Алгоритмизация эксплуатационных расчетов электрической сети

Тип работы:
Дипломная
Предмет:
Физика


Узнать стоимость

Детальная информация о работе

Выдержка из работы

РЕФЕРАТ

Дипломный проект: 147 с., 51 рис., 13 табл., 15 источников, 1 прил.

ПОТЕРИ, РАСЧЕТ ПОТЕРЬ, РЭС, МЕТОДЫ РАСЧЕТА, АЛГОРИТМИЗАЦИЯ, ЭКСПЛУАТАЦИОННЫЕ РАСЧЕТЫ

Целью проекта является анализ режимов и расчет потерь электроэнергии в электрических сетях 0,38 кВ.

Изучены и проанализированы топографические и режимные данные по низковольтным электрическим сетям РЭС «Г».

Изучены и проанализированы методы расчета режимов и потерь электроэнергии в низковольтных электрических сетях РЭС «Г».

Выполнены сбор, обработка и вычерчивание схем низковольтных электрических сетей 0,38 кВ РЭС «Г» на ПЭВМ в пофазном исполнении.

Выполнен сбор и обработка режимных данных по распределительным линиям 0,38 кВ.

Изучен комплекс программ для оценки режимов и потерь электрической энергии в низковольтных электрических сетях на ПЭВМ.

Модернизирован комплекс программ для оценки режимов и потерь, путем добавления новых методов расчета

Выполнен расчет режимов и потерь по модернизированной программе и их анализ в электрической сети 0,38 кВ РЭС «Г» на ПЭВМ.

Разработаны мероприятия по снижению потерь электроэнергии в сети 0,38 кВ РЭС «Г».

Оценены технико-экономические показатели рассчитанной сети и изучены вопросы охраны труда при эксплуатации низковольтных электрических сетей 0,38 кВ РЭС «Г».

THE SUMMARY

Topographical and regime data on low-voltage electric networks area «G» are studied and analysed.

Methods of calculation of modes and losses of the electric power in low-voltage electric networks area «G» are studied and analysed.

Gathering, processing and drawing of schemes of low-voltage electric networks 0,38 kV area «G"on PC in fase execution are executed.

Gathering and processing of regime data on distributive lines 0,38 kV is executed.

The complex of programs for an estimation of modes and losses of electric energy in low-voltage electric networks on PC is studied.

The complex of programs for an estimation of modes and losses is modernized, by addition of new methods of calculation calculation of modes and losses under the modernized program and their analysis in an electric network 0,38 kV area «G"on PC Is executed.

Actions on decrease in losses of the electric power in a network 0,38 kV area «G"are developed.

Technical and economic parameters of the calculated network are estimated and questions of a labour safety are studied at operation of low-voltage electric networks 0,38 kV area «G».

ВЕДОМОСТЬ ОБЪЁМА ДИПЛОМНОГО ПРОЕКТА

Формат

Обозначение

Наименование

Количество листов

Примечание

А4

А4

А1

А1

А1

А1

А1

А1

А1

А1

-

-

1

2

3

4

5

6

7

8

Задание по дипломному проектированию

Пояснительная записка

Формы входной и выходной печати

Основные расчетные соотношения

Схемы распределительных линий 0,38 кВ РЭС «Г»

Результаты расчетов

Диаграммы потерь электроэнергии

Технико-экономические показатели

Мероприятия по снижению потерь

Охрана труда

1

147

1

1

1

1

1

1

1

1

ДП-106 221- ДО-2006

Изм

Лист

№ докум.

Подп.

Дата

Разраб.

Кабанов П.А.

Ведомость объема

дипломного проекта

Лит.

Лист

Листов

Провер.

Фурсанов М.И.

У

1

**

Т. контр.

Фурсанов М.И.

Т. 01. 01. 00

БНТУ, г. Минск

Н. контр.

Волков А.А.

Утв.

Фурсанов М.И.

