմ.ֆ
որտեղ` /\P - ռեակտորի մեկ գազում ակտիվ հզորության կորուստն է
նոմ.ֆ անվանական բեռնվածքի դեպքում, կՎտ,
I = I/I - ռեակտորի փաստացի հոսանքի հարաբերությունը նրա
* նոմ. անվանական հոսանքին:
- ռեակտիվ հզորության կորուստները երեք ֆազերում`
2
/\Q = 3I /\Q , (3.6)
p * նոմ.ֆ
որտեղ` /\Q - ռեակտորի մեկ ֆազում ռեակտիվ հզորության կորուստն է
նոմ.ֆ անվանական բեռնվածքի դեպքում, կվառ,
- ակտիվ և ռեակտիվ էլեկտրաէներգիայի կորուստները երեք ֆազերում`
V
/\W = K /\P T կՎտ ժ, /\W = K /\Q T , կվառ, (3.7)
p Hp p b p Hp p b
որտեղ` T - ռեակտորի միացման ժամերի թվաքանակն է, ժամ,
b
K - ակտիվ հզորության օրվա բեռնվածքի գրաֆիկով որոշված
Hp անհավասարաչափության գործակից,
V
K - ռեակտիվ հզորության օրվա բեռնվածքի գրաֆիկով որոշված
Hp անհավասարաչափության գործակից:
Էլեկտրաէներգիայի կորուստները հոսանքի և լարման տրանսֆորմատորներում, ներառյալ կորուստները դրանց երկրորդային շղթաներում (էլեկտրահաշվիչներ, միացման հաղորդալարեր) կարելի է գնահատել ըստ նրանցում տեղի ունեցող կորուստների միջին արժեքների (աղ. 3.2) երեք ֆազի համար:
Աղյուսակ 3.2
.____________________________________________________.
|Լարումով, կՎ |6 |10 |35 |110 |220 |
|___________________________|___|____|____|____|_____|
|Հոսանքի տրանսֆորմատորի մաս,|60 |60 |100 |300 |300 |
|կՎտ ժ/տարի | | | | | |
|___________________________|___|____|____|____|_____|
|Լարման տրանսֆորմատորի մաս, |130|175 |400 |6000|12000|
|կՎտ ժ/տարի | | | | | |
.____________________________________________________.
Անհրաժեշտ է նշել, որ տվյալ մեթոդի սխալը մեծ է ցածր բեռնվածության ցանցերի համար, ուստի այն չի կարելի երաշխավորել արդի բաշխիչ 6-10 կՎ լարման ցանցերի հաշվարկի համար, որոնց միջին բեռնվածությունը չի գերազանցում 10-20 տոկոսը:
3.4. Միջին բեռնվածքի մեթոդ
3.4.1. Միջին բեռնվածքի մեթոդում որպես ելակետ օգտագործվում են էլեկտրական ցանցի պարամետրերի և էլեկտրահաշվիչներով որոշված էլեկտրաէներգիայի քանակի մասին տվյալները:
3.4.2. Էլեկտրական ցանցի տեղամասում (էլեկտրամատակարարման ուղղությունում` տոպոլոգիական ծառում) բեռնվածքի կորուստները /\WH (կՎտ ժ) գլխամասային տարրով հաղորդված W (կՎտ ժ) էլեկտրաէներգիայի միջոցով որոշվում են հետևյալ իտերացիոն բանաձևով.
2
(k) (k) W -3
/\W = K R _________________ . 10 , (3.8)
H Hp էk (k) 2
T(U cosփ )
նոմ
որտեղ` (k) - իտերացիայի քայլի համարն է,
U - գլխամասային հանգույցի գծային լարման անվանական արժեքն է, կՎ,
նոմ
T - W էլեկտրաէներգիայի հաղորդման տևողությունը, ժամ (այն
ժամանակամիջոցը, որի ընթացքում հաղորդվել է W քանակի
էլեկտրաէներգիա),
K - բեռնվածքի գրաֆիկի անհավասարաչափության գործակիցն է,
Hp
R - էլեկտրական ցանցի տեղամասի համարժեք ակտիվ դիմադրությունն է,
էk Օհմ,
(k)
cosփ - գլխամասային տարրի հզորության գործակիցն է:
Համարժեք ակտիվ դիմադրությունը որոշվում է հետևյալ իտերացիոն բանաձևով.
._ _.2
N N | (k) |
i T | W |
__ (k) 2 2 __ | Tj |
\ (W ) R U \ | _____ |
/__ լi լi նոմ /__ /\P | S |
(k) i=1 j=1 kj ._ j _. 3
R = _______________ + __________________________ 10 (3.9)
էk 2 2
W W
որտեղ` (k) - ակտիվ էլեկտրաէներգիայի հաշվարկային հոսքն է, i-րդ ճյուղի,
Wլi կՎտ ժ,
R - i-րդ ճյուղի ակտիվ դիմադրությունն է, Օհմ,
լi
(k)
W - i-րդ տրանսֆորմատորով հաղորդված էլեկտրաէներգիան է
Tj (տրանսֆորմատորի ելքում), կՎտ ժ
Sj - j-րդ տրանսֆորմատորի անվանական հզորությունն է, կՎԱ,
/\P - j-րդ տրանսֆորմատորի կարճ միացման հզորությունն է, կՎտ,
kj
N ,N - համապատասխանաբար ճյուղերի և տրանսֆորմատորների
b T թվաքանակները էլեկտրական ցանցի դիտարկվող տեղամասում:
(0)
Ծանոթություն. W արժեքները տրվում են որպես նախնական տեղեկատվություն,
Tj հակառակ դեպքում այն որոշվում է օգտագործելով ցանցում
միավոր դրվածքային հզորությանը տրված էներգիայով:
3.4.3. Էլեկտրական ցանցի տեղամասի ուժային տրանսֆորմատորների պարապ ընթացքի կորուստները (կՎտ ժ) որոշվում են հետևյալ բանաձևով.
._ _.2
N | (k) |
T | U |
(k) __ | սր |
/\W = \ /\P T | _____ |, (3.10)
x /__ xj xj | U |
j=1 | նոմ |
._ _.
որտեղ` /\P - j-րդ տրանսֆորմատորի պալատ ընթացքի կորուստներն են, կՎտ,
xj
T - j-րդ տրանսֆորմատորի լարման տակ գտնվելու տևողությունն է
xj հաշվարկային ժամանակահատվածի ընթացքում, ժամ,
(k)
U - T ժամանակամիջոցում տրանսֆորմատորի գծային լարման միջին
սր xj հավասարակշռված արժեքն է իտերացիայի k-րդ քայլում, կՎ:
(k)
U հաշվարկվում է հետևյալ բանաձևով.
սր
._ _. ._ _. ._ _. ._ _.
| (k) | | | | | | (k) |
|U | = |U | - | Z |.|I |, (3.11)
| սր | | նոմ | | | | y |
._ _. ._ _. ._ _. ._ _.
որտեղ` ._ _.
| (k) |
|U | - հանգուցային միջին լարումների սույն մատրից է,
| սր |
._ _.
._ _.
|U | - դիտարկվող ցանցի տեղամասի անվանական լարման սույն
| նոմ | վեկտոր է,
._ _.
._ _.
| Z | - հանգուցային դիմադրությունների քառակուսի մատրից է,
._ _.
