Стартовая >> Документация >> Энергонадзор >> Методика складання структури балансу електроенергії в електричних мережах 0,38-150 кВ

Додаток В - Методика складання структури балансу електроенергії в електричних мережах 0,38-150 кВ

Оглавление
Методика складання структури балансу електроенергії в електричних мережах 0,38-150 кВ
Терміни та визначення
Баланс електроенергії
Нормування технологічних витрат
Порядок коректування складових структури балансу електроенергії
Основні положення оціночного аналізу структури ЗНВЕ
Додаток А
Додаток Б
Додаток В
Додаток Г
Додаток Д
Додаток Е
Додаток Ж

Додаток В
до Методики складання структури балансу електроенергії в електричних мережах 0,38-150 кВ, аналізу його складових і нормування технологічних витрат електроенергії

Методика нормування ТВЕ у системотвірній мережі
В.1 Загальні положення
Змінні втрати електроенергії в ЛЕП і трансформаторах системотвірної мережі є однією з основних складових НЗТВЕ. Тому вибір вигляду НХТВЕ та методики обчислення втрат електроенергії у цих елементах мережі має принципове значення..
Донедавна нормування ТВЕ у системотвірних мережах енергосистем здійснювалося на основі регресійних моделей, що представляли собою статистичну залежність втрат енергії в цій мережі від групи режимних факторів, яка розраховувалась на підставі ретроспективних даних за 2-5 останніх років. Для одержання регресійних моделей здійснювалося варіювання факторів у визначених діапазонах за визначеними правилами. Як показав досвід роботи енергосистем за останні роки, визначити заздалегідь діапазони зміни окремих факторів практично неможливо. Характерними прикладами в цьому сенсі є значення міжсистемних перетоків. Статистична база минулого року, що використовувалась для розрахунку коефіцієнтів нормативної характеристики у вигляді регресійної моделі, не може бути надійною і, отже, не може забезпечити адекватність регресійної моделі. В результаті, їх використання призводить до великих похибок у тих випадках, коли фактор або група факторів виходять за межі діапазонів зміни окремих факторів, а тим більше, коли виникають нові непередбачені фактори. Крім цього, в результаті розрахунку обчислювалось тільки сумарне значення НЗТВЕ, внаслідок чого неможливо було виконати аналіз структури НЗТВЕ для виявлення місць з підвищеними втратами електроенергії.
Еквівалентування мереж можливе тільки після умовного розмикання замкнених контурів, що в кінцевому результаті призводить до непрогнозованих похибок під час обчислення технічних розрахункових втрат.
Відмова від застосування регресійних моделей та еквівалентування ставить задачу удосконалення методики нормування ТВЕ системотвірної мережі. Ця задача вирішується шляхом переходу до прямого розрахунку втрат енергії за розрахунковий період із використанням фактичних даних про надходження енергії від різних джерел та віддачу електроенергії сусіднім ліцензіатам-передавачам та споживачам.
Іншою, не менш важливою задачею, є удосконалення методів розрахунку втрат електроенергії у замкненій мережі. Сучасні програми розрахунку усталених електричних режимів дозволяють адекватно визначати втрати потужності у всій мережі та у кожному її елементі (ЛЕП і трансформаторі) окремо для будь-якого миттєвого режиму. Проте адекватний перехід від втрат потужності до втрат енергії є давньою невирішеною задачею у методиках, що застосовують у практиці розрахунків. Використання методу характерних режимів і використання загального часу максимальних втрат дають непередбачувані похибки, а вхідна інформація не є ні офіційною, ні достовірною. Очевидно, що поділ усієї гами можливих режимів на ряд характерних і визначення тривалості кожного з них може бути лише дуже умовним. З іншого боку, час максимальних втрат окремих ЛЕП, як правило, не збігається з часом максимальних втрат, визначеним для мережі в цілому.
Пріоритетним напрямком в удосконаленні практичних методів розрахунку втрат електроенергії в елементах системотвірної мережі є застосування методу прямого розрахунку втрат електроенергії відповідно до положень Р 50-072 з використанням інформації про потоки активної і реактивної енергії (потужності), отриманої з допомогою АСОЕ верхнього рівня. Такий метод розрахунку може бути реалізований тільки за умови практичного забезпечення збору та опрацювання в АСОЕ верхнього рівня необхідного для виконання розрахунку обсягу інформації.
Подані нижче методики дозволяють визначити поелементним розрахунком технічні розрахункові втрати у всіх елементах мережі на основі звітних (реальних) даних про потоки потужності та енергії за розрахунковий місяць для всіх елементів, які забезпечені приладами обліку і засобами телевимірювань, і на основі розрахункових величин - для всіх інших елементів.
Розробка НХТВЕ системотвірної мережі