СОДЕРЖАНИЕ

Введение

1. Постановка задачи

2. Изучение методологии расчета режимов и потерь электроэнергии в электрических сетях 0,38кВ

2.1 Общие соображения

2.2 Эквивалентирование электрических сетей до 1000 В и оценка потерь электроэнергии в них по обобщенным данным

2.3 Поэлементные расчеты потерь электроэнергии в низковольтных электрических сетях

3. Ознакомление с базовой компьютерной программой расчета сети 0,38кВ

4. Совершенствование программы путем реализации новых вариантов расчета сетей 0,38 кВ

5. Сбор, анализ и подготовка данных для выполнения эксплуатационных расчетов электрической сети 0,38 кВ РЭС «Г» на ЭВМ

6. Выполнение расчетов потерь в сети по различным методикам, анализ и обобщение полученных результатов

7. Оценка мероприятий по снижению потерь электрической энергии в сети 0,38 кВ РЭС «Г»

7.1 Замена ответвлений от вл 0,38 кВ к зданиям

7.2 Замена проводов на перегруженных линиях

7.3 Стимулирование потребителей электроэнергии и выравнивание графиков нагрузки

7.4 Выравнивание нагрузок фаз в электрических сетях 0. 38 кВ

8. Расчет и анализ технико-экономических показателей

9. Охрана труда при эксплуатации низковольтных электрических сетей

9.1 Общие указания мер безопасности

9.2 Указания мер безопасности перед началом работы

9.3 Указания мер безопасности во время работы

10. Симметрирующие устройства для трансформаторов

10.1 Общая часть

10.2 Трансформатор плюс СУ

10.3 Об экономической эффективности

Заключение

Список использованных источников

Приложение 1

ВВЕДЕНИЕ

Все электроустановки, в том числе электрические линии и трансформаторы, обладают активным сопротивлением. Поэтому при передаче, распределении и преобразовании электрической энергии происходят ее потери.

Определение потерь электрической энергии в сетях 0,38 кВ представляет особые трудности из-за многочисленных элементов этих сетей, отсутствия данных о нагрузках и параметрах сети. Параметры линий 0,38 кВ носит случайный характер, и определяются составом потребителей электрической энергии, находящихся в зоне действия конкретной электрической сети, конфигурацией и типом населенных пунктов, а также взаимным расположением хозяйственных построек.

В последнее время снижению потерь энергии в электрических сетях уделяется большое внимание в связи с тем, что возможности уменьшения других составляющих технологического расхода энергии в комплексе добычи и транспорта топлива и производства и передачи электрической энергии являются значительно более ограниченными [1].

Доля потерь в сетях 0,38 кВ по различным энергосистемам различна и зависит от структуры сетей по уровню напряжения, но в среднем по стране на долю сетей 0,38 кВ приходится более 25% суммарных потерь электроэнергии.

В практике расчетов используются несколько методов определения потерь электроэнергии в сетях 0,38 кВ, каждому из которых свойственны те или иные преимущества и недостатки.

Основное содержание проекта изложено ниже.

1. ПОСТАНОВКА ЗАДАЧИ

В настоящее время остро стоит проблема алгоритмизации эксплуатационных расчетов сетей 0,38 кВ. Однако эта задача является трудновыполнимой из-за отсутствия на большинстве существующих подстанций необходимой информации.

В данном дипломном проекте ставится задача: алгоритмизировать эксплуатационные расчеты в электрических сетях 0,38 кВ РЭС «Г», модернизировать существующий комплекс программ для расчета потерь, путем добавления в него новых вариантов расчета.

Кроме того, определенное внимание уделяется вопросам охраны труда и ТБ, а также разработке мероприятий по снижению потерь в сети 0,38 кВ РЭС «Г».

2. ИЗУЧЕНИЕ МЕТОДОЛОГИИ РАСЧЕТА РЕЖИМОВ И ПОТЕРЬ ЭЛЕКТРОЭНЕРГИИ В ЭЛЕКТРИЧЕСКИХ СЕТЯХ 0,38кВ

2.1 Общие соображения

Низковольтные электрические сети напряжением до 1000 В еще более размерны, чем распределительные сети 6−20 кВ. На балансе предприятия электрических сетей может насчитываться более десяти тысяч распределительных линий 0,38 кВ. Эти сети характеризуются относительно небольшой протяженностью линий, как правило, не превышающей одного километра, практически отсутствием полной режимной информации для проведения расчетов, несимметричной загрузкой фаз[11].

В состав исходной информации входят:

— по опорные схемы сетей 0,38 кВ в естественном их представлении, содержащиеся, в, паспортах линий, с отражением числа вводов и распределения ответвлений по фазам, с указанием коммутационных и защитных аппаратов, с отражением режима нейтрали;

— справочники НСИ по воздушным и кабельным пиниям 0,38 кВ на различных типах опор, с голыми и изолированными проводами, с кабелями с бумажной и резиновой изоляцией и различными оболочками и т. п. ;

— справочники НСИ по трансформаторам, в том числе для схем различных последовательностей.