._ _.
| (k) |
|I | - հանգուցային հոսանքների սույն վեկտոր է:
| y |
._ _.
._ _.
Հանգուցային դիմադրությունների | Z | մատրիցը որոշվում է.
._ _.
._ _. ( ._ _. ._ _. ._ _.1 ) -1
| | ( | | | d | | | )
| Z | = ( | M |. |Y |. | M | ) , (3.12)
| | ( | | | b | | | )
._ _. ( ._ _. ._ _. ._ _. )
._ _.
| d |
որտեղ` |Y | - ճյուղերի հաղորդականությունների անկյունագծային մատրից է,
| b |
._ _.
._ _.
| M | - համակցման վերադասավորված առաջին մատրից է:
._ _.
Հանգուցային հոսանքների սույն մատրիցը հավասար է.
._ _. ._ _. ._ _.
| (k) | | | | (k) |
|I |= | M |. |I |, (3.13)
| y | | | | b |
._ _. ._ _. ._ _.
._ _.
որտեղ` | (k) |
|I | - ճյուղերի հոսանքների սույն վեկտոր է, որի բաղադրիչները
| b | որոշվում են հետևյալ բանաձևով.
._ _.
(k)
W
(k) լi
I = ________________ : (3.14)
b /-------------
/ (k)
/ 3U Tcosփ
\/ նոմ
3.4.4. Էլեկտրական ցանցի տեղամասում (էլեկտրամատակարարման ուղղությունում, տոպոլոգիական ծառում) լրիվ (բեռնվածքի և տրանսֆորմատորների պարապ ընթացքի) կորուստները հավասար են.
(k) (k) (k)
/\W = /\W + /\W : (3.15)
H X
3.4.5. (3.9)-ը բանաձևում իտերացիոն պրոցեսի ընթացքում օգտագործվող
(k)
W արժեքները որոշվում են հետևյալ բանաձևով.
Tj
(k-1)
W
(k) (k-1) Tj
W = (W - /\W ) __________ , (3.16)
Tj N
T
__ (k-1)
\ W
/__ Tj
j=1
(k)
իսկ ակտիվ էներգիայի հոսքի արժեքները W որոշվում են հետևյալ մատրիցային
լ
բանաձևով.
._ _. ._ _.-1 ._ _.
| (k) | | | | (k) |
|W |= | M |. |W |, (3.17)
| լ | | | | T |
._ _. ._ _. ._ _.
որտեղ` ._ _. (k)
| (k) | - W տարրերից բաղկացած սույն- մատրից է,
|W | լi
| լ |
._ _.
._ _.
| (k) | (k)
|W | - W տարրերից բաղկացած սույն մատրից է,
| T | Tj
._ _.
._ _.-1
| M | - համակցված առաջին շրջված քառակուսի մատրից է:
._ _.
(k)
3.4.6. (3.8) բանաձևում օգտագործվող cosփ հզորության գործակիցը.
(k) W
cosփ = ________________ , (3.18)
/------------
/ 2 (k) 2
\/ W + (W )
որտեղ` (k)
W - էլեկտրական ցանցի տեղամասի գլխամասային տարրի սկզբի ռեակտիվ
էներգիայի հոսքն է (կվառ.ժ)`
N
T
__ (k) (k)
(k) \ (V + V ) + /\V : (3.19)
V = /__ xj Hj լ
j=1
(3.19) բանաձևի բաղադրիչները որոշվում են այսպես.
- j-րդ տրանսֆորմատորում սպառված V ռեակտիվ էներգիան
xj
I
xj
V = _____ S T , (3.20)
xj 100 j xj
- j-րդ տրանսֆորմատորով հաղորդված ռեակտիվ էներգիան
(k) (k)
V = tgփ W , (3.21)
Hj Tj Tj
(k)
- գծերում ռեակտիվ էներգիայի /\V կորուստները
լ
2
(k) (k) W -3
/\V = K X _________________ 10 (3.22)
լ Hp էk (k) 2
T(U cosփ )
նոմ
որտեղ` I -j-րդ տրանսֆորմատորի պարապ ընթացքի հոսքն է, %
xj
tgփ -j-րդ տրանսֆորմատորի ելքում բեռնվածքի ռեակտիվ հզորության
Tj գործակիցն է, ելակետային տրված պարամետր է,
(k)
X - էլեկտրական ցանցի տեղամասի համարժեք ռեակտիվ դիմադրությունն է,
էk Օհմ
N
B
__ (k) 2
\ X (W )
/__ լi լi
(k) j=1
X = _______________ , (3.23)
էk 2
W
Xլi -i-րդ ճյուղի ռեակտիվ (ինդուկտիվ) դիմադրությունն է, Օհմ
10/0.4 կՎ և 6/0.4 կՎ լարման տրանսֆորմատորների շահագործման փորձը ցույց է տալիս, որ լինում են դեպքեր, երբ տրանսֆորմատորի պարապ ընթացքի հոսանքների արժեքները գերազանցում են անձնագրային տվյալները, որը բերում է տրանսֆորմատորի պարապ ընթացքի կորուստների աճին: Նման դեպքերում անհրաժեշտ է տրանսֆորմատորում կորուստների հաշվարկի ճշտում, նաև կարիքի դեպքում` տրանսֆորմատորի փորձազննում:
3.4.7. Իտերացիոն պրոցեսի սկիզբը նշվում է (0) համարով: ՈՒստի այդ համարով են նշվում ցանցի դիտարկվող տեղամասում տրանսֆորմատորների միջև էլեկտրաէներգիայի բաշխման մասին տրվող ելակետային տվյալները.
._ _. ._ _.-1 ._ _.
(o) (o) (o) | (o) | | | | (o) |
W = W , V = tgփ W , |W |= | M | . |W |,
Tj Tj Hj Tj Tj | լ | | | | T |
._ _. ._ _. ._ _.
._ _.
N N | (o) |
B (o) T | W |
__ W 2 2 __ | Tj |
\ ( լi ) R U \ | _____ |
/__ լi նոմ /__ /\P | S |
(o) j=1 j=1 kj ._ j _. 3 (3.24)
R = ___________________ + __________________________ 10 ,
էk 2 2
W W
N
B (o)
__ W 2
(o) \ ( լi ) X
X = /__ լi
էk j=1
_________________ :
2
W
(o)
Դիտարկվող տեղամասի գլխամասային տարրի համար ընդունվում է /\W = 0,
(օ) cos = 1:
3.4.8. Էլեկտրական ցանցի տեղամասում էլեկտրաէներգիայի կորուստների հաշվարկման իտերացիոն պրոցեսը ավարտված է համարվում, երբ տեղի է ունենում հետևյալ պայմանը
| (k+1) (k)|
|/\W - /\W |< e, (3.25)
| |
որտեղ` e - հաշվարկի տրված սխալն է:
Սույն (3.3) բաժնում բերվող հաշվարկի ալգորիթմը պետք է կիրառել ցանցի մեկ անվանական լարման տեղամասի համար հետևյալ եղանակով.
