Стартовая >> Архив >> Выбор мероприятий по снижению потерь электроэнергии

Расчет нагрузочных потерь в транзитных сетях - Выбор мероприятий по снижению потерь электроэнергии

Оглавление
Выбор мероприятий по снижению потерь электроэнергии
Введение
Структура потерь электроэнергии и виды расчетов
Достоверность расчетных значений
Классификация методов расчета нагрузочных потерь
Организация работ по снижению потерь
Краткие сведения о вероятностных методах
Расчет нагрузочных потерь в транзитных сетях
Расчет нагрузочных потерь в замкнутых сетях 110 кВ и выше
Расчет потерь в радиальных сетях 35-150 кВ
Анализ структуры потерь электроэнергии
Классификация мероприятий и показатели их эффективности
Определение эффективности режимных мероприятий
Компенсация реактивной мощности
Определение эффективности технических мероприятий
Планирование потерь электроэнергии
Основные положения методики выбора мощности КУ в узлах сложной сети
Структура погрешностей расчета потерь электроэнергии по числу часов наибольших потерь
Регрессионные зависимости эквивалентных сопротивлений линий 6-20 кВ
НХПЭ
Список литературы

Глава вторая
МЕТОДЫ И ПРОГРАММЫ РАСЧЕТА ПОТЕРЬ
ЭЛЕКТРОЭНЕРГИИ

  1. РАСЧЕТ НАГРУЗОЧНЫХ ПОТЕРЬ В ТРАНЗИТНЫХ СЕТЯХ

Трудности расчета потерь электроэнергии в транзитных сетях обусловлены значительными изменениями передаваемой по ним мощности, слабо прогнозируемыми на длительные интервалы времени. Это затрудняет использование в расчетах интегральных или усредненных характеристик режимов (электроэнергии, переданной за рассматриваемый период, средних нагрузок и т. п.). Единственным способом получения результата с приемлемой точностью являются оперативные расчеты потерь мощности по данным телеизмерений нагрузок и текущее их суммирование.
Наиболее простым методом таких расчетов является метод поэлементного расчета. Формула (1.12) позволяет рассчитывать нагрузочные потери в сети по данным о токовых нагрузках элементов. Затраты времени ЭВМ на проведение таких расчетов пренебрежимо малы. Программа для ЭВМ может быть разработана службой АСУ энергосистемы с учетом конкретных особенностей последней. Опыт функционирования такой программы имеется, например, в Латвглавэнерго. Литовглавэнерго, Иркутскэнерго. Опыт Латвглавэнерго описан в [13].
Погрешности определения потерь методом поэлементного расчета зависят от достоверности сопротивлений R, частоты расчетов N (1 раз в час) и продолжительности расчетного периода Т. Чем больше частота расчетов, тем более достоверно расчетные потери мощности в момент времени t отражают средние се потери в промежутке между замерами. Чем больше продолжительность расчетною периода, тем меньше погрешность в потерях электроэнергии в связи с частичной компенсацией погрешностей в потерях мощности при их суммировании. Неточности в сопротивлении R имеют как систематическую, так и случайную погрешности. Первая определяется неточностью данных о длине линии, вторая — зависимостью R от температуры провода, меняющейся при изменении метеоусловий и токовой нагрузки элемента.
Среднеквадратичная случайная погрешность расчета потерь электроэнергии в т элементах за время Г, ч, при использовании сопротивлений, приведенных к среднегодовой температуре, может быть определена по формуле, %,
(2.1)
исходящей из полученной расчетом оценки среднеквадратичной погрешности определения потерь в одном элементе около 7% для случая Т = 1 и N = 12 (расчет проводится каждые 5 мин). Из (2.1) следует, что при расчете потерь за месяц (Т = 720 ч) случайная погрешность пренебрежимо мала даже для одного элемента.
Для оценки погрешностей в значениях R необходимо проводить специальные исследования.
Если имеются данные телеизмерений, позволяющие определять нагрузки подстанций, то для расчета потерь мощности в сети необходимо проводить оперативные расчеты ее режимов. Как правило, это приводит к большим затратам времени ЭВМ. Поэтому при разработке программ таких расчетов стремятся сократить время вычислений за счет эквивалентирования сети (что позволяет рассчитывать потери мощности в ней без расчета параметров режима во всех ее узлах) или получения потерь мощности в текущих режимах исходя из их значения в предварительно рассчитанных базовых режимах и оценки их изменения при изменении нагрузок.
Для проведения оперативных расчетов потерь рекомендуется использовать следующие программы.