— информация о заданных параметрах режимов электрической сети используется в виде результатов замеров токовых нагрузок в голове линий или показаний счетчиков энергии за известный интервал времени там, где они имеются.

Следует учесть ряд особенностей схем и режимов этих сетей, а именно:

— рассматриваемые сети 0,38 кВ — воздушные и кабельные, городские
и сельские, резервированные и не резервированные — работают по разомкнутым схемам, в связи, с чем для их расчета следует применять
простые эффективные прямые алгоритмы расчета режимов разомкнутых
сетей;

— в условиях нормальной эксплуатации измерения параметров режима в сетях 0,38 кВ проводятся в голове линий — измеряются токи фаз Ia, IВ, IС (токоизмерительными клещами) и напряжения фазные и междуфазные для трех фаз. Эти измерения должны проводиться два раза в год при осмотрах и ремонтах трансформаторов, результаты их заносятся в журнал. Из-за малого количества персонала в действительности эти измерения проводятся реже — в Минских кабельных сетях (например, по многолетнему графику 1 раз в два года. Как правило, стационарные электроизмерительные приборы в кабельной и воздушной сетях 0,38 кВ отсутствуют;

— нагрузка сетей 0,38 кВ создается однофазными электроприемниками, питаемыми в коммунально-бытовом секторе по однофазным вводам. При проектировании и монтаже линии предусматриваются мероприятия по обеспечению равномерности распределения нагрузки по фазам. Однако в условиях эксплуатации возможен значительный разброс реальных нагрузок фаз от проектных значений, что обуславливает не симметрию режимов сетей 0,38 кВ и следовательно, требует применения соответствующих методов расчета этих сетей;

— ввиду отсутствия режимной информации об однофазных нагрузках в промежуточных точках линии, расчетная схема замещения может быть упрощена и обобщена: она может формироваться вручную или программным путем с эквивалентированием равномерно распределенной (условно) нагрузки вдоль линии ее сосредоточенными параметрами 1У, cos? или PУ, QУ, то есть суммарными величинами, приложенными на расчетной длине (в середине участка линии). За счет этого конфигурационная модель линии упрощается и обобщается;

— расчетные значения токов на ветвлениях схемы определяются по току головного участка пропорционально длине и числу фаз ответвлений; ввиду отсутствия счетчиков активной энергии реактивные токи или мощности на головных участках линий определяются приближенно исходя из характера питаемых нагрузок: — для коммунально-бытовой нагрузки принимается усредненное значение коэффициента мощности нагрузки cos?. С некоторым приближением расчет режима может выполняться по модулям полных токов фаз. При наличии счетчиков в голове линии 10 кВ центров питания, cos? может быть определен усреднение для линии 10 кВ с учетом баланса реактивной мощности — потерь и емкостной мощности линии (соответственно, для воздушной и кабельной ЛЭП);

— сбор информации о токовых нагрузках в голове линий осуществляется не одновременно, что в данном случае не снижает точности расчетов (в том числе потерь мощности и энергии), поскольку сети 0,38 кВ работают изолированно;

Отсюда следует, что методы расчета потерь электроэнергии в электрических сетях до 1000 В должны быть весьма специфичными и ориентированы на весь имеющийся объем режимных данных. Опыт проведения расчетов потерь в низковольтных электрических сетях показывает, что и здесь возможны несколько вариантов решения задачи, оперативно адаптируемых к условиям эксплуатации.

С теоретической точки зрения здесь проблем нет. В основу вычисления потерь электроэнергии за время Т кладется выражение:

, (2. 1)

практическое использование которого невозможно. Поэтому и здесь величина интеграла (2. 1) приближенно определяется как площадь прямоугольника со сторонами I2макс и? или I2ск и Т.

(2. 2)

При этом среднеквадратичный ток Iск равен:

. (2. 3)

Разделив и умножив правую часть выражения (2. 2) на квадрат среднего значения тока I, получим

, (2. 4)

где kф — коэффициент формы графика нагрузки.

Как видно из (2. 4) коэффициент формы учитывает отличие среднеквадратического тока Iск от среднего I:

, (2. 5)

где ?* = ?/Т, Т*ма = Тма/Т.

Учитывая, что

,, , (2. 6)

можно записать:

,

, (2. 7)

,

Если учесть к тому же, что IСК = + ?, то уравнение (2. 2) можно записать в виде:

, (2. 8)

где ?2 — дисперсия активного и реактивного токов.