- 0.38 կՎ լարման ցանցի համար տրվում են սպառիչների սեղմակների վրա հզորության գործակիցները և իտերացիոն հաշվարկի միջոցով տրանսֆորմատորների 0.4 կՎ լարման էլեկտրաձողերի վրա որոշվում են ցանցում էլեկտրաէներգիայի կորուստները և ռեակտիվ հզորության գործակիցները,
- 6 կՎ և 10 կՎ լարման ցանցերի և 35/0.4 կՎ լարման տրանսֆորմատորների առկայության դեպքում` նաև 35 կՎ լարման ցանցերի հաշվարկներում տրանսֆորմատորների 0.4 կՎ էլեկտրաձողերին տրվում են tgփTj գործակիցները կամ, որպես այդպիսիք, տրվում են դիտարկվող տեղամասի 0.38 կՎ ցանցի հաշվարկի արդյունքում ստացված tgփTj-ի արժեքները,
- 35 կՎ լարման ցանցերի հաշվարկներում 35/6 կՎ և 34/10 կՎ լարման տրանսֆորմատորների 6 կՎ լարման էլեկտրաձողերին տրվում են tgփTj գործակիցները կամ, որպես այդպիսիք, տրվում են դիտարկվող տեղամասի 6 կՎ և 10 կՎ լարման ցանցերի հաշվարկի արդյունքներում ստացված tgփTj-ի արժեքները:
Որպես հաշվարկի ռացիոնալ ուղի հանձնարարվում է հաշվարկը սկսել 0.38 կՎ լարման ցանցից, հետո հերթականորեն հաշվել 6(10) կՎ և 35 կՎ լարման ցանցերը, հաշվարկի իտերացիոն պրոցեսը կազմակերպելով 0.38-35 կՎ ողջ ցանցի համար միատեղ:
3.4.9. Էլեկտրական ցանցի դիտարկվող տեղամասում էլեկտրաէներգիայի կորուստների կառուցվածքը (իտերացիոն պրոցեսի ավարտից հետո) որոշվում է հետևյալ բանաձևերով.
- բեռնվածքի կորուստները գծերում`
N
B
__ 2
\ R (W )
/__ լi լi
j=1 -3
/\W = K ____________________ .10 , (3.26)
Hլ Hp 2
T(U cosփ)
նոմ
- բեռնվածքի կորուստները տրանսֆորմատորներում`
._ _.2
N | (o) |
T | W |
2 __ | Tj |
U \ | _____ |
նոմ /__ /\P | S |
j=1 kj ._ j _. -3
/\W = K ___________________________ .10 (3.27)
Hլ Hp 2
T(U cosփ)
նոմ
- պարապ ընթացքի կորուստները տրանսֆորմատորներում որոշվում են (3.10) բանաձևով:
3.4.10. Էլեկտրական ցանցի տեղամասում էլեկտրաէներգիայի կորուստների տոկոսային արժեքները տրվում են այդ տեղամասին հաշվարկային ժամանակամիջոցում հաղորդված էլեկտրաէներգիայի քանակի նկատմամբ:
3.4.11. Ողջ էլեկտրական ցանցում էլեկտրաէներգիայի կորուստները հավասար են այդ ցանցի բոլոր տեղամասերում դիտարկվող հաշվարկային ժամանակամիջոցում տեղի ունեցած կորուստների գումարին:
Բեռնվածքի գրաֆիկի անհավասարաչափության գործակիցները որոշվում են ըստ 3.6 գլխում տրված հանձնարարականի:
3.5. Բնութագրական ցանցի/ուղղության մեթոդ
Սույն մեթոդը կիրառվում է 0.38 կՎ լարման էլեկտրական ցանցերում էլեկտրաէներգիայի կորուստների հաշվարկներում, երբ բացակայում են այդ ցանցերի մասին լրիվ և անհրաժեշտ բոլոր սխեմայական տվյալները, սակայն առկա են ողջ ցանցի անհրաժեշտ քանակով բնութագրական 6(10)/38 ուղղությունների (ծառերի) 0,38 կՎ ցանցերի լրիվ սխեմաները իրենց անհրաժեշտ տվյալներով:
Համաձայն այս մեթոդի որոշվում են բնութագրական ուղղությունների բոլոր 0.38 կՎ ցանցերի էլեկտրաէներգիայի կորուստները և դրանք ընդհանրացնելով համապատասխան որ բնութագրական ծառերի 0.38 կՎ ցանցերի համար, որոշվում են ողջ 0.38 կՎ ցանցում ամբողջական կորուստները:
Մեթոդի ալգորիթմը:
6(10)/0.38 կՎ էլեկտրական ցանցը բաժանվում է մի քանի նմանատիպ 0.38 կՎ ցանցեր պարունակող ուղղությունների խմբերի այնպես, որ յուրաքանչյուր խմբում 0.38 կՎ լարման ցանցի սխեման, կառուցվածքը, բեռնվածությունների տեսակները և այն լինեն հնարավորին չափ միատեսակ:
Բաժանված ցանցի յուրաքանչյուր խմբում առանձնացվում է էլեկտրամատակարարման մեկ բնութագրական ուղղություն - ծառ, որի համար պետք է ունենալ 0.38 կՎ լարման ցանցում միջին բեռնվածքի մեթոդով կորուստների հաշվարկմանն անհրաժեշտ ելակետային տվյալներ:
ՈՒղղությունների որևէ խմբում առանձնացված բնութագրական ուղղության 0.38 կՎ լրիվ ցանցի համար միջին բեռնվածքի մեթոդով հաշվարկվում են
x էլեկտրաէներգիայի կորուստները` /\W 0.38:
Այնուհետև դիտարկվող ցանցի խմբում որոշվում են առանձին ոչ բնութագրական ուղղություններում 0.38 կՎ լրիվ ցանցում էլեկտրաէներգիայի կորուստները հետևյալ բանաձևով.
m / n
x __ 2 / __ 2
/\W = /\W \ S W / \ S W , (3.28)
0.38 0.38 /__ j j / /__ i i
j=1 i=1
որտեղ` S - բնութագրական ուղղության 6(10)/0.4 կՎ լարման (կամ 35/0.4 կՎ)
i i-րդ տրանսֆորմատորի անվանական հզորությունն է, կՎԱ,
W - i-րդ տրանսֆորմատորով հաշվարկային ժամանակահատվածում 0.38 կՎ
i ցանց հաղորդված էլեկտրաէներգիան է, կՎտ ժ,
n - բնութագրական ուղղության տրանսֆորմատորների թվաքանակն է,
S - տվյալ ոչ բնութագրական ուղղության 6(10)/0.4 կՎ լարման (կամ
j 35/0.4 կՎ) j-րդ տրանսֆորմատորի անվանական հզորությունն է, կՎԱ,
W - j-րդ տրանսֆորմատորով հաշվարկային ժամանակահատվածում 0.38 կՎ
j ցանց հաղորդված էլեկտրաէներգիան է, կՎտ ժ,
m - ոչ բնութագրական ուղղության տրանսֆորմատորների թվաքանակն է:
Wj-ի արժեքները որոշվում են (3.16) բանաձևով ըստ տվյալ ուղղության գլխամասային տարրով հաղորդված էլեկտրաէներգիայի հայտնի քանակով:
Ոչ բնութագրական ուղղությունների 0.38 կՎ ցանցերի գումարային կորուստները յուրաքանչյուր k-րդ խմբում (/\W0.38k) որոշվում է հետևյալ բանաձևով.
