Общая постановка задачи расчётов нагрузочных потерь мощности и электроэнергии. Детерминированный учёт многорежимности

По используемой информации для определения интегральных характеристик все применяемые методы можно условно разделить на детерминированные и вероятностно-статистические [35, 55, 67]. Детерминированный характер в большей мере присущ информации о составе, конфигурации и параметрах схемы, вероятностностатистический, а также частично-неопределенный - информации об изменениях нагрузок в узлах и потоках по ветвям.

Нагрузочные потери активной мощности АР в трехфазном элементе сети с сопротивлением фазы R и током в фазе / принципиально записываемые в виде

определяются в результате расчёта установившегося режима по выражениям

где составляющие комплексных напряжений Ui =у. -ej5i = U- + jU" находятся из решения уравнений узловых напряжений (УУН); Р и Q - активная и реактивная мощности, передаваемые по элементу; tg (р - коэффициент реактивной мощности; АРР и APq - составляющие потерь активной мощности, обусловленные передачей активной и реактивной мощностей.

Значения Р и Q в ветвях сети обычно изначально неизвестны, а известны нагрузки в её узлах (на подстанциях). Целью расчёта установившегося режима (УР) является определение значений Р и Q в каждой ветви сети по данным об их значениях в узлах. Потери мощности в сети в целом определяются как сумма значений, рассчитанных для каждого элемента по формуле (1.2). Таким образом, потери мощности в электрической сети определяются в результате расчёта УР, осуществляемого для выбранной расчётной схемы. На этапе планирования потери определяются по прогнозным значениям нагрузки в узлах. Для текущих режимов величину потерь получают в результате решения задачи оценивания состояния - определения наиболее близких к фактическим значениям параметров УР по телеизмерениям.

Для всей схемы РЭС, имеющей т продольных элементов, нагрузочные потери электроэнергии представляют собой сумму потерь мощности во всех режимах расчётного периода Т (сутки, месяц и др.) по выражению

где APj - потери мощности на участке у-й расчетной схемы электрической сети, вычисленные для определённого УР.

Таким образом, для получения достоверных оценок потерь мощности необходимо иметь расчётную схему электрической сети и значения параметров режима, используемые в качестве исходных данных для расчёта всей совокупности УР за рассматриваемый период.

Для того чтобы рассчитать все часовые режимы (720-744 режима в месяце и 8 760 в году), необходимо знать нагрузки узлов в каждом из этих режимов, или, другими словами, график нагрузки в течение рассматриваемого периода. Осуществить такой расчёт на практике возможно только при наличии системы телеизмерений (ТИ) нагрузок, автоматически поставляющей данные о текущих нагрузках узлов в вычислительный центр. Если же измеряются нагрузки ветвей, то нет необходимости проводить и расчёт УР, достаточно суммировать потери мощности, рассчитанные для каждой ветви по формуле (1.1).

Вместе с тем получение такой информации в питающих (тем более в распределительных) сетях является проблематичным, недостаточно достоверным и экономически неэффективным. Известно, что средствами ТИ в настоящее время оснащены далеко не все сети 35 кВ и выше. Тем более нет оснований ожидать, что в ближайшем будущем ими будут оснащены все радиальные сети 35 кВ и ниже. Поэтому возникает задача расчёта потерь электроэнергии за расчётный период (сутки, месяц, квартал) на основе расчёта потерь мощности в ограниченном числе входящих в этот период режимов. Вследствие этого разработан ряд практически приемлемых способов, позволяющих упростить операцию интегрирования в выражении (1.3), опирающихся на информационную обеспеченность электрических сетей различных классов напряжений.

Значения Р и Q в узлах нагрузки и генерации энергии могут быть известны для каждого часа суток из контрольных замеров. Они, как правило, осуществляются два раза в год - в один из рабочих дней июня (летний замер) и декабря (зимний замер). Очевидно, что данные замеры не могут полностью характеризовать нагрузки в другие дни расчётных периодов, которыми, как правило, является каждый месяц, квартал или год.

Интегральным показателем режимов за расчётный период является энергия, потребленная (генерированная) в узле. Однако по энергии можно определить лишь среднюю нагрузку узла. Суточные графики Р и Q в расчётном месяце можно определить, используя значение энергии в расчётном месяце и конфигурацию суточного графика нагрузки в день контрольных замеров. Однако при этом встает вопрос, конфигурацию какого графика использовать при расчёте потерь, например, за апрель, имея графики за июнь и декабрь прошлого года? Очевидно, что при этом приходится применять математические модели и некоторые допущения, что всегда в той или иной мере увеличивает погрешность расчёта.