Кроме вышеизложенных подходов в эксплуатационной практике расчетов потерь электроэнергии в низковольтных электрических сетях до 1000 В часто исходят из процента потерь напряжения в сети до наиболее электрически удаленной точки. Процент напряжения определяется на основании замеров, и осуществить это практически значительно легче, чем измерить потери мощности и энергии. Отношение? P%/?U% называется коэффициентом kм/н перехода от потерь напряжения к потерям мощности.

В разветвленной сети при cos? = 1 суммарные потери мощности, отнесенные к мощности в начале сети, всегда несколько меньше, чем потери напряжения в этой сети, отнесенные к напряжению в начале сети, поэтому:

(2. 9)

Отсюда следует, что

.

Потери электроэнергии в этом случае будут равны

. (2. 10)

Приведенные положения послужили основой для разработки методов расчета потерь электроэнергии в низковольтных электрических сетях.

При выполнении эксплуатационных расчетов режимов и потерь электроэнергии в низковольтных электрических сетях показывает, что в принципе имеется два основных направления решения рассматриваемой задачи. Наиболее близким к существующему уровню эксплуатации низковольтных сетей является направление, учитывающее неполноту и достоверность схемной и режимной информации. Расчет потерь электроэнергии здесь можно проводить с использованием обобщенных данных обсчитываемого района (суммарная протяженность, отпуск электроэнергии в сеть, среднее эксплуатационное напряжение) или на основе ограниченного количества схем распределительных линий (выборка), после чего результаты расчета «средней» схемы распространяются на всю сеть.

Второе направление (поэлементные расчеты потерь) позволяет проводить детальный анализ режимов и потерь в низковольтных электрических сетях на основе детерминированных данных, когда в качестве исходной информации используются топологические данные о схемах всех распределительных линий (номера начал и концов схемы сети, марки и длины проводов и кабелей, число фаз, марка нулевого провода) и режимные данные по головным участкам линий — максимальный ток или отпуск энергии, время использования максимальной активной нагрузки и коэффициент мощности, по возможности, токи фаз.

При использовании детерминированных исходных данных также возможны два подхода.

Первый подход ориентирован на работу со схемами электрических сетей и режимной информацией по распределительным линиям, второй -только со схемами электрических сетей. При этом в первом подходе (поэлементные расчеты потерь) реализованы четыре варианта расчета.

Дня первого (эталонного) варианта расчета задаются нагрузки фаз (ток, мощность, электропотребление) во всех узлах сети.

Второй (базовый) вариант расчета используется, когда режимные данные заданы только на головном участке распределительной линии. Нагрузка сети в этом случае предполагается равномерно распределенной по длине фазных проводов сети.

Третий вариант расчета — комбинация первых двух. Для него задаются режимная информация на головном участке линии и нагрузки фаз в отдельных (с ярко выраженной сосредоточенной нагрузкой) узлах сети.

Четвертый вариант аналогичен второму. Однако здесь нагрузка сети распределяется по длине проводов сети случайным образом.

Во всех четырех вариантах первого подхода суммарные потери электроэнергии в сети района определяются в виде суммы потерь по отдельным распределительным линиям.

Во втором подходе (обобщенный расчет) реализован вариант расчета, при котором в начале по каждой распределительной линии определяется ее индивидуальное эквивалентное сопротивление, а затем на их основе -обобщенное эквивалентное сопротивление всей сети района. Далее по суммарному отпуску электроэнергии в сеть и обобщенному эквивалентному сопротивлению вычисляется величина потерь во всей сети.

2.2 Эквивалентирование электрических сетей до 1000 В и оценка потерь электроэнергии в них по обобщенным данным

Разработанный подход учитывает неполноту имеющейся в низковольтных электрических сетях схемной и режимной информации и позволяет оперативно оценить суммарную величину потерь электроэнергии в низковольтной сети района AW по обобщенным данным.

Методическая задача эквивалента соотношению:

, (2. 11)

где ?W — среднее значение потерь электроэнергии в сети; N — общее число линий.

Величину ?W можно рассчитать по формуле:

, (2. 12)

где Wp — отпуск электроэнергии в схему линии;

kф — коэффициент формы графика нагрузки;

kдг — коэффициент, учитывающий дополнительные потери мощности из-за неравномерной загрузки фаз;

rэл — среднее индивидуальное эквивалентное сопротивление схемы распределительной линии до 1000 В.