F
__
/\W = \ /\W , (3.29)
0.38k /__ 0.38f
f=1
որտեղ` /\W - դիտարկվող k-րդ խմբի f-րդ ոչ բնութագրական սնման
0.38f ուղղության (ծառի) 0,38 կՎ լրիվ ցանցի կորուստներն են,
F - դիտարկվող խմբի մեջ ներառված ոչ բնութագրական
ուղղությունների քանակն է:
Էլեկտրական ցանցի դիտարկվող մասի 0.38 կՎ լարման ցանցում լրիվ բեռնվածքային կորուստները որոշվում են.
N
__ x
/\W = \ (/\W + /\W ), (3.30)
0.38i /__ 0.38k 0.38k
k=1
որտեղ` x
/\W - համապատասխանորեն, k-րդ խմբի բնութագրական և ոչ
0.38k բնութագրական ուղղությունների 0.38 կՎ ցանցերի լրիվ
կորուստներն են,
/\W
0.38k
N - դիտարկվող ցանցի խմբերի ընդհանուր թվաքանակն է:
3.6. Բեռնվածքի գրաֆիկի անհավասարաչափության գործակից
Այս գործակիցը (KHp ) որոշվում է երեք պարամետրով.
K = K K K (3.31)
Hp 1 2 3
որտեղ` K - եռաֆազ բեռնվածքի գրաֆիկի փոփոխելիությունը հաշվի առնվող
1 գործակիցն է, բեռնվածքը սիմետրիկ ընդունման պայմանով,
K - ոչ սիմետրիկ եռաֆազ բեռնվածքի միջին արժեքների տարբերության
2 գործակիցն է, առանձին ֆազերի բեռնվածքի գրաֆիկները նույնանման
ընդունման պայմանով,
K - տարբեր ֆազերի բեռնվածքի գրաֆիկների տարբերությունը հաշվի առնող
3 գործակիցն է:
Բեռնվածքի գրաֆիկի անհավասարաչափության գործակցի (կրճատ` անհավասարաչափության գործակից) հաշվարկի սխալը կախված է ելակետային տվյալների լրիվության աստիճանից: Գործնականում հաշվարկի մեթոդները երեքն են, որոնք ստորաբաժանված են ըստ սխալի կարգի: Այն է.
- ճշգրիտ հաշվարկային մեթոդ,
- մոտավոր հաշվարկային մեթոդ,
- գնահատման մեթոդ:
3.6.1. Ճշգրիտ հաշվարկային մեթոդ: Օգտագործվում են հետևյալ ելակետային տվյալները.
. երեք ֆազերից յուրաքանչյուրի բեռնվածքի (ակտիվ և ռեակտիվ հզորության) և լարման բնութագրական օրական կամ հաշվարկային T ժամանակահատվածի գրաֆիկները,
. /\t = T/n - ժամանակի հավասար հատվածների տևողություն,
. PAi; PBi; PCi (հակիրճ` Pmi, որտեղ` m = (A,B,C) համապատասխանաբար A,B,C ֆազերի սպառման ակտիվ հզորության միջին արժեքներն են ժամանակի i-րդ հատվածում, i=1, 2, ...., n,
. QAi; QBi; QCi (հակիրճ` Qmi)- համապատասխանաբար A,B,C ֆազերի սպառման ռեակտիվ հզորության միջին արժեքներն են ժամանակի i-րդ հատվածում,
. UAi; UBi; UCi - ֆազային լարումների միջին արժեքներն են ժամանակի i-րդ հատվածում:
Ըստ ելակետային տվյալների որոշվում են.
. յուրաքանչյուր ֆազի հոսանքի միջին արժեքը ժամանակի i-րդ հատվածում`
/-------_
/ 2 2
/ P + Q
\/ mi mi
I = _______________ , m = (A,B,C), i=1,2,...n, (3.32)
mi U
mi
. յուրաքանչյուր ֆազի հոսանքի միջին արժեքը T ժամանակահատվածում`
n
__
1 \ I , (3.33)
I = --_ /__ mi
mսր n i=1
. ֆազային լարման միջին արժեքը ժամանակի i-րդ հատվածում`
1
U = --_ (U + U + U ), (3.34)
i 3 Ai Bi Ci
. ֆազային լարման միջին արժեքը T ժամանակահատվածում`
n
__
1 \ U , (3.35)
U = --_ /__ i
սր n i=1
. չեզոք լարում հոսանքի ակտիվ և ռեակտիվ բաղադրիչների միջին արժեքները ժամանակի i-րդ հատվածում`
օ օ
I = I cosփ + I cos(120 + փ ) + I cos(-120 + փ ), (3.36)
aNi Ai Ai Bi Bi Ci Ci
I = I sinփ + I sin(120 + փ ) + I sin(-120 + փ ), (3.37)
pNi Ai Ai Bi Bi Ci Ci
որտեղ`
փ = arctg(Q /P ), (3.38)
mi mi mi
. չեզոք լարում հոսանքի լրիվ արժեքը ժամանակի i-րդ հատվածում`
/----------
/ 2 2
I = \/ I + I , (3.39)
Ni aNi pNi
. չեզոք լարում լրիվ հոսանքի միջին արժեքը T ժամանակահատվածում`
n
__
1 \ I , (3.40)
I = --_ /__ Ni
Nսր n i=1
. T ժամանակահատվածում սպառված միջին հզորության քառակուսի արժեքը`
n n
__ 2 __ 2
2 ( \ P ) + ( \ Q )
S =( /__ i) ( /__ i) (3.41)
սր i=1 i=1
որտեղ` P = P + P + P , Q = Q + Q + Q : (3.42)
i Ai Bi Ci i Ai Bi Ci
Հաշվարկված մեծություններով որոշվում է բեռնվածքի անհավասարաչափության գործակիցը`
n
2 __ 2 2 2 2
3nUսր \ (I + I + I + FI ), (3.43)
K = ------ /__ Ai Bi Ci Ni
Hp 2 i=1
S
F = R /R , (3.44)
N փ
որտեղ` R ,R չեզոք լարի և ֆազային լարի դիմադրություններն են:
N փ
K գործակիցը հաշվվում է ցանցի սխեմայի յուրաքանչյուր ճյուղի համար և
Hp տեղադրվում է (3.8) և (3.22) բանաձևերում, որոնցով որոշվում են էլեկտրական ցանցի տեղամասում T ժամանակահատվածի ընթացքում տեղի ունեցող ակտիվ և ռեակտիվ էներգիաների բեռնվածքի կորուստները (տեխնոլոգիական ծախսերը):
Կորուստների մեծության վրա առանձին գործոնների ազդեցության աստիճանը պարզում են K1, K2 և K3 գործակիցների օգնությամբ.