  1. Программу ЛОТОС или РПБ разработки Уралтехэнерго, которые на основании результатов расчета двух установившихся режимов электрической сети рассчитывают коэффициенты В для последующего расчета потерь мощности в каждом режиме по формуле

(2.2)
где m — число узлов, из которых поступают данные телеизмерений; Р и Q активная и реактивная нагрузки узла.
Обычно число m много меньше общего числа узлов сети, так как в m включаются лишь узлы, нагрузка которых изменяется значительно. Расчет по (2.2) требует весьма малого времени ЭВМ — около 5 с за сутки.
Расчет коэффициентов В, общее число которых в соответствии с (2.2) составляет 3т2+т, производит подпрограмма ЛОТОС-Б, используя данные расчета режимов по программе RGM-600. Текущие расчеты по (2.2) выполняет подпрограмма ЛОТОС-П. Точность расчета потерь определяется количеством характерных режимов, для которых вычислены свои значения коэффициентов В.
Максимальный объем рассчитываемой сети: 700 узлов, 800 ветвей, число узлов с телеизмерениями т=25.
Объем памяти для программы ЛОТОС-Б — 260 Кбайт, для ЛОТОС-П- 60 Кбайт. Время расчета коэффициентов В для сети максимального объема не превышает 15 мин для ЭВМ ЕС 1022.

  1. Программа ”План-2” разработки ВЦ ГТУ [35] осуществляет расчет потерь мощности в текущих режимах на основании их расчета для базового режима ∆Рбаз и производных от потерь мощности по нагрузкам узлов σ:

(2.3)
где δ— изменение мощности в i-м узле по сравнению с базовым
режимом.
Для данной программы требуются данные о нагрузках всех узлов сети.
Погрешности расчета потерь электроэнергии с использованием программ ЛОТОС и ”План-2” определяются тем, насколько коэффициенты В (или значения σ;·), вычисленные для базовых режимов, соответствуют текущим значениям нагрузок. Исследования, проведенные разработчиками программы ”План-2”, показали, что максимальная погрешность вычисления потерь мощности в различных режимах по значениям σ, определенным для базового режима, не превышает 6%. Поэтому среднеквадратичная погрешность вычисления потерь электроэнергии за период Т, ч, может быть определена по формуле
(2.4)
где N — частота расчетов, 1 /ч.

  1. Программа ДОН, разработанная Донтехэнерго, осуществляет оперативные ежечасные расчеты потерь мощности в сети по данным о нагрузках узлов, получаемым с помощью телеизмерений. Данные о нагрузках узлов, не оснащенных телеизмеряющей аппаратурой, программа формирует сама на основании предварительно определенной регрессионной зависимости между суммарной нагрузкой района и нагрузками отдельных узлов. Схема сети для каждого расчета формируется по данным телесигнализирующей аппаратуры. Каждый расчет производится по полной схеме сети.

Максимальный объем сети: 230 узлов, 300 ветвей. Время счета 24 режимов для сети предельного объема — 1 ч.
Программа включает в себя:
подпрограммы ввода и корректировки исходной информации о режимах параметрах и схеме сети;
подпрограмму обработки телеинформации о режимных параметрах сети;
подпрограмму получения псевдоизмерений (косвенной оценки недостающих исходных данных);
подпрограмму синтеза расчетной схемы замещения;
подпрограмму расчета потокораспределения и потерь электрической энергии.
Для расчета потокораспределения применен метод оценивания состояния сети (использован блок статистического оценивания состояния сети ЗАМЕР). Программа предназначена для работы в составе вычислительной системы 4М 6000-ЕС 1040.

  1. Программа ИДК-2, разработанная в Ставропольском политехническом институте, на основании предварительного расчета серии рабочих режимов сети (нс менее 30 режимов) определяет регрессионные зависимости потерь мощности и электроэнергии от основных влияющих факторов. В качестве факторов используются: па уровне РЭУ — нагрузки ПЭС и межсистемные перетоки; на уровне ПЭС - суммарная нагрузка ПЭС и перетоки мощности между ПЭС.

Определение потерь мощности и электроэнергии с использованием полученной зависимости может выполняться на мини-ЭВМ, куда поступают данные телеизмерений используемых факторов.
Максимальный объем исходной сети определяется используемой программой расчета рабочего режима сети. Время расчета коэффициентов регрессионной зависимости не превышает 1 мин. Расчет потерь мощности по полученной зависимости занимает не более 1 с.



 
« В случае каких нарушений применяется методика начислений   Инструкция по работе с программой, энергонадзор »
электрические сети