Анализ потерь электроэнергии в схемах показывает, что значительная доля потерь в сетях до 1000 В приходится на головные участки линий, поэтому при расчете их эквивалентных сопротивлений (rэл) целесообразно представлять схему отдельной линии в суммы двух эквивалентных сопротивлений — одно (rry) характеризует головной участок схемы линии, другое (rэл — остальную разветвленную часть схемы, т. е.

, (2. 13)

где

Введем допущение о том, что в разветвленной части линии нагрузка равномерно распределена по ее длине. Это позволяет вычислить значение rэл по формуле:

, (2. 14)

где rол — среднее удельное сопротивление проводов распределительной линии;

lгу, — средняя длина головного участка;

l — средняя суммарная протяженность сети распределительной линии.

Определим Wp и l как

, ,

где Wc — суммарный отпуск электроэнергии в сеть;

L — суммарная протяженность сети;

N — общее число низковольтных распределительных линий и подставим полученные соотношения и выражение (2. 14) в (2. 11):

(2. 14)

Здесь Rэ — обобщенное эквивалентное сопротивление сети до 1000 В.

Видно, что

. (2. 15)

Совершенно очевидно, что качество расчета в данном случае будет зависеть от точности задания значений rол и lгу. Для их обоснованного определения необходимо использовать идею выборочного метода — формировать и рассчитывать репрезентативную выборку схем электрических сетей до 1000 В.

2.3 Поэлементные расчеты потерь электроэнергии в низковольтных электрических сетях

Разработана методика, позволяющая проводить детальный анализ режимов и потерь электроэнергии в низковольтных сетях на основе детерминированных данных, когда в качестве исходной информации используются топологические данные о схемах распределительных линий и режимные данные по головным участкам линий (четыре указанных выше варианта расчета).

Рассмотрим основные положения базового варианта расчета.

В целях ускорения расчетов все схемы распределительных линий условно делятся на две категории. К первой группе относятся разветвленные схемы распределительных линий с отпайками разной протяженности и фазности (рисунок 2. 1). Ко второй — радиально-лучевые схемы, питающие, в основном, сконцентрированные нагрузки.

Для схем первой группы нагрузку одной распределительной линии полагаем равномерно распределенной вдоль ее фазных проводов. Для схем второй — плотность тока в линии j считаем одинаковой по всей длине.

Первое допущение характерно для магистрально-бытовых сетей небольших городов и поселков, внутрицеховых сетей промышленных предприятий и других. Для данных электрических сетей потери мощности на каждом участке схемы распределительной линии вычисляем по формуле:

(2. 16)

где Iэi — эквивалентный ток, приходящийся на одну фазу элемента сети между двумя ответвлениями схемы и приложенный в конце i-ro участка;

kui- коэффициент исполнения сети;

кдг — коэффициент, учитывающий дополнительные потери мощности, вызванные неравномерной загрузкой фаз;

r, — активное сопротивление участка.

Квадрат эквивалентного тока lэi определяем следующим образом:

, (2. 17)

где IP — ток, равномерно распределенный на данном i-м участке сети:

; (2. 18)

l — длина i-ro участка линии;

m — число фаз данного участка;

IСГ — среднеарифметическое значение токов отдельных фаз (IA, IB, Ic) низковольтной линии: 1сг = (1А, + 1B + 1C)/3;

Ici — сосредоточенный ток, подключенный при расчете потерь мощности в конце каждого i-ro участка сети и равный сумме токов, равномерно распределенных за этим участком:

, j=1,k. (2. 19)

Здесь j — порядковый номер участка линии, который питается от рассматриваемого i-го.

Коэффициент увеличения потерь мощности из-за неравномерности загрузки фаз для четырехпроводной линии (три фазы — нуль) рассчитываются по выражению:

. (2. 20)

Здесь rог и rфГ — активные сопротивления соответственно нулевого и фазного проводов на головном участке линии;

NKB — коэффициент неравномерности загрузки фаз:

. (2. 21)

Второе допущение (j = const) характерно для радиальных схем коммунально-бытовых электрических сетей крупных городов и питающих сетей мелких предприятий и учреждений. В данном случае потери мощности на i-м участке схемы распределительной линии вычисляются по формуле:

, (2. 22)

где jгy — плотность тока в линии:

. (2. 23)

Потери электроэнергии для схемы одной распределительной линии? WP" определяем по выражению

