Стартовая >> Документация >> Энергонадзор >> Методика составления структуры баланса электроэнергии в электрических сетях 0,38-150кВ

Методика нормирования ТВЕ в системообразующей сети - Методика составления структуры баланса электроэнергии в электрических сетях 0,38-150кВ

Оглавление
Методика составления структуры баланса электроэнергии в электрических сетях 0,38-150кВ
Термины и определения
Баланс электроэнергии
Нормирование технологических затрат электроэнергии
Порядок корректирования составляющих структуры баланса электроэнергии
Основные положения оценочного анализа структуры ЗНВЕ
Структура баланса электроэнергии
Каталожные данные трансформаторов
Методика нормирования ТВЕ в системообразующей сети
Методика нормирования ТВЕ в распределительной сети
Вычисление расчетных потерь электроэнергии в других элементах сети
Методика вычисления нормативного значения метрологических потерь
Прогнозирование структуры НЗТВЕ

Приложение В
к Методике составления структуры баланса электроэнергии в электрических сетях 0,38-150 кВ, анализа его составляющих и нормирование технологических затрат электроэнергии

Методика нормирования ТВЕ в системообразующей сети

В. 1 Общие положения

Сменные потери электроэнергии в ЛЭП и трансформаторах системообразующей сети есть одной из основных составных НЗТВЕ. Тому выбор вида НХТВЕ и методики вычисления потерь электроэнергии в этих элементах сети имеет принципиальное значение.
До недавнего времени нормирование ТВЕ в системообразующих сетях энергосистем осуществлялось на основе регрессионных моделей, которые представляли собой статистическую зависимость потерь энергии в этой сети от группы режимных факторов, которая рассчитывалась на основании ретроспективных данных за 2-5 последних лет. Для получения регрессионных моделей осуществлялось варьирование факторов в определенных диапазонах по определенным правилам. Как показал опыт работы энергосистем за последние годы, определить заранее диапазоны изменения отдельных факторов практически невозможно. Характерными примерами в этом смысле есть значения межсистемных перетоков. Статистическая база в прошлом году, которая использовалась для расчета коэффициентов нормативной характеристики в виде регрессионной модели, не может быть надежной и, итак, не может обеспечить адекватность регрессионной модели. В результате, их использование приводит к большим погрешностям в тех случаях, когда фактор или группа факторов выходят за пределы диапазонов изменения отдельных факторов, а тем более, когда возникают новые непредвиденные факторы. Кроме этого, в результате расчета исчислялось только суммарное значение НЗТВЕ, вследствие чего невозможно было выполнить анализ структуры НЗТВЕ для выявления мест с повышенными потерями электроэнергии.
Эквивалентование сетей возможное только после условного размыкания запертых контуров, которые в конечном результате приводит к непрогнозируемым погрешностям во время вычисления технических расчетных потерь.
Отказ от применения регрессионных моделей и эквивалентирования ставит задачу усовершенствования методики нормирования ТВЕ системообразующей сети. Эта задача решается путем перехода к прямому расчету потерь энергии за расчетный период с использованием фактических данных о поступлении энергии от разных источников и отдачу электроэнергии соседним лицензиатам-передатчикам и потребителям.
Другой, не менее важной задачей, есть усовершенствования методов расчета потерь электроэнергии в запертой сети. Современные программы расчета упроченных электрических режимов разрешают адекватно определять потери мощности во всей сети и в каждом ее элементе (ЛЭП и трансформаторе) отдельно для любого мгновенного режима. Тем не менее адекватный переход от потерь мощности к потерям энергии есть давней нерешенной задачей в методиках, которые применяют в практике расчетов. Использование метода характерных режимов и использование общего времени максимальных потерь дают непредусмотренные погрешности, а входная информация не является ни официальной, ни достоверной. Очевидно, что низменность всей гаммы возможных режимов на ряд характерных и определение продолжительности каждого из них может быть лишь очень условным. С другой стороны, время максимальных потерь отдельных ЛЭП, как правило, не совпадает со временем максимальных потерь, определенному для сети в целом.
Приоритетным направлением в усовершенствовании практических методов расчета потерь электроэнергии в элементах системообразующей сети есть применения метода прямого расчета потерь электроэнергии соответственно положениям Р 50-072 с использованием информации о потоках активной и реактивной энергии (мощности), полученной с помощью АСОЕ верхнего уровня. Такой метод расчета может быть реализован только при условии практического обеспечения сбора и обработка в АСОЕ верхнего уровня необходимого для выполнения расчета объема информации.
Представленные ниже методики разрешают определить поэлементным расчетом технические расчетные потери во всех элементах сети на основе отчетных (реальных) данных о потоках мощности и энергии за расчетный месяц для всех элементов, которые обеспечены приборами учета и средствами телеизмерений, и на основе расчетных величин - для всех других элементов.