  1. НХТВЕ системотвірної мережі розробляють у вигляді розрахункової схеми мережі і технічних даних ЛЕП та трансформаторів кожного ступеня напруги. Така розробка полягає у створенні розрахункових схем мережі кожного ступеня напруги на основі їх принципових схем нормального режиму та обчисленні параметрів елементів розрахункових схем на підставі технічних даних
    ЛЕП, трансформаторів та інших елементів.
  2. У розрахункову схему включають елементи системотвірної мережі, а саме: ЛЕП, трансформатори, реактори, БСК та інші елементи, втрати електроенергії в яких відносяться на баланс ліцензіата-передавача. Елементи електричних мереж сусідніх ліцензіатів-передавачів в рдзрахункову схему не включають, а елементи мереж споживачів можуть включатися в розрахункову схему, якщо їх
    наявність забезпечує адекватність моделювання режимів роботи мережі.

Усі види еквівалентування елементів мереж ліцензіата-передавача у розрахунковій схемі не допускаються.
8.2.3 Значення активного г, реактивного де опорів та ємнісної провідності Ьвітки розрахункової схеми, що моделює ЛЕП, визначають за формулами

де г0- питомий активний опір, Ом/км;
х0- питомий індуктивний опір, Ом/км;
b о - питома ємнісна провідність, мкСм/км;
l-довжина ЛЕП, км. 35
Питомий індуктивний опір транспонованої ПЛ з нерозчепленою фазою х0 розраховують за формулою


середньогеометрична відстань між фазами, м; діаметр провода, мм.

(В.4

де D АВ , D вс , D СА - відстані між проводами фаз, м. Питому ємнісну провідність транспонованої ПЛ з нерозчепленою фазою Ь розраховують за формулою

Питомий активний опір транспонованої ПЛ з розчепленою фазою г0 розраховують за формулою

(В.7)

Де гопр ~ питомий активний опір провода, Ом/км
п— кількість проводів у фазі.
Питомий індуктивний опір транспонованої ПЛ з розчепленою фазою х0 розраховують за формулою

де R ЕК-еквівалентний радіус розчепленої фази, мм. Еквівалентний радіус розчепленої фази КЕК при кількості проводів п < 3 дорівнює:

де а- відстань одного з проводів до інших, мм. Питому ємнісну провідність транспонованої ПЛ з розчепленою фазою b о розраховують за формулою

Розрахункові значення питомих індуктивних опорів та ємнісних провід-ностей можуть бути розраховані з врахуванням типів опор ліній електропередач.
Розрахункові значення питомих опорів та ємнісних провідностей для транспонованих ПЛ 35-150 кВ з нерозчепленими фазами та сталеалюмінієвими проводами, що найбільш часто застосовуються, при середньогеометричних відстанях між фазами ПЛ 35 кВ - 3,5 м, ПЛ 110 кВ-5,0 м і ПЛ 150 кВ - 6,5 м, подані у таблиці В. 1.

