Дипломная работа: Потери электроэнергии в распределительных электрических сетях
разомкнутые (радиальные) электрические
сети 35-150 кВ.
Для питающих электрических сетей
110 кВ и выше и разомкнутых распределительных сетей 35-150 кВ параметры режима
измеряются в дни контрольных замеров (характерные зимний и летний дни). Разомкнутые
сети 35-150 кВ выделяются в отдельную группу в связи с возможностью проведения
расчетов потерь в них отдельно от расчетов потерь в замкнутой сети.
распределительные электрические
сети 6-10 кВ.
Для разомкнутых сетей 6-10 кВ
известны нагрузки на головном участке каждой линии (в виде электроэнергии или
тока).
распределительные электрические
сети 0,38 кВ.
Для электрических сетей 0,38 кВ
имеются лишь данные эпизодических замеров суммарной нагрузки в виде токов фаз и
потерь напряжения в сети.
В соответствии с изложенным для
сетей различного назначения рекомендуются следующие методы расчета [2].
Методы поэлементных расчетов
рекомендуются как предпочтительные для отдельных линий и трансформаторов,
потери в которых существенно зависят от транзитных перетоков.
Методы характерных режимов
рекомендуются для расчета потерь в системообразующей и транзитной сети при
наличии телеинформации о нагрузках узлов, периодически передаваемой в ВЦ
энергосистемы. Оба метода - поэлементных расчетов и характерных режимов - основаны
на оперативных расчетах потерь мощности в сети или ее элементах.
Методы характерных суток и числа
часов наибольших потерь могут использоваться для расчета потерь в замкнутых
сетях 35 кВ и выше самобалансирующихся энергосистем и в разомкнутых сетях 6-150
кВ.
Методы средних нагрузок
применимы при относительно однородных графиках нагрузки узлов. Они
рекомендуются как предпочтительные для разомкнутых сетей 6-150 кВ при наличии
данных об электроэнергии, пропущенной за рассматриваемый период по головному
участку сети. Отсутствие данных о нагрузках узлов сети заставляет предполагать
их однородность.
Статистические методы
рекомендуются как предпочтительные для определения потерь в сетях 0,38 кВ.
Все методы, применимые к
расчетам потерь в сетях более высоких напряжений, при наличии соответствующей
информации могут использоваться для расчета потерь и в сетях более низких
напряжений.
Сети 0,38 - 6 - 10 кВ
энергосистем характеризуются относительной простотой схемы каждой линии,
большим количеством таких линий и низкой достоверностью информации о нагрузках
трансформаторов. Перечисленные факторы делают нецелесообразным на данном этапе
применение для расчетов потерь электроэнергии в этих сетях методов, аналогичных
применяемым в сетях более высоких напряжений и основанных на наличии информации
о каждом элементе сети. В связи с этим получили распространение методы,
основанные на представлении линий 0,38-6-10 кВ в виде эквивалентных
сопротивлений [3].
Нагрузочные потери
электроэнергии в линии определяют по одной из двух формул в зависимости от
того, какая информация о нагрузке головного участка имеется - активная WР и реактивная wQ энергия, переданная за время Т или максимальная токовая
нагрузка Imax:
, (2.8)
Или
,
(2.9)
где kфР и kфQ - коэффициенты формы графиков активной и реактивной
мощности;
Uэк
- эквивалентное напряжение сети, учитывающее изменение фактического напряжения
как во времени, так и вдоль линии.
Если графики Р и Q на головном участке не
регистрируются, коэффициент формы графика рекомендуется определять по (2.7).
Эквивалентное напряжение
определяют по эмпирической формуле:
,
(2.10)
где U1,
U2 - напряжения в ЦП в режимах
наибольших и наименьших нагрузок; k1 =
0,9 для сетей 0,38-6-10 кВ. В этом случае формула (2.8) приобретает вид:
, (2.11)
где kф2
определяют по (2.7), исходя из данных о коэффициенте заполнения графика
активной нагрузки. В связи с несовпадением времени замера токовой нагрузки с
неизвестным временем ее действительного максимума формула (2.9) дает заниженные
результаты. Устранение систематической погрешности достигается увеличением
значения, получаемого по (2.9), в 1,37 раза. Расчетная формула приобретает вид:
.