Разработка НХТВЕ системообразующей сети

  1. НХТВЕ системообразующей сети разрабатывают в виде расчетной схемы сети и технических данных ЛЭП и трансформаторов каждой класса напряжения. Такая разработка состоит в создании расчетных схем сети каждой класса напряжения на основе их принципиальных схем нормального режима и вычислении параметров элементов расчетных схем на основании технических данных
    ЛЭП, трансформаторов и других элементов.
  2. В расчетную схему включают элементы системообразующей сети, а именно: ЛЭП, трансформаторы, реакторы, БСК и другие элементы, потери электроэнергии в которых относятся на баланс лицензиата-передатчика. Элементы электрических сетей соседних лицензиатов-передатчиков в расчетную схему не включают, а элементы сетей потребителей могут включаться в расчетную схему, если их
    наличие обеспечивает адекватность моделирования режимов работы сети.

Все виды эквивалентирования элементов сетей лицензиата-передатчика в расчетной схеме не допускаются.
8.2.3 Значение активного г, реактивного где сопротивлений и емкостной проводимости Ь ветки расчетной схемы, которая моделирует ЛЭП, определяют за формулами

где г0- удельное активное сопротивление, Ом/км;
х0- удельное индуктивное сопротивление, Ом/км;
bо- удельная емкостная проводимость, мкСм/км; длин-l-длина ЛЭП, км. 35
Удельное индуктивное сопротивление транспонированной ВЛ с нерасщепленной фазой х0 рассчитывают за формулой


среднегеометрическое расстояние между фазами, г; диаметр провода, гг.

(В. 4

где DАВ, Dвс, DСА - расстояния между проводами фаз, г. Удельную емкостную проводимость транспонированной ВЛ с нерасщепленной фазой Ь рассчитывают за формулой

Удельное активное сопротивление транспонированной ВЛ с расщепленной фазой г0 рассчитывают за формулой

(В.7)

Где г опр ~ удельное активное сопротивление провода, Ом/км
п— количество проводов в фазе.
Удельное индуктивное сопротивление транспонированной ВЛ с расщепленной фазой х0 рассчитывают за формулой

где RЕК - эквивалентный радиус расщепленной фазы, гг. Эквивалентный радиус расщепленной фазы КЕК при количестве проводов п < 3 равняется:

где а - расстояние одного из проводов к другим, гг. Удельную емкостную проводимость транспонированной ВЛ с расщепленной фазой b о рассчитывают за формулой

Расчетные значения удельных индуктивных сопротивлений и емкостных проводимостей могут быть рассчитанные с учетом типов опор линий электропередач.
Расчетные значения удельных сопротивлений и емкостных проводимостей для транспонированных ВЛ 35-150 кВ с нерасщепленными фазами и сталеалюминиевыми проводами, которые наиболее часто применяются, при среднегеометрических расстояниях между фазами ВЛ 35 кВ - 3,5 г, ВЛ 110 кВ-5,0 г и ВЛ 150 кВ - 6,5 г, представленные в таблицы В. 1.

Таблица В. 1- Расчетные значения удельных сопротивлений и емкостной проводимости для ВЛ 35-150 кВ


Поперечный
перерез

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 Двухобмоточные трансформаторы в расчетной схеме представляют упрощенной Г-подобной схемой замещения. Значение активных и реактивных сопротивлений rТ,x и проводимостей gТ,bТ трансформатора, которые приведены к стороны высшего напряжения трансформатора, определяют за выражениями

где следующие составу:

ΔРК - потери мощности к.з., МВт;
UВНОМ - номинальное напряжение обмотки высшего напряжения, кВ;
SТОМ - номинальная мощность, МВА;
- относительное значение напряжения к.з., %;
следующие составу:

ΔРНХ - потери мощности н.х., МВт;
ІНХ - относительное значение тока н.х., %.
Во время расчета значений параметров схемы замещения трансформатора следует использовать, как правило, его паспортные данные, а при их отсутствии -каталогу.
Двухобмоточные трансформаторы с расщепленной обмоткой низшего напряжения в расчетной схеме представляют трехлучевой схемой замещения. Значение параметров схемы замещения r,,r2,r3, х,,х2,х3, что приведенные к стороны высшего напряжения трансформатора, определяют за выражениями


В. 2.5 Трехобмоточные трансформаторы в расчетной схеме представляют трехлучевой схемой замещения. Значение активных и реактивных сопротивлений обмоток соответственно высшей r1,x1, средней r2, х2 и низшей r3, х3 напряжения, которые приведены к стороны высшего напряжения трансформатора, определяют за выражениями

где ΔРКІ=ΔРК2=ΔРК3 - потери мощности к.з. обмоток соответственно высшего, среднего и низшего напряжения при соотношении мощностей обмоток 100%/100%/100% от номинальной;
UК1, UК2, UКІ - относительное значение напряжений к.з. обмоток соответственно высшего, среднего и низшего напряжения.
Потери мощности к.з. обмоток соответственно высшей ΔРКІ , среднейΔРК2, низшей ΔРК3напряжения определяют за выражениями

Относительные значения напряжения к.з. обмоток соответственно высшей UК1 , средней UК 2 , низшей UК3напряжения определяют за выражениями

Активную и реактивную проводимости трехобмоточных трансформаторов определяют за формулами (В.13) и (В.14).
В. 2.6 БСК в расчетной схеме представляют схемой замещения, которое включает активную gБСК и емкостную bБСК проводимости, значения которых рассчитывают за формулами

где ΔРБСК - потери мощности в БСК, что определенные соответственно Д. 2,МВт;
Qбск ~ номинальная мощность БСК, МВт; UНОМ - номинальное напряжение БСК, кВ.
В. 2.7 Суммарные потери мощности в трансформаторах тока и напряжения и их вторичных кругах gТСТНi, что определенные для каждой класса напряжения, рекомендуется моделировать в расчетной схеме системообразующей сети шунтами.
Значение активной проводимости шунта рассчитывают за формулой

где ΔР ТСТН-суммарные потери мощности в трансформаторах тока и напряжения и их вторичных кругах на і-м классе напряжения, МВт;
UНОМі - номинальное напряжение степени, кВ.


В.2.8 Суммарные потери мощности в изоляции ЛЭП, что определенные для каждой класса напряжения рекомендуется моделировать в расчетной схеме системообразующей сети шунтами.

Значение активной проводимости шунта рассчитывают за формулой где ΔРІЗі- суммарные потери мощности в изоляции ЛЭП г-го класса напряжения, МВт;
Uнош-номинальное напряжение степени, кВ.
В. 2.9 Высокочастотные заградители связи в расчетной схеме представляют активным rвз и реактивным хвз сопротивлениями. Эти сопротивления прибавляют к сопротивлениям ЛЭП, на которой установлено высокочастотный заградитель. Технические данные и значения активных rвз и реактивных хвз сопротивлений высокочастотных заградителей приведены в таблице В. 2. Так как расчеты режимов электрической сети проводят на основе однолинейной схемы при установлении высокочастотных заградителей в каждой фазе ЛЭП в расчетной схеме их представляют значениями, которые приведены в таблицы В.2, в двух фазах - двумя третями этих значений, в одной фазе - одной третью.
Таблица В. 2 – Технические данные и значения активных rвз и реактивных хвз сопротивлений высокочастотных заградителей


Номинальный ток, А

Потери активной мощности при номинальном току, кВт

Индуктивность при промышленной частоте, Гн-10'3

Активное сопротивление rвз,Ои

Реактивное сопротивление 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

Поэлементный расчет потерь электроэнергии с использованием информации о потоках активной и реактивной энергии (мощности), полученной с помощью АСОЕ верхнего уровня

В.3.1 Потери электроэнергии в элементах системообразующей сети степеней напряжения 150 и 110 кВ (в первую очередь в ЛЭП и трансформаторах, которые принадлежат к запертым контурам) за расчетный интервал времени, могут исчисляться путем прямого расчета соответственно положениям Р 50-072-98 с использованием информации о фактических потоках активной и реактивной энергии (графики активной и реактивной мощности) в этих элементах, полученной с помощью АСОЕ верхнего уровня, при условии обеспечения:
• собирание за расчетный интервал времени с помощью АСОЕ верхнего уровня информации о потоках активной и реактивной энергии (мощности) по меньшей мере в присоединенных к центрам питания ЛЭП и обмотках среднего и низшего напряжения трансформаторов, напряжения в центрах питания;

  1. составление отчетного баланса электроэнергии в расчетной схеме сети за расчетный Интервал времени с проверкой достоверности данных о потоках активной и реактивной энергии (мощности);
  2. адекватного формирования расчетной схемы соединений элементов сети на основании данных средств телемеханики за расчетный интервал времени.