Таблиця В. 1- Розрахункові значення питомих опорів та ємнісної провідності для ПЛ 35-150 кВ


Поперечний
переріз

г0, Ом/км,

35 кВ Хо,
Ом/км,

110 кВ

150 кВ

Хо,
Ом/км,

bо,
мкСм/км,

xо,
Ом/км,

bо,
мкСм/км,

70

0,420

0,420

0,444

2,55

0,460

2,46

95

0,314

0,411

0,429

2,65

0,450

2,52

120

0,249

0,403

0,423

2,69

0,439

2,61

150

0,195

0,398

0,416

2,74

0,432

2,67

185

0,156

0,384

0,409

2,82

0,424

2,71

240

0,120

-

0,401

2,85

0,416

2,75

В.2.4 Двообмоткові трансформатори у розрахунковій схемі представляють спрощеною Г-подібною схемою заміщення. Значення активних та реактивних опорів r Т , xTі провідностей g Т , b Ттрансформатора, що приведені до сторони вищої напруги трансформатора, визначають за виразами

де наступні складові:

ΔРК - втрати потужності к.з., МВт;
U ВНОМ- номінальна напруга обмотки вищої напруги, кВ;
S ТОМ- номінальна потужність, МВА;
U к- відносне значення напруги к.з., %;
наступні складові:

ΔРНХ - втрати потужності н.х., МВт;
ІНХ - відносне значення струму н.х., %.
Під час розрахунку значень параметрів схеми заміщення трансформатора слід використовувати, як правило, його паспортні дані, а при їх відсутності -каталогові.
Двообмоткові трансформатори з розчепленою обмоткою нижчої напруги у розрахунковій схемі представляють трипроменевою схемою заміщення. Значення параметрів схеми заміщення r ,, r 2 , r 3 ,х,,х2,х3, що приведені до сторони вищої напруги трансформатора, визначають за виразами

В.2.5 Триобмоткові трансформатори у розрахунковій схемі представляють трипроменевою схемою заміщення. Значення активних та реактивних опорів обмоток відповідно вищої r 1 , x 1 , середньої r 2 ,х2 та нижчої r 3 ,х3 напруги, що приведені до сторони вищої напруги трансформатора, визначають за виразами

де ΔРКІ=ΔРК2=ΔРК3 - втрати потужності к.з. обмоток відповідно вищої, середньої та нижчої напруги при співвідношенні потужностей обмоток 100%/100%/100% від номінальної;
U К1, U К2 , U КІ- відносне значення напруг к.з. обмоток відповідно вищої, середньої та нижчої напруги.
Втрати потужності к.з. обмоток відповідно вищої ΔРКІ , середньоїΔРК2, нижчої ΔРК3напруги визначають за виразами

Відносні значення напруги к.з. обмоток відповідно вищої U К1 , середньої U К 2 , нижчої U К 3напруги визначають за виразами

Активну та реактивну провідності триобмоткових трансформаторів визначають за формулами (В.13) і (В.14).
В.2.6 БСК у розрахунковій схемі представляють схемою заміщення, що включає активну g БСКі ємнісну b БСКпровідності, значення яких розраховують за формулами

де ΔРБСК - втрати потужності в БСК, що визначені відповідно до Д.2,МВт;
Q бск ~ номінальна потужність БСК, МВт; U НОМ - номінальна напруга БСК, кВ.
В.2.7 Сумарні втрати потужності в трансформаторах струму і напруги та їх вторинних колах g ТСТН i, що визначені для кожного ступеня напруги, рекомендується моделювати у розрахунковій схемі системотвірної мережі шунтами.
Значення активної провідності шунта розраховують за формулою

де ΔР ТСТН-сумарні втрати потужності в трансформаторах струму і напруги та їх вторинних колах на і-му ступені напруги, МВт;
U НОМ і - номінальна напруга ступеня, кВ.

В.2.8 Сумарні втрати потужності в ізоляції ЛЕП, що визначені для кожного ступеня напруги рекомендується моделювати у розрахунковій схемі системотвірної мережі шунтами.

Значення активної провідності шунта розраховують за формулою де ΔРІЗі- сумарні втрати потужності в ізоляції ЛЕП г-го ступеня напруги, МВт;
U нош -номінальна напруга ступеня, кВ.
В.2.9 Високочастотні загороджувачі зв'язку у розрахунковій схемі представляють активним r взі реактивним хвз опорами. Ці опори додають до опорів ЛЕП, на якій встановлено високочастотний загороджувач. Технічні дані та значення активних r взі реактивних хвз опорів високочастотних загороджувачів наведені у таблиці В.2. Так як розрахунки режимів електричної мережі проводять на основі однолінійної схеми при встановленні високочастотних загороджувачів у кожній фазі ЛЕП у розрахунковій схемі їх представляють значеннями, що наведені у таблиці В.2, у двох фазах - двома третинами цих значень, у одній фазі - однією третиною.

