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

Расчет нагрузочных потерь в замкнутых сетях 110 кВ и выше - 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

Изложенные ниже методы расчета дают тем большую точность, чем меньше транзитные потоки энергии, передаваемой но рассматриваемой сети, и чем более стабильны графики ее нагрузки. Все методы основаны на результатах измерений графиков нагрузки узлов в дни контрольных замеров и тех или иных допущениях о соотношении этих нагрузок с нагрузками в остальные дни. Обычная формула расчета нагрузочных потерь электроэнергии с использованием τ может быть записана в следующем виде:
(2.5)

где τсут - число часов наибольших потерь, вычисленных для суточного графика; Дэк — число дней, за которые потери электроэнергии при работе сети в соответствии с графиком нагрузки зимнего контрольного дня будут равны действительным потерям за год. Очевидно, τсут < 24 ч и Дэк < 365.
Использование как τсут, так и Дэк основано на допущении, что отношение потерь мощности в любом режиме к известным потерям в режиме максимальных нагрузок пропорционально квадрату соотношения суммарных нагрузок сети. Исследования (см. приложение 3) показали, что использование т для расчета потерь электроэнергии в сетях с разнородными графиками нагрузок узлов приводит к значительным погрешностям, причем наибольшую погрешность вносит внутрисуточная неоднородность (непохожесть суточных графиков различных узлов). Межсезонная неоднородность (изменение конфигурации графика одного и того же узла в различные периоды года) гораздо менее заметна. Поэтому основная погрешность использования т обусловлена погрешностью определения составляющей τсут, а использование Дэк влияет на точность расчета потерь в значительно меньшей степени.
В связи с этим методы характерных суток предусматривают расчет потерь электроэнергии за контрольные сутки ΔW прямым расчетом потерь мощности для каждого часа контрольных суток (это устраняет погрешность, вызываемую использованием τсут) и определение потерь электроэнергии за Д суток по одной из формул (1 — 19)- (1.21).
Метод расчета потерь, реализованный в программе ΡΑΠ-ОС разработки ВНИИЭ, предусматривает определение Дэк по любой из формул (1.19)- (1.21). Возможен также расчет по т
Метод расчета потерь, реализованный в программе РП разработки Средазтехэнерго, предусматривает определение Дэк по (1.20) при W = 1.
Метод расчета, реализованный в программе РПОТ разработки Уралтехэнерго, предусматривает следующий порядок расчета. Потери электроэнергии ежегодно рассчитываются за зимние и летние контрольные сутки. Месяцы года делятся на три группы: начальные месяцы юда, потребление энергии за которые больше среднемесячного потребления за год; средние месяцы года, потребление энергии за которые меньше среднемесячною; конечные месяцы года, за которые потребление опять превышает среднемесячные. Определяются суммарные количества дней в каждой группе месяцев - Д1, Д2 и Д3. Годовые потери электроэнергии определяют по формуле
(2.6)
-
начальные месяцы текущего года, потери за летние и за зимние контрольные сутки текущего года.
В описанном виде метод Уралтехэнерго может быть отнесен и к методам характерных режимов, так как (2.6) представляет собой суммирование потерь мощности на 72 характерных интервалах (3 сут), первые 24 из которых имеют продолжительности по Д1  часов, вторые — Д2  и третьи - Д3 (сумма всех интервалов 8760 ч), и к методам характерных суток, так как характерные режимы набираются из характерных суток.
Формулу (2.6) можно уточнить за счет подстановки вместо Д- эквивалентных значений (1.19) - (1.21), определяемых для каждого из трех расчетных периодов. В этом случае Д1  + Д22 Д3 ≠365 и метод следует отнести к группе методов характерных суток.
Программа РАП-ЗЭС разработки ВНИИЭ [23] реализует несколько методов: характерных режимов, характерных суток по (1.19) и метод τ. Как и программа ΡΑΠ-ОС, данная программа использует в качестве внутреннего блока программу Б-2, рассчитывающую оптимальные режимы сети по реактивной мощности и коэффициентам трансформации, поэтому исходная информация о схеме и нагрузках сети должна соответствовать требованиям программы Б-2.