В. 3.2 Сменные потери электроэнергии ΔАЗМі і-му элементе сети за расчетный интервал времени Δtопределяют по формуле

где ΔР (t)i — сменные потери мощности в /-му элементе сети; Δt - расчетный интервал времени.
Сменные потери мощности в і-му элементе сети ΔР (t)i вычисляют по сформированной расчетной схеме соединений элементов сети на основании данных средств телемеханики для данного расчетного интервала времени путем расчета упроченного режима. Во время расчета этого режима потоки активной и реактивной мощности в присоединенных к центрам питания ЛЭП и в обмотках среднего и низшего напряжения трансформаторов должны отвечать : значением, которые получены с помощью АСОЕ.
Расчетный интервал времени Δtравняется, как правило,, периода интеграции, который является техническим параметром АСОЕ. Этот расчетный интервал времени Δtравняется отрезку времени между начальным и следующим фиксированиям АСОЕ значений измерений энергии (мощности) и формированием на основании этих значений отчетного баланса электроэнергии.
В. 3.3 Условно-постоянные потери в і-му трансформаторе ΔА ТРіза расчетный интервал времени Δtопределяют по формуле

где ΔРНХі — паспортное значение мощности н.х. і-го трансформатора;
U(t)- расчетное значение напряжения обмотки высшего напряжения і-го трансформатора в расчетном интервале времени Δt;
UНОМі - номинальное напряжение обмотки высшего напряжения і-го трансформатора.
В.3.4 Потери электроэнергии в элементах сети и сети в целом за соответствующий расчетный период (час, пор, месяц) вычисляют как сумму соответствующих значений.

Разработка базового режима системообразующей сети

  1. Элементы системообразующей сети степеней напряжения 150 и 110 кВ, относительно которых применен прямой расчет потерь электроэнергии согласно изложенному в разделе В.С, в расчетную модель базового режима не включают.
  2. Для формирования расчетной модели, с помощью которой вычисляют технические расчетные потери электроэнергии в ЛЭП, трансформаторах и других элементах за расчетный период (месяц), разрабатывают базовый режим расчетного периода (месяца) на основе параметров элементов расчетной схемы, которая есть наиболее близкой к схеме нормального режима расчетного периода (месяца) за структурой нагрузок и по токоразделу.
    Во время подготовки базового режима для расчетного периода (месяца) за основу выбирается один из характерных режимов (зимний максимум, летной максимум, летной минимум, паводковый режим и т.д.), что разработанные на основании данных контрольных измерений. Во время разработки базового режима расчетного месяца в расчетную схему выбранного базового режима необходимо внести коррективы с целью учета особенностей схемы и режима работы сети в расчетном периоде (месяце), например, отключение или включение узлов и веток, коррекция значений напряжений в узлах основных центров питания и т.д.
    ВАЗ Рассчитанный упроченный режим используется для формирования перечня элементов сети, потери электроэнергии в которых необходимо вычислить, задание значений нормированных режимных параметров (напряжений в основных центрах питания, которые задаются диспетчерскими службами высшего иерархического уровня, коэффициентов реактивной нагрузки и т.др).
    Следует отметить, что значение нагрузок узлов в базовом режиме имеют малое влияние на погрешность расчета структуры потерь электроэнергии. Это влияние уменьшается с увеличением количества заданных в расчете фактических значений потребления электроэнергии в узлах нагрузки за расчетный месяц.
    Поэлементный расчет сменных потерь электроэнергии с использованием базового режима системообразующей сети.