В формуле (1.1) все величины изменяются во времени: нагрузки Ри Q- вследствие включения и отключения электропотребителей; напряжение в узлах - вследствие изменения нагрузок и действия устройств регулирования напряжения; сопротивление линий - вследствие изменения температуры проводов, вызванного изменением температуры окружающего воздуха и нагреванием провода протекающим по нему током. Для расчёта потерь электроэнергии в этой ситуации необходимо потери мощности в рассчитанных режимах умножить на определенные тем или иным способом интегрирующие множители, численные значения которых рассчитывают на основе данных о графике суммарной нагрузки сети, графике напряжения в контрольном узле и о среднемесячных температурах окружающего воздуха [5].

За основу всех расчётных методов определения нагрузочных потерь электрической энергии A W принято определение потерь активной мощности АР для d характерных режимов и суммирование их в течение расчётного периода в соответствии с формулой (1.3) [5].

Данный метод имеет название метода характерных режимов. Широкое распространение этого метода нашло отражение в утвержденной Минтопэнерго России методике расчёта нормативных (технологических) потерь электроэнергии в электрических сетях [68].

Различные способы реализации метода характерных режимов зависят от области применения и информационной обеспеченности электрических сетей различных классов напряжения. Применительно к системообразующим сетям, для которых характерно наличие ТИ по элементам схемы, реализация данного подхода получила название метода графического интегрирования. Другими способами реализации метода характерных режимов для питающих и распределительных сетей стало использование методов, опирающихся на расчёт УР на основе средних и наибольших нагрузок.

На практике в качестве расчётных режимов используют либо режим максимальной нагрузки сети Ртах, определяемой по контрольным замерам, либо средней Рср, определяемой по показаниям счётчиков. В общем случае методы расчёта нагрузочных потерь можно подразделить на две группы [5, 35]:

  • 1) методы, которые ориентированы на единственный расчёт УР в период максимума энергосистемы и в которых используют в качестве интегрирующего множителя эквивалентную величину - число часов наибольших (максимальных) потерь т;
  • 2) методы, в основу которых положено определение потерь мощности по среднему току нагрузки, среднему эксплуатационному напряжению и среднему коэффициенту мощности. Во втором случае интегрирующим множителем является произведение Т на квадрат коэффициента формы графика нагрузки.

Оба описанных метода технологически мало отличаются друг от друга. Они исходят из расчёта потерь мощности только в одном режиме: в первом случае максимальных нагрузок, во втором - средних нагрузок.

Указанные методы реализуются с помощью известных формул:

где т - число часов максимальных потерь, ч.

/С2КВ - квадрат среднеквадратичного тока, А2.

d - число режимов за рассматриваемый расчётный период; кф - квадрат коэффициента формы, о. е.

Квадрат коэффициента формы позволяет дать точечную оценку плотности (равномерности) электропотребления в РЭС, который является сравнительно устойчивой характеристикой графиков нагрузки. Математическое ожидание тока головного участка, характеризующее совместно с /тах плотность электропотребления, можно найти при наличии графика изменения токовой нагрузки, А:

При отсутствии графика нагрузки - через отпуск электроэнергии в сеть

где - эквивалентное напряжение на шинах

центра питания (ЦП) головного участка сети, которое учитывает графики изменения напряжения ЦП U{t) при интервальных замерах Uj, j= 1,2, к- коэффициент, принимаемый равным 0,9 для сетей 6- 10 кВ и 0,8 для сетей 35-110 кВ [68, 69].

Фактически множитель т находят приближенно по графическим или аналитическим зависимостям [67, 70, 71]. Метод среднеквадратичного тока или мощности (метод 2), соответствующий выражению (1.5), применим только при наличии графика нагрузки.

Величины ти ^ связаны между собой соотношением [5]:

где - коэффициент заполнения графика (относительное число часов использования максимальной нагрузки); WP - электроэнергия, отпущенная в сеть за расчётный период.