В.2 - Техічні дані та значення активних r взі реактивних хвз опорів високочастотних загороджувачів


Номінальний струм, А

Втрати активної потужності при номінальному струмі, кВт

Індуктивність при промисловій частоті, Гн-10'3

Активний опір r вз ,Ои

Реактивний опір хт, Ом

100

0,14

0,57

0,0140

0,1790

200

0,62

0,60

0,0155

0,1884

400

1,00

0,30

0,0063

0,0942

630

5,00

0,55

0,0126

0,1727

1250

8,50

0,54

0,0054

0,1696

2000

16,00

0,58

0,0040

0,1821

2000

23,00

1,03

0,0058

0,3234

4000

40,00

0,52

0,0025

0,1633

Поелементний розрахунок втрат електроенергії з використанням інформації про потоки активної і реактивної енергії (потужності), отриманої з допомогою АСОЕ верхнього рівня
В.3.1 Втрати електроенергії в елементах системотвірної мережі ступенів напруги 150 і 110 кВ (в першу чергу в ЛЕП та трансформаторах, що належать до замкнених контурів) за розрахунковий інтервал часу, можуть обчислюватись шляхом прямого розрахунку відповідно до положень Р 50-072-98 з використанням інформації про фактичні потоки активної і реактивної енергії (графіки активної і реактивної потужності) в цих елементах, отриманої з допомогою АСОЕ верхнього рівня, за умови забезпечення:
• збирання за розрахунковий інтервал часу з допомогою АСОЕ верхнього рівня інформації про потоки активної і реактивної енергії (потужності) щонайменше в приєднаних до центрів живлення ЛЕП і обмотках середньої та нижчої напруги трансформаторів, напруги в центрах живлення;

  1. складання звітного балансу електроенергії у розрахунковій схемі мережі за розрахунковий Інтервал часу з перевіркою достовірності даних про потоки активної і реактивної енергії (потужності);
  2. адекватного формування розрахункової схеми з'єднань елементів мережі на підставі даних засобів телемеханіки за розрахунковий інтервал часу.

В.3.2 Змінні втрати електроенергії ΔАЗМі і-му елементі мережі за розрахунковий інтервал часу Δtвизначають за формулою

де ΔР ( t ) i — змінні втрати потужності в /-му елементі мережі; Δt - розрахунковий інтервал часу.
Змінні втрати потужності в і-му елементі мережі ΔР ( t ) i обчислюють за сформованою розрахунковою схемою з'єднань елементів мережі на підставі даних засобів телемеханіки для даного розрахункового інтервалу часу шляхом розрахунку усталеного режиму. Під час розрахунку цього режиму потоки активної і реактивної потужності в приєднаних до центрів живлення ЛЕП та в обмотках середньої і нижчої напруги трансформаторів повинні відповідати значенням, що отримані з допомогою АСОЕ.
Розрахунковий інтервал часу Δtдорівнює, як правило,, періоду інтеграції, який є технічним параметром АСОЕ. Цей розрахунковий інтервал часу Δtдорівнює відрізку часу між початковим та наступним фіксуванням АСОЕ значень вимірювань енергії (потужності) та формуванням на підставі цих значень звітного балансу електроенергії.
В.3.3 Умовно-постійні втрати в і-му трансформаторі ΔА ТРіза розрахунковий інтервал часу Δtвизначають за формулою

де ΔРНХі — паспортне значення потужності н.х. і-го трансформатора;
U ( t )- розрахункове значення напруги обмотки вищої напруги і-го трансформатора у розрахунковому інтервалі часу Δt ;
U НОМі - номінальна напруга обмотки вищої напруги і-го трансформатора.
В.3.4 Втрати електроенергії в елементах мережі та мережі в цілому за відповідний розрахунковий період (годину, добу, місяць) обчислюють як суму відповідних значень.
Розробка базового режиму системотвірної мережі