Для сокращения времени счета серии режимов и количества информации о нагрузках узлов в состав РАП-ЗЭС включена программа эквивалентирования сети ЭС-1. Данная программа позволяет часть элементов сети оставить в исходном виде (узлы с межсистемными перетоками, крупные электростанции, трансформаторы связи сетей, выделенные линии и т. п.), а остальные преобразовать в соответствии с заданными условиями эквивалентирования.
Максимальное число узлов исходной сети — 2000, ветвей — 3000. Объем эквивалентной схемы ограничен возможностями программы Б-2: число узлов - от 600, ветвей - до 900, источников реактивной мощности — до 400, трансформаторов - до 600, из них со связанным продольно-поперечным регулированием - до 20. Если исходная схема содержит большее число элементов, ее разделяют на подсистемы, каждую из которых рассчитывают по программе Б-2 отдельно, причем в узлах соединения подсистем небалансы мощности должны отсутствовать.
Программа ИДК-1 Ставропольского политехнического института реализует алгоритм расчета, близкий к примененному в программе РПОТ-11С. В программе использован метод расчета режима сети, обладающий повышенной надежностью получения результатов. Предусмотрено автоматическое формирование графиков нагрузки узлов на основе сбалансированных режимов, объединение элементов сети в группы для корректировки графиков и структурного анализа потерь.
Максимальный объем сети: 1000 узлов, 1500 ветвей. Время счета для сети предельного объема на ЕС 1033 - не более 1 ч.
Программа РАУ, разработанная Белорусским отделением института ’’Энергосетьпроект”, позволяет определить за любой необходимый период времени (месяц, квартал, год) следующие составляющие потерь электроэнергии:
нагрузочные потери в проводах линий и обмотках трансформаторов;
постоянные потери (потери холостого хода) в стали трансформаторов;
потери на корону в проводах линий.
Нагрузочные потери определяют на основании расчетов по программе ”Мустанг-83” трех режимов работы сети: при средних нагрузках узлов, равных потреблению электроэнергии, деленному на время в каждом из узлов; при максимальных и минимальных нагрузках. В результате расчета для каждой ветви определяют три значения активного и реактивного потоков мощности. При расчетах за прошлый период предусмотрена возможность использования известной для отдельных ветвей информации о потоках активной и реактивной энергии, но которым рассчитывают потоки мощности в среднем нагрузочном режиме.
Нагрузочные потери в каждой ветви определяют по формуле (1.16), при этом коэффициент формы графика находится по (П2.5).
Для расчета постоянных потерь электроэнергии в стали силовых трансформаторов в их расчетных схемах замещения указывают ветви намагничивания. Предусмотрен учет коэффициентов формы графиков напряжения в узлах.
Для расчета потерь электроэнергии на корону в массив исходных данных о ветвях заносят информацию об активных проводимостях линий. В результате работы программы рассчитываются также интегральные показатели, служащие для выявления элементов сети — очагов технических потерь электроэнергии.
На печать выводятся следующие данные по ветвям, расположенным в порядке убывания относительных величин нагрузочных потерь электроэнергии (в процентах к полному потоку электроэнергии):
потоки активной и реактивной мощности в среднем нагрузочном режиме;
величины нагрузочных потерь электроэнергии (суммарных и их составляющих от передачи активных и реактивных нагрузок) ;
потери электроэнергии на корону;
постоянные потери электроэнергии в стали трансформаторов.
Кроме того, распечатываются значения суммарных нагрузочных потерь электроэнергии в ветвях, примыкающих к каждому узлу сети.
В перспективе программа будет дополнена блоками выбора мероприятий по снижению потерь электроэнергии.