2 2 2
nUսր ___ Pi + Qi
K = ----- \ ________ , (3.45)
1 2 / 2
S սր ---- Ui
2
3nUսր 2 2 2 2
K = ------ (I + I + I + FI ), (3.46)
2 2 Ai Bi Ci Ni
S սր
K = K / K K : (3.47)
3 Hp 1 2
Ըստ K1, K2, K3 գործակիցների արժեքների վերլուծության կատարվում է ցանցում կորուստների նվազեցման միջոցառումների մշակում:
Եռալար ցանցերի համար ()3.42 , (3.45) բանաձևերում ընդունվում է INi = 0:
Բերված բանաձևերի մեթոդական սխալը պայմանավորված է միայն ժամանակի /\t-i մեծությամբ: Հաշվարկների առավելագույն բարձր ճշտություն ապահովելու համար ընդունվում է /\t < 15="">
Ժամանակակից չափով գրանցող էլեկտրոնային սարքերը թույլ են տալիս ցանցում կատարել անհրաժեշտ չափումներ /\t-i ցանկացած արժեքների համար, հաշվում են չափված մեծությունների միջին արժեքները յուրաքանչյուր /\t ժամանակամիջոցում, ունեն տվյալները հիշելու և համակարգչին փոխանցելու լավագույն հնարավորություն:
KHp գործակիցը հանձնարարվում է հաշվել համակարգի միջոցով:
3.6.2. Մոտավոր հաշվարկային մեթոդ: Օգտագործվում են հետևյալ ելակետային տվյալները.
. երեք ֆազերի և չեզոք լարի յուրաքանչյուրի բեռնվածքի (հոսանքի) բնութագրական օրական կամ հաշվարկային ժամանակահատվածի (T) համար պարբերական չափումներով (ձեռքով կամ ավտոմատորեն) ստացված գրաֆիկները,
. t = T/n - ժամանակի հավասար հատվածների տևողություն (n - հատվածների թիվ),
. IAi; IBi; ICi; INi - համապատասխանաբար A,B,C ֆազերի և չեզոք լարի հոսանքների միջին արժեքներն են ժամանակի i-րդ հատվածում, i = 1,2,...,n:
Անհավասարաչափության գործակիցը բերված տվյալների միջոցով հավասար է
n
3n __ 2 2 2 2
K՛ = ----- \ (I + I + I + FI ), (3.48)
Hp D /__ Ai Bi Ci Ni
i=1
._ _.2
որտեղ` | n |
| __ |
D = | \ (I + I + I ) | (3.49)
| /__ Ai Bi Ci |
| i=1 |
._ _.
K՛Hp գործակիցը կիրառությունը հաշվարկներում համընկնում է KHp -i կիրառության հետ (3.43):
Նշված ելակետային տվյալներով որոշվում են
n
n __
K՛ = ---- \ (I + I + I ), (3.50)
1 D /__ Ai Bi Ci
i=1
2
3n 2 2 2 2
K՛ = ----- (I + I + I + FI ), (3.51)
2 D Ai Bi Ci Ni
K՛= K՛ / K՛ K : (3.52)
3 Hp 1 2
Այստեղ Imսր և INսր հոսանքները որոշվում են համապատասխանաբար (3.33) և (3.40) բանաձևերով:
Եռալար ցանցերում ընդունվում է INi = 0:
Այս դեպքում էլեկտրաէներգիայի կորուստների հաշվարկի մեթոդական սխալը պայմանավորված է հետևյալ մոտավորություններով.
. /\t մեծության ընտրված արժեքով: Այն կարելի է անտեսել, եթե ընդունել /\t
. գծային լարումները Umi և հզորության գործակիցները ընդունված են անփոփոխ` U = U = U = U և cosփ = cosփ = cosփ = cosփ:
Ai Bi Ci Ai Bi Ci
3.6.3. Գնահատման մեթոդ: Օգտագործվում են հետևյալ ելակետային տվյալները.
W- ցանցի դիտարկվող տեղամասով (տարրով) T ժամանակահատվածում հաղորդված եռաֆազ հոսանքի ակտիվ էլեկտրաէներգիայի քանակը,
Imax, Imin -T ժամանակի ընթացքում հոսանքի համապատասխանաբար առավելագույն, նվազագույն արժեքները,
U , cosփ - T ժամանակի ընթացքում համապատասխանաբար լարման հզորության
սր սր գործակցի միջին հավասարակշռված արժեքները (որպես կանոն
որոշվում են փորձագիտական գնահատմամբ):
Որոշվում է եռաֆազ սիմետրիկ բեռնվածքի գրաֆիկի փոփոխելիության գործակիցը`
(1+2p+d)p-d
K՛՛= -----------, (3.53)
1 2
3p
Iսր Imin
որտեղ` p = ------ , d = ------ , (3.54)
Imax Imax
W
Iսր = --------------: (3.55)
/----
\/ 3TU cosփ
սր սր
K՛՛ գործակիցը (3.8), (3.22) բանաձևերում կիրառվում է KHp-i փոխարեն:
1
Հաշվարկների սխալի հավանականությունը տարբեր է, և կախված է բեռնվածքի գրաֆիկի տեսքից, որը առանձին դեպքերում կարող է մեծ արժեքներ ունենալ:
3.6.4. Անհավասարաչափության գործակիցը հաշվարկային բանաձևերի օգտագործման հանձնարարական:
(3.43)./.(3.47) և (3.48)./.(3.52) բանաձևերը պետք է օգտագործել եռաֆազ բեռնվածքի բնութագրական օրական գրաֆիկների համար:
(3.53) բանաձևը կիրառելի է ցանկացած տևողության (օրականից մինչև տարեկան) բեռնվածքի գրաֆիկի համար, ըստ 3.6.3 կետում նշված ելակետային տվյալների:
Միաֆազ բեռնվածքի կամ եռաֆազ բեռնվածքի ոչ սիմետրիկ բեռնված ցանցի մեկ ֆազի գրաֆիկի համար K (K՛ , K՛՛) գործակիցները իրենցից ներկայացնում են
1 1 1
անհավասարաչափության KHp գործակիցը, ըստ որում, (3.45), (3.50) և դրանց ենթակա բանաձևերում, ինչպես նաև (3.53) բանաձևում պետք է օգտագործել հզորությունների, հոսանքների և լարումների ֆազային արժեքները:
Ակնհայտ է, որ ոչ սիմետրիկ բեռնված ցանցի առանձին ֆազերի համար K1
գործակիցները կլինեն տարբեր, այսինքն A B C
K1 =/ K1 =/ K1:
Նույնը տեղի ունի նաև K՛ , K՛՛ գործակիցների համար:
1 1
4. 0.38-35 կՎ ԲԱՇԽԻՉ ԷԼԵԿՏՐԱԿԱՆ ՑԱՆՑԵՐՈՒՄ ԷԼԵԿՏՐԱԷՆԵՐԳԻԱՅԻ
ԿՈՐՈՒՍՏՆԵՐԻ ՆՎԱԶԵՑՄԱՆ ՄԻՋՈՑԱՌՈՒՄՆԵՐ
4.1. Ներդրումների մինչև 1 տարի հետգնման ժամկետ ապահովող միջոցառումներ
4.1.1. Սպառողների շուրջօրյա էլեկտրամատակարարում:
4.1.2. Էլեկտրացանցային ձեռնարկությունների կարգավորման ծառայությունների զինումը համակարգիչներով և համապատասխան մաթեմատիկական ապահովմամբ:
4.1.3. Միաֆազ սպառիչների ցանցերում կատարել բեռնվածքի հավասարաչափ բաշխում ֆազերի միջև:
. յուրաքանչյուր 0.38/0.22 կՎ բաշխիչ վահանակում և պահարանում, ենթակայանների 0.4 կՎ, էլեկտրաձողերից հեռացող գծերի վրա ըստ միաֆազ հաշվիչների ցուցմունքների կատարել ֆազերի ամսական միջին բեռնվածքի որոշման հաշվարկներ, ըստ ստացված արդյունքների իրականացնել ֆազերի բեռնվածքի վերաբաշխում: Կորուստների նվազեցման տեսակետից լավագույն արդյունքներ ստանալու համար պետք է կատարվեն առանձին ֆազերի բեռնվածքի գրաֆիկների կամ դրանց բնութագրական (առավելագույն և նվազագույն բեռնվածք) բեռնվածքի չափումներ, արդյունքները օգտագործելով ֆազերի բեռնվածքի վերաբաշխման մեջ:
4.1.4. Ցանցի լարման սեզոնային կարգավորում ուժային տրանսֆորմատորների ելուստների բոլոր տեղափոխումների միջոցով;
4.1.5. Բոլոր էլեկտրական հեղուսային միացումներում զսպանակավոր տափօղակների (մեջդիրների) պարտադիր կիրառում: Այս միացությունների կանխարգելիչ ձգումների պարբերական անցկացում:
4.1.6. Քառալար էլեկտրական ցանցերում չեզոք լարի միացումների առանձնահատուկ ջանասիրությամբ կատարում տրանսֆորմատորներից մինչև միաֆազ սպառիչ շղթայի ողջ երկարությամբ:
Նշված միջոցառումների համար անհրաժեշտ է պատրաստել հետևյալ ելակետային տվյալները.