  1. Елементи системотвірної мережі ступенів напруги 150 і 110 кВ, щодо яких застосовано прямий розрахунок втрат електроенергії згідно з викладеним у розділі В.З, в розрахункову модель базового режиму не включають.
  2. Для формування розрахункової моделі, за допомогою якої обчислюють технічні розрахункові втрати електроенергії в ЛЕП, трансформаторах та інших елементах за розрахунковий період (місяць), розробляють базовий режим розрахункового періоду (місяця) на основі параметрів елементів розрахункової схеми, що є найбільш близькою до схеми нормального

режиму розрахункового періоду (місяця) за структурою навантажень та по-токорозподілу.
Під час підготовки базового режиму для розрахункового періоду (місяця) за основу вибирається один із характерних режимів (зимовий максимум, літній максимум, літній мінімум, паводковий режим і т.ін.), що розроблені на підставі даних контрольних вимірювань. Під час розробки базового режиму розрахункового місяця у розрахункову схему вибраного базового режиму необхідно внести корективи з метою врахування особливостей схеми та режиму роботи мережі у розрахунковому періоді (місяці), наприклад, відключення чи включення вузлів і віток, корекція значень напруг у вузлах основних центрів живлення і т.ін.
ВАЗ Розрахований усталений режим використовується для формування переліку елементів мережі, втрати електроенергії в яких необхідно обчислити, задання значень нормованих режимних параметрів (напруг в основних центрах живлення, що задаються диспетчерськими службами вищого ієрархічного рівня, коефіцієнтів реактивного навантаження і т.ін).
Слід відзначити, що значення навантажень вузлів у базовому режимі мають малий вплив на похибку розрахунку структури втрат електроенергії. Цей вплив зменшується із збільшенням кількості заданих у розрахунку фактичних значень споживання електроенергії у вузлах навантаження за розрахунковий місяць.
Поелементний розрахунок змінних втрат електроенергії з використанням базового режиму системотвірної мережі


Обчислення змінних втрат електроенергії у елементі електричної мережі
Змінні втрати електроенергії ΔАЗМ в будь-якій вітці електричної мережі з опором К визначаються за формулою

R- активний опір вітки;
Т— розрахунковий час;
А, W - відповідно потоки активної і реактивної енергії;
U ср - середньоексплуатаційний рівень напруги;
D [Р], D[Q]- відповідно дисперсії активної і реактивної потужностей. Формула (В.З5) отримана шляхом ряду тотожних перетворень формули
де

де Іск - середньоквадратичне значення повного струму.
Розглядаючи струм як випадкову величину та користуючись положеннями теорії імовірності, можна записати:

де M [ I ], D[ I ], ~ математичне сподівання і дисперсія повного струму навантаження;
М [ Ia ], D [ Ia ] М [ Ip ], D [ Ip ],, відповідно математичне сподівання і дисперсія активної і реактивної складової струму навантаження;
D [Р], D [ Q - відповідно дисперсії активної і реактивної потужностей.
Дисперсії активної і реактивної потужностей И[Щ визначають за такими формулами:

при Δ>1 або

де N0, N1, N2- відповідно мінімальне, середнє і максимальне значення І параметрів графіка активної і реактивної потужності за тривалістю;
Δ - показник форми графіка потужності за тривалістю. Середнє значення потоку активної або реактивної потужності визначається як частка від ділення величини відповідного потоку енергії на розрахунковий час. Якщо протягом розрахункового часу потік змінював свій напрямок (тобто мав місце реверс), то для кожного з двох напрямків будується свій гра- фік за тривалістю (із своїми значеннями N0, N1, N2 і Т). У випадку реверса величина ІУ0 для кожного напрямку потоку дорівнює нулю, оскільки, як мінімум один раз протягом розрахункового періоду, потік змінював свій напрямок, тобто приймав нульове значення.
Показник форми графіка потужності за тривалістю Δ, визначається за, формулою

Замість реальних ступеневих графіків потужності за тривалістю, побудова яких потребує великих затрат праці, використовуються їх моделі, що описуються ступеневими плавно-спадними функціями - графіками Россандера:


при Δ <1. ч
Для елементів мережі з одностороннім потоком енергії (при відсутність реверса) графіки потужності за тривалістю мають такий вигляд (рисунок В.1)

Рисунок В.1 - Вигляд графіків потужності за тривалістю у разі відсутності реверса при Δ <1 і Δ >1
Втрати енергії у кожному елементі мережі розраховують як суму двох складових:

  1. втрат активної енергії від передачі активної енергії;
  2. втрат активної енергії від передачі реактивної енергії.