Максимальный объем сети: 300 узлов, 400 ветвей. Время счета сети предельного объема на ЕС 1035 - около 5 мин.

При расчете потерь электроэнергии следует обращать особое внимание на соответствие информации о нагрузках узлов суммарной нагрузке энергосистемы (по мощности и по электроэнергии) и при необходимости проводить ее балансировку. В программе РАП-ЗЭС такая балансировка производится за счет использования программы коррекции исходных данных разработки ВЦ ГТУ и программы прогнозирования графиков нагрузки и восстановления недостающей информации разработки Ленэнерго.
Балансировка нагрузок в программе РАП-ОС производится исходя из допущения о достоверности суммарной нагрузки и необходимости коррекции узловых нагрузок для их ’’подгонки” к суммарной.
Все узлы делят на ограниченное число групп в зависимости от факторов, обусловливающих достоверность данных об их нагрузках. Например, к первой группе могут быть отнесены узлы, нагрузка которых замерена постоянным дежурным персоналом или с помощью телеизмерений, ко второй нагрузка которых замерена оперативно-выездными бригадами и т.д. Каждой группе на основании экспериментов (поверочных замеров) или экспертных оценок присваивают количественные значения кратностей корректировки kкр, равные, например 1, 10, 15 и т.п. Численные значения оценок означают, что имеющийся небаланс Рнб будет распределяться между узлами таким образом, что относительная корректировка нагрузок второй группы будет в 10 раз больше, чем первый, а третьей группы — в 15 раз. На результаты корректировки нагрузок влияют не численные значения kкр, а их соотношение для различных групп нагрузок. Тот же результат будет получен при значениях 0,1; 1 и 1,5. Если информацию, получаемую с помощью телеизмерений, считать практически достоверной, то нагрузки этой группы могут не корректироваться и выделяться из общего баланса как известная составляющая.
Если для конкретного режима доля нагрузок i-й группы в суммарной нагрузке составляла di= Ρί/Ρχ, то доля небаланса, приходящаяся на эту группу нагрузок,
(2.7)
где m — число групп.
Скорректированное значение нагрузки узла l определяют по формуле
(2.8)

Степень небаланса нагрузок характеризует качество имеющейся информации. Не существует математических методов, которые могли бы восстановить достоверное значение неизвестной информации. Все способы такого восстановления неизбежно базируются на приблизительных связях между известными и неизвестными величинами и носят либо регрессионный, либо экспертный характер. Формы записи уравнений корректировки могут быть самыми различными. Формулы (2.7)-(2.8) представляют одну из них. В (11) используется формула, в соответствии с которой поправка принимается пропорциональной величине 1 ω, где ω коэффициент достоверности нагрузки. Связь между kкр и со имеет вид
kKp= 1/(1 — ω).
При использовании методов характерных суток следует помнить, что их погрешность зависит от межсезонной неоднородности графиков нагрузки узлов и постоянства схемы сети. Анализ показал, что для узлов нагрузки с круглогодичным потреблением межсезонная неоднородность мала и незначительно влияет на точность расчета. Межсезонная неоднородность графиков генерирующих узлов бывает значительной. Это обусловливается рядом причин (водностью рек, топливной конъюнктурой, выводом в ремонт оборудования станций и т. п.), приводящих к тому, что соотношение зимнего и летнего графиков нагрузки рассматриваемой станции нс соответствует соотношению таких же графиков суммарной нагрузки энергосистемы в целом. Это же относится и к узлам нагрузки с сезонными потребителями. Схема сети также может иметь сезонные изменения. Поэтому в любом случае потери электроэнергии целесообразно рассчитывать для нескольких характерных суток в году, определяя для каждых из них эквивалентную продолжительность Дэк.
Погрешности определения потерь электроэнергии методами характерных режимов и характерных суток определяются, с одной стороны, точностью расчета потерь мощности в каждом режиме (здесь наибольшее значение имеют информационные погрешности данных о нагрузках узлов), а с другой — числом и правильностью выбора характерных периодов (режимов, суток).
Среднеквадратичную погрешность расчета потерь мощности в сети при известных погрешностях узловых нагрузок и достоверно известной суммарной нагрузке сети определяют по формуле (см. приложение 5)
(2.9)
где
математическое ожидание нагрузки i-го узла; Rij взаимное (при i = j — собственное) узловое сопротивление; ∆l - среднеквадратичная погрешность нагрузки l-го узла, %; п- число узлов.

Среднеквадратичную погрешность расчета потерь электроэнергии, вызываемую ограниченным числом характерных режимов Np, определяют по эмпирической формуле
(2.10)
справедливой при N≥10.
Суммарную погрешность расчета при использовании метода характерных режимов определяют по формуле
(2.11)
где ∆и — погрешность, определенная по (2.9).
По этой же формуле определяют и погрешность расчета при использовании метода характерных суток. В этом случае
(2.12)
где Np — число режимов, рассчитываемых для суточного графика; Nc — число характерных суток, для которых рассчитывались значения Δ WcH.



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