Информационное обеспечение задач расчёта потерь мощности и электроэнергии

Всю информацию о режиме системы можно условно подразделить на детерминированную и вероятностную. Под детерминированной информацией понимается информация, задаваемая в численно однозначной форме и не изменяющаяся в рассматриваемый период эксплуатации системы (паспортные данные оборудования, количество генераторов и линий электропередачи, длина линии электропередачи и т. и.) [35, 45].

В связи с тем, что текущий режим работы электроэнергетической системы, как и за определенный период эксплуатации, зависит от большого числа факторов, таких как количество электроприёмников, включенных в каждом узле сети, и потребляемая ими мощность, возможность аварийного выхода из работы на какой-то период, вследствие чего токи в ветвях сети и напряжения в узлах в определенный момент времени приходится рассматривать как случайные величины, а их изменение во времени как случайный процесс, выполнить расчёт потерь можно лишь на основании вероятностной информации о режиме сети.

В большинстве случаев, когда есть возможность получить оценку вероятностных характеристик на основании определенной выборки и распространить с той или иной достоверностью на всю генеральную совокупность реализаций или на весь процесс, процессы характеризуют вероятностно-определенной информацией.

Объём и характер исходных данных о схемах и нагрузках сетей различных классов напряжения существенно различаются, поэтому для расчёта потерь электроэнергии в них применяются разные методы [5, 35].

Сети 110 кВ и выше. На подстанциях этих сетей, как правило, проводятся контрольные замеры, поэтому в расчёте потерь может использоваться наиболее полная информация - значения энергии, потреблённой в узлах за расчётный месяц, и конфигурация суточных графиков нагрузки в дни контрольных замеров.

Сети 35 кВ. На некоторых подстанциях этих сетей значения Р hQ измеряются не во все часы суток, а лишь в показательные часы (утренний и вечерний максимумы, ночной минимум). При отсутствии почасовых суточных графиков на подстанциях приходится ориентироваться только на значения энергии, потребленной в узлах за расчётный месяц, и данные о числе часов использования максимальной нагрузки сети (коэффициент заполнения графика нагрузки).

Сети 6-20 кВ. Для этих сетей известны схемы фидеров и отпуск электроэнергии в каждый фидер по головному участку (суммарное потребление энергии с учётом потерь энергии в фидере). Потребление энергии в узлах сети может быть известно только на части трансформаторных подстанций (ТП) 6-20/0,4 кВ, подключенных к сети. Разность отпуска электроэнергии в фидер и суммарного потребления энергии ТП, для которых эти значения известны, и отпуска электроэнергии непосредственно с напряжения 6-20 кВ (транзит) представляет собой суммарное потребление энергии теми ТП, для которых данные о потреблении энергии отсутствуют. Для определения приближенных значений энергии на каждой из таких ТП обычно принимают допущение о распределении суммарного потребления энергии между этими ТП пропорционально их номинальной мощности. Иногда из контрольных замеров известны данные о коэффициентах загрузки этих ТП, позволяющие приблизить расчётное распределение суммарной нагрузки к фактическому. Затем с помощью итерационного расчёта режима «снизу вверх» и «сверху вниз» добиваются равенства суммы узловых нагрузок и потерь в сети заданной нагрузке головного участка. Таким способом определяются приблизительные нагрузки этих ТП [5].

Схемы и параметры элементов сетей 6-20 кВ и выше предполагаются известными. Отличием расчётов является то, что для сетей 35 кВ и выше узловые нагрузки известны изначально, а суммарная нагрузка получается в результате расчёта; для сетей 6-20 кВ изначально известна суммарная нагрузка, а узловые нагрузки части ТП получают в результате расчёта. Так как в сетях 6-20 кВ и выше нагрузки фаз практически одинаковы, то при расчёте режимов используют однолинейную схему применительно к одной фазе с учётом влияния на реактивные параметры других фаз [45].

В распределительных сетях, где эксплуатируются подстанции без обслуживающего персонала, информация о режиме сети сводится к фиксации двух ежегодных максимальных и минимальных режимов.

Сети 0,38 кВ. При известных схемах этих сетей для расчёта потерь могут использоваться те же методы, что и для сетей более высоких напряжений. Особенностью таких сетей является неодинаковость нагрузок фаз, а также наличие неполнофазных участков (двухфазные и однофазные ответвления от магистрали). Большинство нагрузок в этих сетях однофазные, подключенные между фазным и нулевым проводами на напряжение 0,22 кВ. Несмотря на то, что нагрузки стараются присоединить к трехфазной сети равномерно между фазами, одинаковую нагрузку фаз обеспечить не всегда удается. Кроме того, включение и отключение абонентами электропотребителей происходит независимо друг от друга. Поэтому расчёт режимов сетей 0,38 кВ необходимо проводить по каждой фазе, имеющей свою схему и свои нагрузки.

Учёт этих факторов необходим при расчёте отклонений напряжения в узлах сети и определении их соответствия требованиям стандарта на качество электроэнергии. В настоящее время такие расчёты обычно делают только для выборки сетей. Большое число линий 0,38 кВ, трудоёмкость введения в программы информации об их схемах, отсутствие достоверных данных о нагрузках затрудняют проведение такого расчёта для всех линий, находящихся на балансе подразделения. В то же время для решения многих практических задач (составление баланса электроэнергии, расчёт потерь электроэнергии для целей их нормирования и т. и.) достаточно рассчитать суммарные потери в этих сетях. Суммарные потери, в свою очередь, могут быть с приемлемой точностью определены и на основе обобщённых параметров таких сетей - количества линий, отходящих от ТП 6-20/0,40 кВ, сечений их головных участков и суммарных длин магистралей, двухфазных и однофазных ответвлений, эквивалентных сопротивлений сети - без использования полных схем линий [5].

Для решения задач с определенной точностью создаются методы, в которых используются те или иные модели процесса, и, как следствие, упрощается и требуемая информация. Естественно, что при существенном упрощении модели процесса снижается и точность результатов [35].

Таким образом, в энергосистеме информация о режиме неполная как по полноте описания режима во времени, так и по числу измеряемых параметров. Причём качество и полнота информации уменьшается в сетях среднего и низкого напряжения.

Часть информации можно восполнить, зная потоки энергии и графики режимных дней. Основанием для такого подхода служат дополнительные исследования по изменяемости графиков. Понятие объёма требуемой информации и её достоверности существует лишь во взаимосвязи с методом решения той или иной задачи.

Все погрешности расчёта обычно подразделяют на методические и информационные. К первым относятся погрешности, вызываемые заменой реального процесса изменения потерь мощности упрощённой моделью, ко вторым - погрешности, обусловленные использованием информации, обладающей ограниченной полнотой и достоверностью.

Информационная погрешность будет существовать до появления полной автоматизированной системы контроля режима. Но в этом случае следует ожидать достаточно полную информацию лишь по основной сети энергосистемы, где постоянный контроль режима экономически целесообразен.

 
Посмотреть оригинал
< Пред   СОДЕРЖАНИЕ   ОРИГИНАЛ     След >