. Տարբեր տեսակի էլեկտրական սպառիչների տարվա տարբեր եղանակների համար բեռնվածքի գրաֆիկների, դրանց անհավասարաչափության գործակիցների ստացում և կուտակում տեղեկատու բանկի մեջ:
. Սնող 6-35 կՎ ենթակայաններից մինչև 0.38 կՎ լարման միաֆազ և եռաֆազ սպառիչների միջև եղած ցանցում կատարել ֆազերի պիտակավորում: Պիտակավորել 0.38-10 կՎ օդային և մալուխային գծեր, նշելով երկարությունները և հաղորդալարերի և մալուխների տեսակները:
. 6-35 կՎ էլեկտրահաղորդման գծերում ֆազային հոսանքների մեծությունների որոշում առավելագույն բեռնվածքի ժամերին:
4.2. Ներդրումների 1 տարուց հետգնման ժամկետ ապահովող միջոցառումներ
4.2.1. Բնակչության (բնակարանների) գազամատակարարման վերականգնումը գազային անհատական հաշվիչների տեղադրումով կպայմանավորի բաշխիչ ցանցերի էլեկտրաէներգիայի կորուստների իջեցում բեռնվածքի և նրա գրաֆիկների հարթեցման շնորհիվ:
4.2.2. Օրվա ժամերով, ըստ հզորության և էներգիայի տարբերակված բազմասակագնային համակարգի կիրառումը բոլոր տեսակի բաժանորդների համար, կպայմանավորի բեռնվածքի օրական գրաֆիկների հարթեցում, հետևապես` ցանցում կորուստների նվազեցում:
4.2.3. 6-10/0.4 կՎ լարման տրանսֆորմատորների փոխարինում համապատասխան հզորության տրանսֆորմատորներով:
Հնարավոր են հետևյալ եղանակները.
. թերբեռնված (մինչև 10-12%) տրանսֆորմատորի փոխարինումը փոքր հզորության տրանսֆորմատորով, ապահովելով վերջինիս բեռնվածքը 70%-ից մինչև 100%:
. թերբեռնված (մինչև 15-30%) տրանսֆորմատորի փոխարինումը երկու տրանսֆորմատորով, երբ վերջիններիս գումարային անվանական հզորությունը օգտագործվում է 70%-ից մինչև 100% և ավելի բեռնվածքի դեպքում, երբ որոշ ցածր բեռնվածքի ռեժիմներում աշխատում է մեկ տրանսֆորմատորը, իսկ մյուսն անջատվում է:
. ցանցային ձեռնարկությունում ստեղծվում է տրանսֆորմատորների պահուստային կազմ, որ անհրաժեշտության դեպքում օգտագործվի գործողների փոխարինման համար:
4.2.4. Բաշխիչ 0.38-35 կՎ լարման ցանցերի նորացում:
4.2.5. Էլեկտրաէներգիայի հաշվառքի և իրացման խնդիրների ավտոմատացված համակարգի ներդրում և կիրառում:
ՕԳՏԱԳՈՐԾՎԱԾ ԳՐԱԿԱՆՈՒԹՅԱՆ ՑԱՆԿ
Հավելված 1
Բաշխիչ էլեկտրական ցանցերում
էլեկտրաէներգիայի կորուստների
հաշվարկի Հրահանգի
0.38-35 կՎ ԲԱՇԽԻՉ ԷԼԵԿՏՐԱԿԱՆ ՑԱՆՑԵՐՈՒՄ ԷԼԵԿՏՐԱԷՆԵՐԳԻԱՅԻ
ԿՈՐՈՒՍՏՆԵՐԻ ՀԱՇՎԱՐԿԻ ԾՐԱԳՐԵՐԻ ՀԱՄԱԼԻՐ
Ա. ԾՐԱԳՐԱՅԻՆ ԱՊԱՀՈՎՈՒՄ
Սույն հրահանգում բերված էլեկտրացանցերում էլեկտրաէներգիայի կորուստների և հաշվեկշռի հաշվարկի մեթոդների կիրառման և կորուստների նվազեցման միջոցառումների որոշման համար հանձնարարվում են հետևյալ ալգորիթմները և ծրագրերը.
1. Էլեկտրացանցային ձեռնարկությունների 0.38-35 կՎ լարման բաշխիչ ցանցերի տեղեկատու բանկի ստեղծում:
2. 0.38-35 կՎ լարման բաշխիչ ցանցերում հոսանքի միջին արժեքի հաշվարկը լրիվ և ոչ լրիվ ելակետային տվյալներով:
3. 0.38-35 կՎ լարման բաշխիչ ցանցերում հոսանքի առավելագույն արժեքի հաշվարկը լրիվ և ոչ լրիվ ելակետային տվյալներով:
4. 6(10) կՎ լարման բաշխիչ ցանցի օպտիմալ սխեմայի որոշումը և հաշվարկը:
5. 0.38-35 կՎ լարման բաշխիչ էլեկտրական ցանցերում էլեկտրաէներգիայի կորուստների հաշվեկշռի հաշվարկը:
Բ. ԾՐԱԳՐԵՐԻ ԱՆՈՏԱՑԻԱՆԵՐ
1-ԻՆ ԾՐԱԳԻՐ: 0.38-35 կՎ լարման ցանցերի տեղեկատու բանկ:
Ծրագրով կատարվում են հետևյալ գործողությունները.
1. 0.38-35 կՎ լարման էլեկտրական ցանցի միագիծ սխեմայի ելակետային տվյալների գրառում, ինչպես նաև.