При наявності реверса, для потоку активної або реактивної потужності будуються графіки потужності за тривалістю для обох напрямків потоку. При цьому розрахунковий період розбивається на дві складові за тривалістю прямого потоку і тривалістю зворотного потоку. Втрати енергії у кожному елементі мережі знаходять як суму чотирьох складових:

  1. втрат активної енергії від передачі активної енергії в прямому напрямку;
  2. втрат активної енергії від передачі реактивної енергії в прямому напрямку;
  3. втрат активної енергії від передачі активної енергії в зворотному напрямку;
  4. втрат активної енергії від передачі реактивної енергії в зворотному напрямку.

(або реактивної) енергії, які протікали в прямому й зворотному напрямку. Нижче наведений алгоритм визначення потоків активної енергії й активної потужності для обох напрямків для будь-якого елемента мережі та алгоритм визначення параметрів графіка за тривалістю для реактивної потужності, аналогічний алгоритму для активної потужності.
Спочатку визначають тривалість протікання прямого потоку (тобто число годин, протягом яких потік потужності мав прямий напрямок) ТПР і тривалість зворотного потоку Тзв. Для визначення числа годин протікання прямого й зворотного потоку, будують графік Россандера за тривалістю. При цьому

де Рсн~ потік потужності у відповідній вітці розрахункової схеми для режиму середнього навантаження.
Тут приймається обґрунтоване припущення про те, що потік потужності у кожній вітці розрахункової схеми в режимі середнього навантаження є математичним сподіванням відповідного потоку за розрахунковий період. Максимальні значення потоків потужності прямого напрямку РПРМАХ і зворотнього РЗВМАХ як вказувалося вище, визначаються на основі результатів розрахунку серії експериментальних режимів.
Графік за тривалістю може мати такий вигляд (рисунок В.З):

Рисунок В.З - Вигляд графіка за тривалістю при Δ <1 і Δ > 1
Як видно на рисунку В.З, перетин графіка з віссю абсцис відповідає точці
зміни напрямку потоку. Таким чином, тривалість прямого потоку визначають
розв'язком рівняння ;;

де R ( t )- функція Россандера, побудована за трьома точками: Р2, Р 1 , Ро.
Тривалість зворотного потоку потужності Тзв дорівнює різниці між загальним календарним часом у розрахунковому періоді ТКАЛ і часом прямого потоку ТПР

Далі визначають прямий АПР і зворотний А3в потоки енергії і середні значення (математичні сподівання) потоків потужності Р1пр і Рїзв:

Рисунок В.2 — Приклад графіка потужності за тривалістю при наявності реверса

Приклад графіка потужності за тривалістю при наявності реверса показано на рисунку В.2.

Для розрахунку кожної складової будується свій графік активної (або реактивної) потужності за тривалістю за формулою Россандера. Якщо реальні дані відсутні, параметри графіків за тривалістю розраховуються за формулами, наведеними у В.5.2.2.
Якщо для вітки розрахункової схеми протягом розрахункового місяця потік активної (реактивної) потужності змінював напрямок, тобто мав місце реверс, то, незалежно від того задаються чи розраховуються параметри графіка потужності за тривалістю, необхідно розрахунковим шляхом визначити тривалість прямого потоку і тривалість зворотного потоку. Формули розрахунку також наведені у В.5.2.2.
В.5.2 Формування масиву вхідних даних для обчислення технічних розрахункових втрат електроенергії у вітці схеми заміщення на основі результату розрахунку режиму середнього навантаження при частковій відсутності вхідної інформації
В.5.2.1 Постановка задачі
Для більшості елементів системотвірної мережі виконати прямий розрахунок втрат електроенергії за викладеною вище методикою, як правило, нема можливості через дві основні причини:

  1. відсутність лічильників активної і реактивної енергії або засобів телевимірювань потоків потужності;
  2. надзвичайно великі трудозатрати під час неавтоматизованого опрацювання величезного масиву даних при наявності лічильників і засобів
    телевимірювань потоків потужності.