Вычисление сменных потерь электроэнергии в элементе электрической сети

Сменные потери электроэнергии ΔАЗМ в любой ветке электрической сети с сопротивлением К определяются по формуле

R- активное сопротивление ветки;
Т— расчетное время;
А, W- соответственно потоки активной и реактивной энергии;
Uср- среднеэксплутационный уровень напряжения;
D[Р], D[Q]- соответственно дисперсии активной и реактивной мощностей. Формула (В.С5) полученная путем ряда тождественных преобразований формулы
где

где Іск - среднеквадратичное значение полного тока.
Рассматривая ток как случайную величину и пользуясь положениями теории вероятности, можно записать:

где M[I], D[I], ~ математическое ожидание и дисперсия полного тока нагрузки;
М [Ia], D [Ia] М [Ip], D [Ip],, соответственно математическое ожидание и дисперсия активной и реактивной составляющей тока нагрузки;
D[Р], D[Q- соответственно дисперсии активной и реактивной мощностей.
Дисперсии активной и реактивной мощностей И[Щ определяют за такими формулами:

при Δ>1 или

где N0, N1, N2- соответственно минимальное, среднее и максимальное значения І параметров графика активной и реактивной мощности за продолжительностью;

Δ - показатель формы графика мощности за продолжительностью. Среднее значение потока активной или реактивной мощности определяется как частица от деления величины соответствующего потока энергии на расчетное время. Если на протяжении расчетного времени поток изменял свое направление (т.е. имел место реверс), то для каждого с двух направлений строится свой график за продолжительностью (со своими значениями N0, N1, N2 и Т). В случае реверса величина ІУ0 для каждого направления потока равняется нулю, поскольку, как минимум один раз на протяжении расчетного периода, поток изменял свое направление, т.е. принимал нулевое значение.

Показатель формы графика мощности за продолжительностью Δ, определяется по, формулой

Вместо реальных ступенчатых графиков мощности за продолжительностью, построение которых требует больших затрат работы, используются их модели, которые описываются ступенчатыми плавно-нисходящими функциями - графиками Россандера:


при Δ <1. ч
Для элементов сети с односторонним потоком энергии (при отсутствие реверса) графики мощности за продолжительностью имеют такой вид (рисунок В.1)
графики мощности
Рисунок В. 1 - Вид графиков мощности за продолжительностью
в случае отсутствия реверса при Δ <1 и Δ >1
Потери энергии в каждом элементе сети рассчитывают как сумму двух составляющих:

  1. потерь активной энергии от передачи активной энергии;
  2. потерь активной энергии от передачи реактивной энергии.

При наличии реверса, для потока активной или реактивной мощности строятся графики мощности за продолжительностью для обеих направлений потока. При этом расчетный период разбивается на две составу за продолжительностью прямого потока и продолжительностью обратного потока. Потери энергии в каждом элементе сети находят как сумму четырех составляющих:

  1. потерь активной энергии от передачи активной энергии в прямом направлении;
  2. потерь активной энергии от передачи реактивной энергии в прямом направлении;
  3. потерь активной энергии от передачи активной энергии в обратном направления;
  4. потерь активной энергии от передачи реактивной энергии в обратном направлении.

(или реактивной) энергии, которые протекали в прямом и обратном направлении. Ниже приведенный алгоритм определения потоков активной энергии и активной мощности для обеих направлений для любого элемента сети и алгоритм определения параметров графика за продолжительностью для реактивной мощности, аналогичный алгоритму для активной мощности.
Сначала определяют продолжительность протекания прямого потока (т.е. число часов, на протяжении которых поток мощности имело прямое направление) ТПР и продолжительность обратного потока Тзв. Для определения числа часов протекания прямого и обратного потока, строят график Россандера за продолжительностью. При этом

где Рсн~ поток мощности в соответствующей ветке расчетной схемы для режима средней нагрузки.
Здесь принимается обоснованное предположение о том, что поток мощности в каждой ветке расчетной схемы в режиме средней нагрузки является математическим ожиданием соответствующего потока за расчетный период. Максимальные значения потоков мощности прямого направления РПРМАХ и обратного РЗВМАХ как указывалось выше, определяются на основе результатов расчета серии экспериментальных режимов.
График за продолжительностью может иметь такой вид (рисунок В.З):

графики мощности

Рисунок В.З - Вид графика за продолжительностью при Δ <1 и Δ > 1
Как видно на рисунке В.С, сечение графика с осью абсцисс отвечает точке
изменения направления потока. Таким образом, продолжительность прямого потока определяют
решением уравнения ;;

где R(t)- функция Россандера, построенная за тремя точками: Р2, Р1, Ро.
Продолжительность обратного потока мощности Тзв равняется разности между обшим календарным временами в расчетном периоде ТКАЛ и временами прямого по-
токуТПР

Дальше определяют прямой АПР и обратный А3 в потоки энергии и средние значения (математические ожидания) потоков мощности Р1 пр и Рїзв:

графики мощности

Рисунок В.2 - Пример графика мощности за продолжительностью при наличии реверса

Пример графика мощности за продолжительностью при наличии реверс показан на рисунке В.2.