. ձևավորվում են ցանցի բոլոր տոպոլոգիական հանգույցների ցուցակները ըստ բոլոր սնող ենթակայանների հաղորդաձողերի, բաշխիչ կետերի, տրանսֆորմատորային և գործարանային ենթակայանների, ցանցի բաժանման կետերի,
. ձևավորվում է յուրաքանչյուր հանգույցի պարունակությունը (ուժային տրանսֆորմատոր, բաժանիչ, անջատիչ, ապահովիչ, հոսանքի տրանսֆորմատոր և այլն),
. ձևավորվում են տոպոլոգիական ծառի ճյուղերը, դրանց աշխատանքային վիճակը (աշխատանքի մեջ, պահեստում, անջատված ծայրը և այլն),
. ձևավորվում է յուրաքանչյուր ճյուղի պարունակությունը (մալուխային կամ օդային հաղորդման գիծ, դրա երկարությունը, նյութերի տեսակը, զուգահեռ գծեր, բաժանիչ, անջատիչ, հոսանքի տրանսֆորմատոր, ապահովիչ և այլն):
2. Տեղեկատու բանկի տվյալների ճշտում, փոփոխություն:
3. Տեղեկատու բանկի տվյալներում սխալների հայտնաբերում, այդ թվում.
. ցանցում կոնտուրի առկայություն,
. «կախված», առանց սնման հանգույցներ,
. գրառման կրկնություն,
. հանգույցի և ճյուղի գրառման անհամապատասխանություն:
4. 0.38-35 կՎ լարման ցանցում էլեկտրասնման ուղղության սխեմայի կառուցվածքի (տոպոլոգիական ծառ) ստացում, մասնավորապես.
. ծառի համարի և ճյուղի թվաքանակի հիշում,
. էլեկտրասնման ուղղության գլխամասային ճյուղից սկսած ողջ ծառի ճյուղերի հաջորդական գրառում, ըստ ծառում ճյուղի տոպոլոգիական գրաված դիրքի,
. անջատված ճյուղերի ցուցակի ստացում, որում նշված են ճյուղի անջատված ծայրը, այդ ճյուղով կապվող ծառերի համարները:
5. 0.38-35 կՎ լարման ցանցում էլեկտրասնման ուղղության տեղամասի սխեմային կառուցվածքի (տոպոլոգիայի) կառուցում, դրա ճյուղերի հաջորդական գրառում ըստ տոպոլոգիական դիրքի և դիտարկվող ծառի գլխամասային ճյուղի գրառում:
6. 0.38-35 կՎ էլեկտրացանցի յուրաքանչյուր ծառի հանգույցների ցուցակի կազմում, հանգույցներում միացված բոլոր առաջնային շղթայի տարրերի գրառումով:
7. 0.38-35 կՎ լարման էլեկտրացանցի յուրաքանչյուր ծառի ճյուղերի ցուցակի կազմում, ճյուղերում տեղակայված բոլոր առաջնային շղթայի տարրերի գրառումով;
8. Մալուխային էլեկտրահաղորդման գծերի տվյալների ձևավորում.
. տվյալ ճյուղի վթարման տվյալների (ճյուղի անվանում, վթարի ամիս, ամսաթիվ, ժամ) գրառում,
. տվյալ ճյուղի վթարի տեղի հայտնաբերման տվյալների գրառում,
. տվյալ ճյուղի աշխատունակության վերականգնման տվյալների (ամիս, ամսաթիվ, ժամ) գրառում,
. տվյալ ճյուղի փորձարկման տվյալների (ամիս, ամսաթիվ, ժամ) գրառում,
. վերականգնված ճյուղի աշխատանքը վերահսկելու, ինչպես նաև ճյուղի ծայրերից հողանցումների հանելու մասին տվյալների ամիս, ամսաթիվ, ժամ գրառում:
9. Սարքավորման (էլեկտրակայանքի) տեսակի գրառումը և դրա գտնելը.
. կազմել բոլոր տեսակի սարքավորումների և էլեկտրակայանքների տեղեկատուներ,
. տեղեկատու բանկում յուրաքանչյուր նշված սարքավորման տողում գրառել տեսակի համարը ըստ տեղեկատուում զբաղեցրած տեղի,
. էլեկտրացանցի տվյալ բաղադրամասում սարքավորման տեսակի արձանագրում:
10. «Տեղեկատու բանկ» ծրագիրը հնարավորություն է տալիս.
. տեղեկատու ծրագրում մտցնել առանձին ցանցային ձեռնարկությունների տվյալները,
. առանձին ցանցային ձեռնարկությունների տվյալների միացումը որպես մեկ միասնական տվյալների բանկ,
. ցանցային ձեռնարկության տեղեկատու բանկից ցանցի առանձին մասերի տվյալների առանձնացում, այսինքն ցանցի յուրաքանչյուր առանձին մասի համար տեղեկատու բանկի ստեղծում:
2-ՐԴ ԾՐԱԳԻՐ: 0.38-35 կՎ էլեկտրացանցի հանգուցային հոսանքների միջին արժեքների հաշվարկի համար պակաս տվյալների մոտավոր որոշում ըստ էլեկտրասնման տվյալ ուղղության կազմի և տոպոլոգիական կառուցվածքի, ինչպես նաև էլեկտրահաշվիչների ցուցմունքների և հզորության գործակիցների մասին հայտնի տվյալների:
Հանգույցների հոսանքների որոշված միջին արժեքներով հաշվվում են տվյալ ուղղության բոլոր ճյուղերի հոսանքների միջին արժեքները:
3-ՐԴ ԾՐԱԳԻՐ: Որոշվում են տվյալ սնման ուղղության տարրերի հոսանքների առավելագույն արժեքները ելնելով ուղղության կազմի, տոպոլոգիայի, բնութագրական օրերին, ժամերին և հանգույցներում կատարված առավելագույն հոսանքների չափումների արդյունքներից:
4-րդ ԾՐԱԳԻՐ: Կատարվում է էլեկտրական 6-10 կՎ ցանցի բաժանման կետերի «օպտիմալ» տեղերի որոշում, հաշվարկվում է բաժանման կետերի «օպտիմալացումից» սպասվող էլեկտրաէներգիայի կորուստի նվազեցման մեծությունը:
Ծրագիրն աշխատում է հաշվի առնելով խնդրի բոլոր հնարավոր տեխնիկական և ռեժիմային սահմանափակումները:
5-րդ ԾՐԱԳԻՐ: 0.38-35 կՎ էլեկտրացանցում էլեկտրաէներգիայի կորուստների հաշվարկ:
Ելակետային տվյալներն են.
. 6-10/0.4 կՎ բաշխիչ տրանսֆորմատորի 0.4 կՎ լարման էլեկտրաձողերից հեռացող յուրաքանչյուր էլեկտրահաղորդման գծից (ֆիդերից) սնվող ցանցի միագիծ էլեկտրական սխեման յուրաքանչյուր տարրի բոլոր պարամետրերով,
. նշված գծով (ֆիդերով) հաղորդված էլեկտրաէներգիայի քանակը դիտարկվող հաշվարկային ժամանակահատվածում;
Դիտարկվող ցանցում (ցանցերում) կատարվում է էլեկտրաէներգիայի կորուստի հաշվարկ: Տվյալ տրանսֆորմատորից սնվող մի քանի ցանցերի առկայության դեպքում ծրագրով հաշվվում է բոլոր ցանցերում տեղի ունեցող գումարային կորուստի արժեքը:
6-ՐԴ ԾՐԱԳԻՐ: 6-10 կՎ լարման էլեկտրացանցի ուղղության (ծառի) բաշխիչ տրանսֆորմատորներից սնվող 0.38 կՎ լարման էլեկտրացանցում էլեկտրաէներգիայի կորուստների հաշվարկ:
Ելակետային տվյալներն են.