Тому для більшості віток електричної мережі доводиться застосовувати штучне формування вхідного масиву даних для поелементного розрахунку технічних розрахункових втрат в елементах мережі.
При цьому допускається відсутність частини вхідної інформації. Так, наприклад, при відсутності приладів обліку (лічильників) зі сторони обмотки середньої напруги триобмоткового трансформатора, потік енергії через обмотку середньої напруги розраховується на основі даних про перетікання енергії через обмотки вищої і середньої напруги і розрахункові втрати в них. При відсутності лічильників реактивної енергії, відбувається визначення розрахунковим шляхом реактивних потоків через потоки активної енергії і визначені з розрахунку режиму середнього навантаження величини коефіцієнтів реактивної потужності.
В.5.2.2 Розрахунок відсутньої інформації про мінімальні і максимальні
значення потоків активної
і реактивної потужності та енергії
Можна припустити, що протягом розрахункового періоду величини навантаження у вузлах і генерація джерел коливаються незначно. Зміна режиму обумовлюється, головним чином, зміною міжсистемних перетоків активної і реактивної потужності, а також генерації активної і реактивної потужності на ГЕС. Мінімальне та максимальне значення потоків активної і реактивної потужності в елементах мережі, для яких інформація відсутня, визначається постановкою обмеженого розрахункового експерименту, у ході якого проводиться розрахунок мінімального, середнього і максимального значень потоків активної і реактивної потужності в обидві сторони у кожній вітці розрахункової схеми за розрахунковий період. Під час планування розрахункового експерименту межі, у яких змінюються відомі мінімальні та максимальні значення потоків активної і реактивної потужності в елементах мережі й максимальне та мінімальне навантаження, повинні відповідати вхідним даним за 6.2.4.
При відсутності інформації за результатами обробки даних розрахункового експерименту знаходять значення мінімальних і максимальних значень потоків активної і реактивної потужності в елементах мережі. Якщо має місце реверс, то максимальне значення визначається для кожного напрямку потоку (мінімальне значення у випадку реверса дорівнює нулю для обох напрямків потоку).
Для переважної більшості елементів системотвірної мережі відсутній необхідний обсяг інформації про значення потоків активної і реактивної енергії та графіки за тривалістю для індивідуального розрахунку втрат в елементах мережі. У цьому випадку ця інформація визначається розрахунковим шляхом на основі опрацювання результатів експерименту з визначення мінімальних і максимальних значень потоків активної і реактивної потужності та середніх значень потоків потужності, отриманих із режиму середнього навантаження. Для випадку, коли потік активної (реактивної) потужності не змінював напрямку (критерієм служить незмінність напрямку потоку активної (реактивної) потужності у всіх експериментальних режимах), усі параметри графіка навантаження за тривалістю є відомі: максимальне і мінімальне значення потоку потужності визначаються на основі опрацювання результатів розрахунку експериментальних режимів, а потоки енергії визначаються за формулами:

де А, W - відповідно активна і реактивна складові потоку енергії за
розрахунковий період;
Рср Q ср- відповідно математичне сподівання потоків активної і реактивної потужності в елементі мережі, отримані з розрахунку режиму середнього навантаження;
Тр —число годин у розрахунковому періоді.
Введемо поняття прямого і зворотного напрямку потоків енергії і потужності та реверсу потоку потужності.
Прямим вважаємо напрямок від першого вузла вітки розрахункової схеми (у кодуванні розрахункової схеми) до другого і, навпаки, зворотним - напрямок від другого вузла до першого.
Під реверсом потоку потужності будемо розуміти зміну його напрямку
хоча б один раз протягом розрахункового періоду. В окремому випадку, потік
потужності може бути одностороннім протягом розрахункового періоду, у за
гальному - потік активної (або реактивної) потужності завжди двосторонній,
тобто має місце реверс потужності.
Під час розрахункового визначення параметрів графіка потужності за тривалістю, критерієм наявності реверса в вітці розрахункової схеми протягом розрахункового періоду є зміна напрямку потоку активної (реактивної) потужності хоча б в одному з експериментальних режимів.
Для будь-якої вітки розрахункової схеми за будь-який розрахунковий період у загальному випадку (коли мав місце реверс потужності) необхідне застосування спеціальних прийомів для визначення сумарних потоків активної (або реактивної) енергії, які протікали в прямому й зворотному напрямку. Нижче наведений алгоритм визначення потоків активної енергії й активної потужності для обох напрямків для будь-якого елемента мережі та алгоритм визначення параметрів графіка за тривалістю для реактивної потужності, аналогічний алгоритму для активної потужності.
Спочатку визначають тривалість протікання прямого потоку (тобто число годин, протягом яких потік потужності мав прямий напрямок) ТПР і тривалість зворотного потоку Тзв. Для визначення числа годин протікання прямого й зворотного потоку, будують графік Россандера за тривалістю. При цьому

де Рсн~ потік потужності у відповідній вітці розрахункової схеми для режиму середнього навантаження.
Тут приймається обґрунтоване припущення про те, що потік потужності у кожній вітці розрахункової схеми в режимі середнього навантаження є математичним сподіванням відповідного потоку за розрахунковий період. Максимальні значення потоків потужності прямого напрямку РПРМАХ і зворотнього РЗВМАХ як вказувалося вище, визначаються на основі результатів розрахунку серії експериментальних режимів.
Графік за тривалістю може мати такий вигляд (рисунок В.З):

Рисунок В.З - Вигляд графіка за тривалістю при Δ <1 і Δ > 1
Як видно на рисунку В.З, перетин графіка з віссю абсцис відповідає точці
зміни напрямку потоку. Таким чином, тривалість прямого потоку визначають
розв'язком рівняння ;;

де R ( t )- функція Россандера, побудована за трьома точками: Р2, Р 1 , Ро.
Тривалість зворотного потоку потужності Тзв дорівнює різниці між загальним календарним часом у розрахунковому періоді ТКАЛ і часом прямого потоку ТПР

Далі визначають прямий АПР і зворотний А3в потоки енергії і середні значення (математичні сподівання) потоків потужності Р1пр і Рїзв:

Алгоритм визначення реактивних складових потоків енергії тотожний поданому вище алгоритму визначення активних складових, а графіки за тривалістю мають таку ж форму.
Таким чином відновлюють параметри графіків за тривалістю для прямого й зворотного напрямку потоку для кожного елемента мережі, що не обладнаний приладами обліку і засобами телевимірювання.
Специфіка моделювання триобмоткових трансформаторів під час обчислення технічних розрахункових втрат електроенергії
Під час обчислення втрат електроенергії в триобмоткових трансформаторах вони моделюються у розрахунковій схемі трикутною трипроменевою схемою заміщення, у якій промені відповідають розрахунковим параметрам (активним, реактивним опорам і коефіцієнтам трансформації) обмоток вищої, середньої і нижчої напруги, або двопроменевою схемою.
Технічні розрахункові втрати в цьому випадку дорівнюють сумі втрат в окремих обмотках, поданих у розрахунковій схемі окремими вітками.
Для розрахунку втрат електроенергії в триобмоткових трансформаторах незалежно від того, чи наявні фактичні дані, чи використовуються отримані розрахунковим шляхом дані, слід використовувати тільки, трипроменеву схему заміщення (коли кожна обмотка подана відповідною віткою). Інші схеми заміщення під час розрахунку втрат у цих елементах є взагалі неприйнятними.



 
« Методика проведения работы по выявлению нарушений ППЭЭН   Методика составления структуры баланса электроэнергии в электрических сетях 0,38-150кВ »
электрические сети