Для расчета каждой составляющей строится свой график активной (или реактивной) мощности за продолжительностью за формулой Россандера. Если реальные данные отсутствуют, параметры графиков за продолжительностью рассчитываются за формулами, приведенными в В.5.2.2.
Если для ветки расчетной схемы на протяжении расчетного месяца поток активной (реактивной) мощности изменял направление, т.е. имел место реверс, то, независимо от того задаются или рассчитываются параметры графика мощности за продолжительностью, необходимо расчетным путем определить продолжительность прямого потока и продолжительность обратного потока. Формулы расчета также приведены в В.5.2.2.

В.5.2 Формирование массива входных данных для вычисления технических расчетных потерь электроэнергии в ветке схемы замещения на основе результата расчета режима средней нагрузки при частичном отсутствии входной информации

В. 5.2. 1 Постановка задачи

Для большинства элементов системообразующей сети выполнить прямой расчет потерь электроэнергии за изложенной выше методикой, как правило, нет возможности через две основные причины:

  1. отсутствие счетчиков активной и реактивной энергии или средств теле­
    измерений потоков мощности;
  2. чрезвычайно большие трудозатраты во время неавтоматизированной обработки огромного массива данных при наличии счетчиков и средств
    телеизмерений потоков мощности.

Поэтому для большинства веток электрической сети приходится применять искусственное формирование входного массива данных для поэлементного расчета технических расчетных потерь в элементах сети.
При этом допускается отсутствие части входной информации. Так, например, при отсутствии приборов учета (счетчиков) со стороны обмотки среднего напряжения трехобмоточного трансформатора, поток энергии через обмотку среднего напряжения рассчитывается на основе данных о перетекание энергии через обмотки высшего и среднего напряжения и расчетные потери в них. При отсутствии счетчиков реактивной энергии, происходит определение расчетным путем реактивных потоков через потоки активной энергии и определенные из расчета режима средней нагрузки величины коэффициентов реактивной мощности.

В. 5.2. 2 Расчет отсутствующей информации о минимальных и максимальных значениях потоков активной и реактивной мощности и энергии

Можно предположить, что на протяжении расчетного периода величины нагрузки в узлах и генерация источников колеблются незначительно. Изменение режима обуславливается, главным образом, изменением межсистемных перетоков активной и реактивной мощности, а также генерации активной и реактивной мощности на ГЭС. Минимальное и максимальное значение потоков активной и реактивной мощности в элементах сети, для которых информация отсутствующая, определяется постановкой ограниченного расчетного эксперимента, в ходе которого проводится расчет минимального, среднего и максимального значений потоков активной и реактивной мощности в обе стороны в каждой ветке расчетной схемы за расчетный период. Во время планирования расчетного эксперимента границы, в которых изменяются известные минимальные и максимальные значения потоков активной и реактивной мощности в элементах сети и максимальная и минимальная нагрузки, должны отвечать входным данным за 6.2.4.
При отсутствии информации по результатам обработки данных расчетного эксперимента находят значение минимальных и максимальных значений потоков активной и реактивной мощности в элементах сети. Если имеет место реверс, то максимальное значение определяется для каждого направления потока (минимальное значение в случае реверса равняется нулю для обеих направлений потока).
Для подавляющего большинства элементов системообразующей сети отсутствующий необходимый объем информации о значении потоков активной и реактивной энергии и графики за продолжительностью для индивидуального расчета потерь в элементах сети. В этом случае эта информация определяется расчетным путем на основе обработки результатов эксперимента из определение минимальных и максимальных значений потоков активной и реактивной мощности и средних значений потоков мощности, полученных из режима средней нагрузки. Для случая, когда поток активной (реактивной) мощности не изменял направления (критерием служит неизменность направления потока активной (реактивной) мощности во всех экспериментальных режимах), все параметры графика нагрузки за продолжительностью есть известные: максимальное и минимальное значения потока мощности определяются на основе обработки результатов расчета экспериментальных режимов, а потоки энергии определяются по формулам:

где А, W-соответственно активная и реактивная составу потока энергии за
расчетный период;
Сср Qср - соответственно математическое ожидание потоков активной и реактивной мощности в элементе сети, полученные из расчета режима средней нагрузки;
Тр—число часов в расчетном периоде.
Введем понятие прямого и обратного направления потоков энергии и мощности и реверса потока мощности.
Прямым считаем направление от первого узла ветки расчетной схемы (в кодировании расчетной схемы) к второй и, наоборот, обратным - направление от второго узла к первому.
Под реверсом потока мощности будем понимать изменение его направления
хотя бы один раз на протяжении расчетного периода. В частном случае, поток
мощности может быть односторонним на протяжении расчетного периода, в общем - поток активной (или реактивной) мощности всегда двусторонний,
т.е. имеет место реверс мощности.
Во время расчетного определения параметров графика мощности за продолжительностью, критерием наличия реверса в ветке расчетной схемы на протяжении расчетного периода есть изменение направления потока активной (реактивной) мощности хотя бы в одном из экспериментальных режимов.
Для любой ветки расчетной схемы за любой расчетный период в общем случае (когда имел место реверс мощности) необходимое применение специальных приемов для определения суммарных потоков активной (или реактивной) энергии, которые протекали в прямом и обратном направлении. Ниже приведенный алгоритм определения потоков активной энергии и активной мощности для обеих направлений для любого элемента сети и алгоритм определения параметров графика за продолжительностью для реактивной мощности, аналогичный алгоритму для активной мощности.
Сначала определяют продолжительность протекания прямого потока (т.е. число часов, на протяжении которых поток мощности имело прямое направление) ТПР и продолжительность обратного потока Тзв. Для определения числа часов протекания прямого и обратного потока, строят график Россандера за продолжительностью. При этом

где Рсн - поток мощности в соответствующей ветке расчетной схемы для режима средней нагрузки.
Здесь принимается обоснованное предположение о том, что поток мощности в каждой ветке расчетной схемы в режиме средней нагрузки является математическим ожиданием соответствующего потока за расчетный период. Максимальные значения потоков мощности прямого направления РПРМАХ и обратной РЗВМАХ как указывалось выше, определяются на основе результатов расчета серии экспериментальных режимов.
График за продолжительностью может иметь такой вид (рисунок В.З):

график мощности электроэнергии

Рисунок В.З - Вид графика за продолжительностью при Δ <1 и Δ > 1
Как видно на рисунке В.С, сечение графика с осью абсцисс отвечает точке
изменения направления потока. Таким образом, продолжительность прямого потока определяют
решением уравнения:

где R(t)- функция Россандера, построенная за тремя точками: Р2, Р1, Ро.
Продолжительность обратного потока мощности Тзв равняется разности между общим календарным временем в расчетном периоде ТКАЛ и временами прямого по-
токуТПР

Дальше определяют прямой АПР и обратный А3 в потоки энергии и средние значения (математические ожидания) потоков мощности Р1 пр и Рїзв:

Алгоритм определения реактивных составных потоков энергии тождественный представленному выше алгоритму определения активных составных, а графики за продолжительностью имеют такую же форму.
Таким образом восстанавливают параметры графиков за продолжительностью для прямого и обратного направления потока для каждого элемента сети, который не оборудован приборами учета и средствами телеизмерения.

Специфика моделирования трехобмоточных трансформаторов во время вычисления технических расчетных потерь электроэнергии

Во время вычисления потерь электроэнергии в трехобмоточных трансформаторах они моделируются в расчетной схеме треугольной трехлучевой схемой замещения, в которой лучи отвечают расчетным параметрам (активным, реактивным сопротивлениям и коэффициентам трансформации) обмоток высшего, среднего и низшего напряжения, или двухлучевой схемой.
Технические расчетные потери в этом случае равняют сумме потерь в отдельных обмотках, представленных в расчетной схеме отдельными ветками.
Для расчета потерь электроэнергии в трехобмоточных трансформаторах независимо от того, или имеющиеся фактические данные, или используются полученные расчетным путем данные, следует использовать только, трехлучевую схему замещения (когда каждая обмотка представлена соответствующей веткой). Другие схемы замещения во время расчета потерь в этих элементах есть вообще неприемлемыми.



 
« Методика складання структури балансу електроенергії в електричних мережах 0,38-150 кВ   Методические рекомендации по работе с потребителями »
электрические сети