. տվյալ ուղղության բոլոր 6-10/0.4 կՎ լարման տրանսֆորմատորների և դրանցից հեռացած էլեկտրահաղորդման գծերով (ֆիդերներով) սնվող 0.38 կՎ էլեկտրացանցերի միագիծ էլեկտրական սխեմաները և դրանց տարրերի պարամետրերը,
. նշված բոլոր էլեկտրահաղորդման գծերով (ֆիդերներով) հաղորդված էլեկտրաէներգիայի քանակները ըստ գծերի դիտարկվող հաշվարկային ժամանակահատվածում:
Կատարվում է 0.38 կՎ լարման էլեկտրացանցում էլեկտրաէներգիայի կորուստների հաշվարկ: Ըստ ստացված արդյունքների որոշվում են ցանցի կորուստները այն ուղղություններում որոնց տվյալները թերի են:
7-ՐԴ ԾՐԱԳԻՐ: 0.38-35 կՎ լարման էլեկտրացանցերում էլեկտրաէներգիայի կորուստների ամփոփիչ հաշվարկ:
Ելակետային տվյալներն են.
. 0.38-35 կՎ լարման էլեկտրացանցի ճյուղերի բոլոր պարամետրերը, որ պահվում են տեղեկատու բանկում,
. դիտարկվող հաշվարկային ժամանակահատվածում ցանց գլխամասային տարրերով և բաշխիչ 6-10/0.4 կՎ լարման տրանսֆորմատորները ցանցը լարման մասով հաղորդված էլեկտրաէներգիաների քանակները:
Ծրագրով հաշվարկվում և արտատպվում է.
. էլեկտրաէներգիայի կորուստները ցանցի բոլոր ուժային տրանսֆորմատորներում (պարապ ընթացքի և բեռնվածքի),
. էլեկտրաէներգիայի կորուստները ցանցի բոլոր էլեկտրահաղորդման գծերում,
. էլեկտրաէներգիայի առևտրային կորուստները,
. էլեկտրաէներգիայի կորուստների ամփոփ տվյալները դիտարկվող ցանցում հաշվարկային ժամանակահատվածի ընթացքում,
. էլեկտրահաղորդման գծերի և տրանսֆորմատորների գերբեռնման բացահայտում և գրանցում,
. անվանական լարումից անթույլատրելի շեղում ունեցող հանգույցների բացահայտում և գրանցում:
Հավելված 2
Բաշխիչ էլեկտրական ցանցերում
էլեկտրաէներգիայի կորուստների
հաշվարկի Հրահանգի
0.38-35 կՎ ԲԱՇԽԻՉ ԷԼԵԿՏՐԱԿԱՆ ՑԱՆՑԵՐՈՒՄ ԷԼԵԿՏՐԱԷՆԵՐԳԻԱՅԻ
ԿՈՐՈՒՍՏՆԵՐԻ ՀԱՇՎՄԱՆ ԱԼԳՈՐԻԹՄԻ ԲԼՈԿ-ՍԽԵՄԱ
.________________________________________________________________________.
|1/ Ելակետային տվյալների մուտք (տվյալների բանկից). |
| ա. ցանցի հանգույցները և նրանց պարամետրերը (սնող հանգույցներում` |
| լարումը, տրանսֆորմատորային, գործարանային և բաշխիչ |
| ենթակայաններում` տրանսֆորմատորների հզորությունը) |
| բ. ցանցի ճյուղերի և նրանց պարամետրերը (կտրվածք, երկարություն, |
| տեսակը, նյութը, r, x) |
| գ. ցանցի ճյուղերն և հանգույցներն ըստ ծառերի |
.________________________________________________________________________.
|
\|/
.________________________________________________________________________.
|2/ Ելակետային տվյալների մուտք |
| ա. սնող հանգույցների հաշվիչների ցուցմունքը |
| բ. ծառի բների հաշվիչների ցուցմունքը |
| գ. տրանսֆորմատորների ելքի հաշվիչների ցուցմունքը և հզորության |
| գործակիցը (cosփ) |
| դ. հաշվիչների ճշտության դասերը (tt, th, wh) |
| ե. ծառերի անհավասարաչափության գործակից և աշխատաժամանակը |
.________________________________________________________________________.
|
\|/
.__________________.
|3/ /\W = 0 |
| o |
.__________________.
|
\|/
.________________________. .__.
|4/ i = 1 | <________|18|
| սնող հանգույցի թիվը | .__.
.________________________.
|
\|/
._____________________________________.
|5/ j = 1 | .__.
| i-րդ սնող հանգույցի սնվող ծառի թիվը| <________|15|
._____________________________________. .__.
|
\|/
.____________________________.
|6/ j-րդ ծառի տեխնոլոգիական | <_________.
| կորուստների հաշվարկ | |
.____________________________. |
| |
\|/ |
.______________________________________. |
|7/ j-րդ ծառի հաշվիչների ցուցմունքների | |
| ճշգրտում ըստ կոմերցիոն հաշվիչի | |
| ցուցմունքի | |
.______________________________________. |
| |
\|/ |
.____________________. |
|8/ i-րդ | |
այո | ծառը i-րդ սնող | |
._______| հանգույցի վերջին| |
| | ծառն է | |
| .____________________. |
\|/ | ոչ |
.__. \|/ |
|10| .___________. |
.__. |9/ j=j+1 | |
.___________.
.___.
| 8 |
.___.
|
\|/
.______________________________________.
|10/ i-րդ սնող հանգույցից սնվող ծառերի|
| բների հաշվիչների ցուցմունքների |
| ճշգրտում ըստ կոմերցիոն հաշվիչի |
.______________________________________.
|
\|/
.______________________________________.
|11/ i-րդ խմբի ծառերի կոմերցիոն |
| կորուստների հաշվարկ |
.______________________________________.
|
\|/
.______________________________________.
|12/ i-րդ խմբի լրիվ կորուստների |
| հաշվարկ |
.______________________________________.
|
\|/ .___.
.____________________. | 5 |
|13/ i-րդ | .___.
| սնող հանգույցը |________. /|\
| ցանցի վերջին սնող | | |
| հանգույցն է | | |
.____________________. \|/ |
| այո ._________. |
| |15/ i=i+1| |
\|/ ._________. |
.____________________. | |
|14/ Ցանցի լրիվ | \|/ |
| կորուստների | .____________.
| հաշվարկ (/\W) |
.____________________.
|
\|/ .___.
.___________________. | 4 |
|16/ |/\W-/\Wօ|< e |___________. .___.
| | |- | | /|\
.___________________. | |
| \|/ |
\|/ .____________. |
._______________________. |18/ /\Wօ=/\W| |
|17/ Հաշվման | .____________. |
| արդյունքների արտածում| | |
._______________________. \|/ |
| .___________.
|
\|/
.______.
| Վերջ |
.______.
ԳՐԱՆՑՎԱԾ Է ՀԱՅԱՍՏԱՆԻ ՀԱՆՐԱՊԵՏՈՒԹՅԱՆ ԱՐԴԱՐԱԴԱՏՈՒԹՅԱՆ ՆԱԽԱՐԱՐՈՒԹՅԱՆ ԿՈՂՄԻՑ
«21» 04 1998 Թ.
ՊԵՏԱԿԱՆ ԳՐԱՆՑՄԱՆ ԹԻՎ 10998120