(2.12)
Эквивалентное сопротивление
линий 0,38-6-10 кВ при неизвестных нагрузках элементов определяют исходя из
допущения одинаковой относительной загрузки трансформаторов. В этом случае
расчетная формула имеет вид:
, (2.13)
где Sтi - суммарная номинальная мощность
распределительных трансформаторов (РТ), получающих питание по i-му участку линий сопротивлением Rлi,
п - число участков линий;
Sтj - номинальная мощность i-го
PТ сопротивлением Rтj;
т - число РТ;
Sт.
г - суммарная мощность РТ, присоединенных к рассматриваемой линии.
Расчет Rэк
по (2.13) предполагает обработку схемы каждой линии 0,38-6-10 кВ (нумерацию
узлов, кодирование марок проводов и мощностей РТ и т.п.). Вследствие большого
числа линий такой расчет Rэк может
быть затруднительным из-за больших трудозатрат. В этом случае используют
регрессионные зависимости, позволяющие определять Rэк,
исходя из обобщенных параметров линии: суммарной длины участков линии,
сечения провода и длины магистрали, разветвлений и т.п. Для практического
использования наиболее целесообразна зависимость:
, (2.14)
где RГ
- сопротивление головного участка линии;
lма,
lмс - суммарные длины
участков магистрали (без головного участка) с алюминиевыми и стальными
проводами соответственно;
lоа,
lос - то же участков
линии, относящихся к ответвлениям от магистрали;
FM
- сечение провода магистрали;
а1 - а4
- табличные коэффициенты.
В связи с этим зависимость (2.14)
и последующее определение с ее помощью потерь электроэнергии в линии
целесообразно использовать для решения двух задач:
определения суммарных потерь в k
линиях как суммы значений, рассчитанных по (2.11) или (2.12) для каждой линии (в
этом случае погрешности уменьшаются приблизительно в √k раз);
определения линий с повышенными
потерями (очаги потерь). К таким линиям относят линии, для которых верхняя
граница интервала неопределенности потерь превышает установленную норму (например,
5%).
В настоящее время во многих
энергосистемах России потери в сетях растут даже при уменьшении
энергопотребления. При этом увеличиваются и абсолютные, и относительные потери,
которые кое-где уже достигли 25-30%. Для того, чтобы определить, какая доля
этих потерь приходится действительно на физически обусловленную техническую
составляющую, а какая на коммерческую, связанную с недостоверностью учета,
хищениями, недостатками в системе выставления счетов и сбора данных о полезном
отпуске, необходимо уметь считать технические потери [6].
Нагрузочные потери активной
мощности в элементе сети с сопротивлением R при напряжении U определяют по формуле:
, (3.1)
где P
и Q - активная и реактивная мощности,
передаваемые по элементу.
В большинстве случаев значения Р
и Q на элементах
сети изначально неизвестны. Как правило, известны нагрузки в узлах сети (на
подстанциях). Целью электрического расчета (расчета установившегося режима - УР)
в любой сети является определение значений Р и Q
в каждой ветви сети по данным их значений в узлах [1]. После этого определение
суммарных потерь мощности в сети представляет собой простую задачу суммирования
значений, определенных по формуле (3.1).
Объем и характер исходных данных
о схемах и нагрузках существенно различаются для сетей различных классов
напряжения [4].
Для сетей 35 кВ и выше
обычно известны значения P и Q в узлах нагрузки. В
результате расчета УР выявляются потоки Р и Q в каждом элементе.
Для сетей 6-10 кВ известен,
как правило, лишь отпуск электроэнергии через головной участок фидера, т.е. фактически
суммарная нагрузка всех ТП 6-10/0,38 кВ, включая потери в фидере. По отпуску
энергии могут быть определены средние значения Р и Q на головном участке фидера. Для расчета значений Р
и Q в каждом
элементе необходимо принять какое-либо допущение о распределении суммарной
нагрузки между ТП. Обычно принимают единственно возможное в этом случае
допущение о распределении нагрузки пропорционально установленным мощностям ТП. Затем
с помощью итерационного расчета снизу вверх и сверху вниз корректируют эти
нагрузки так, чтобы добиться равенства суммы узловых нагрузок и потерь в сети
заданной нагрузке головного участка. Таким образом, искусственно
восстанавливаются отсутствующие данные об узловых нагрузках, и задача сводится
к первому случаю.
В описанных задачах схема и
параметры элементов сети предположительно известны. Отличием расчетов является
то, что в первой задаче узловые нагрузки считаются исходными, а суммарная
нагрузка получается в результате расчета, во второй - известна суммарная
нагрузка, а узловые нагрузки получают в результате расчета.
Страницы: 1, 2, 3, 4, 5, 6, 7, 8, 9 |