Значение т для реальных графиков нагрузки меньше единицы, &ф - больше единицы, и лишь в случае неизменной нагрузки

Для расчёта т и по формулам (1.6) и (1.7) необходим график

нагрузки. Обычно график нагрузки представляется последовательностью почасовых значений. Для основной сети такая информация имеется: её суммарная нагрузка постоянно регистрируется на диспетчерском пункте. Для радиальных сетей 35-110 кВ, а тем более 6-20 кВ график нагрузки обычно отсутствует. В этом случае значения т и определяют по приближенным формулам [5, 72]:

Из формул (1.8) и (1.9) получена непосредственная связь т и [5]:

Для реальных графиков нагрузки сетей 6-110 кВ значения квадрата &ф изменяются в интервале 1,10-1,32 [69]. Если известны только максимальное и минимальное значения токовой нагрузки за расчётный период времени Г, то значение квадрата коэффициента формы кф приближенно можно определить следующим образом:

Любые формулы, определяющие т и только через коэффициент заполнения к3 или через к3 и коэффициент неравномерности

имеют неустранимую погрешность около ±(11-13) %

[5]. Свести ее к нулю можно только применением формул (1.6) и (1.7), в которых используются значения ординат реального графика нагрузки.

Непосредственный переход к более точному учёту многоре- жимности резко увеличивает количество переменных и усложняет соответствующие методы решения задач, например, при необходимости учёта ограничений, накладываемых на оптимизируемые параметры режима. Точность расчёта потерь по различным способам реализации формулы (1.5) зависит от точности учёта характера изменения нагрузки [67]. Таким образом, метод расчёта потерь электроэнергии по средним нагрузкам даёт гораздо более точные результаты, чем метод наибольших потерь [5, 22, 47]. Это объясняется тем, что информационные погрешности данных о средних нагрузках, определяемых на основании показаний счётчиков, гораздо меньше, чем погрешности максимальных нагрузок, определяемых при контрольных замерах, выполняемых эпизодически и не всегда попадающих в действительный максимум.

Наряду с этим метод максимальных потерь даёт удовлетворительные результаты только для разомкнутых электрических сетей [47].

Иное положение складывается при расчёте сложнозамкнутых ЭС. Отказ от учёта индивидуальных режимов электропотребления и определения потерь энергии по значениям т, общим для всех линий системы, приводит к погрешности, в два и более раз превосходящей погрешность для разомкнутых ЭС. Это обусловлено еще и тем, что в замкнутой сети обычно существуют линии, графики нагрузки которых не совпадают ни с графиками нагрузки узлов, ни с суммарными графиками системы. Такое явление особенно характерно для связей между системами или их частями с реверсивными (обменными) потоками. Поэтому развитие методов, направленных на повышение точности определения т, не перспективно, так как основные погрешности результатов в большой степени связаны с неточностью определения максимальных нагрузок. Метод определения т в основном применяется в проектных расчётах.

Метод, основанный на применении выражения (1.5), как правило, обеспечивает более высокую точность расчётов, поскольку погрешности в определении мгновенных значений нагрузок, в том числе и максимальных, не оказывают существенного влияния на конечные результаты. Однако вследствие большого количества информации (почасовая фиксация нагрузок), необходимой для определения величины /скв, применение выражения (1.5) ограничено.

При традиционном определении потерь электроэнергии на основе расчёта характерных суточных режимов и суммирования потерь во всех элементах ЭС требуется учёт до 24-30 характерных режимных суток, а при планировании и прогнозировании потерь на год - до 48 характерных суток. Если рассчитывать режим для каждого часа таких суток, то необходимо произвести до 48x24 =1152 расчётов УР. Это потребовало бы неприемлемых затрат труда и времени, а также огромного объёма информации по ожидаемым режимам работы ЭС, часть которой в энергосистеме может отсутствовать или быть недостаточно достоверной. При переходе к более простым модификациям метода характерных режимов, основанным, например, на расчёте режимов только двух дней в год, точность оценки уровня потерь снижается и в целом соответствует точности широко применяемых упрощённых способов определения потерь.

Наиболее точное определение потерь энергии и других интегральных характеристик могут дать методы, достаточно полно учитывающие изменение мощностей в узлах и перетоков в межсистемных связях. Поскольку названные режимы ЭС характеризуются как случайные явления, в условиях указанной неполноты исходной информации представляется наиболее объективным вероятностно-статистическое моделирование информации о нагрузках в узлах и по связям ЭС. Статистические методы сокращения объёмов информации («сжатие» информации), в частности, основаны на идеях и принципах факторного анализа [73].

 
Посмотреть оригинал
< Пред   СОДЕРЖАНИЕ   ОРИГИНАЛ     След >