?Wpл = ?P?? T. (2. 24)

Здесь Т — расчетный период;

?Р? — суммарные потери мощности на всех участках распределительной линии:

. (2. 25)

Эквивалентный ток I? Ui для расчета потерь напряжения? Ui на участках схемы линии и значения? Ui вычисляем по формулам:

. (2. 26)

/

Рисунок 2.1 — Расчетная схема распределительной линии до 1000 В

3. ОЗНАКОМЛЕНИЕ С БАЗОВОЙ КОМПЬЮТЕРНОЙ ПРОГРАММОЙ РАСЧЕТА СЕТИ 0,38кВ

Основные методические положения, приведенные в параграфе 2 данного дипломного проекта, были реализованы в виде комплекса программ DW1000, который был разработан на кафедре «Электрические системы и сети». Он предназначен для оценки режимов, расчета и анализа потерь мощности и электроэнергии в произвольной совокупности распределительных линий 0,38 кВ с использованием как обобщенных, так и схемно-технических детерминированных исходных данных[11].

Программа DW1000 предназначена для оценки режимов и поэлементных расчетов потерь мощности и энергии в произвольной совокупности распределительных линий 0,38 кВ с использованием детерминированных исходных данных и может применяться при оценке величины потерь, их анализе и прогнозировании, а также разработке организационно технических мероприятий по снижению потерь.

В качестве исходной информации используются топологические данные о схеме распределительной линии (рисунок 2. 1) — номера начал и концов схемы сети, марки и длины проводов фаз (кабелей), число фаз, марка нулевого провода; и режимные данные по головному участку линии — максимальный ток или расход энергии, время использования максимальной активной нагрузки и коэффициент мощности.

Исходный файл выглядит следующим образом:

1 ДАННЫЕ 11 РЕЖИМ 1 ПОДСТАНЦИЯ 1 ЛИНИЯ 1 УЧАСТОК

'БЕЛЭНЕРГО' 'МИ-РСКИИ РЭС' 1 1. 8760. 2000 2001 2002 2003 2004

'2' 1 0. 380

1 79.0 79.0 79.0 2000 0. 72 'J#CONST'

1 2 'A' 50 16 0. 15 3 1 0. 00 0. 00 0. 00

2 3 'A' 50 16 0. 21 3 1 18. 23 20. 23 19. 989

2 4 'A' 50 16 0. 15 3 1 0. 00 0. 00 0. 00

4 5 'A' 16 16 0. 02 3 1 0. 00 0. 00 0. 00

4 6 'A' 16 16 0. 08 2 1 0. 00 0. 00 0. 00

4 7 'A' 16 16 0. 30 3 1 24. 81 26. 01 28. 00

555 1 'A' 1 1 0. 01 1 1 1 1 1

Для расчета задаются следующие данные:

Параметры задачи:

-наименование верхнего структурного уровня (ПЭС);

-наименование участка сети (РЭС);

-число питающих подстанций;

-годовой прирост электропотребления в сети, %;

-расчетный период;

-годы прогнозирования потерь.

Параметры ТП:

-название ТП;

-количество распределительных линий, отходящих от ТП

-эксплуатационное напряжение на шинах подстанции, кВ.

Параметры головного участка линии:

-номер (код) линии;

-токи фаз на головном участке;

-время использования наибольшей нагрузки;

-коэффициент мощности

— признак алгоритма

Параметры ветвей:

— номер начала;

— номер конца;

— марка провода;

— нагрузка в конце фазы (если присутствует)

Предусмотрена возможность задания нагрузок фаз (токи, мощности, электропотребление) во всех узлах сети — предельный случай режимной обеспеченности расчетов или только в узлах с ярко выраженной сосредоточенной нагрузкой. В этом случае программа DW1000 универсальна. Она позволяет проводить расчеты сетей 0,38 кВ при различных способах задания имеющихся режимных данных.

вариант расчета. Имеются схемы всех распределительных линий 0,38 кВ и обобщенная режимная информация по сети в целом в виде суммарного отпуска электроэнергии (упрощенный вариант расчета). Алгоритм программы позволяет вычислить обобщенное эквивалентное сопротивление сети R (используется допущение о распределении неизвестных нагрузок распределительных линий пропорционально длине их фазных проводов) и совокупную величину потерь.

вариант расчета. Имеются схемы распределительных линий и режимная информация на головных участках (базовый вариант расчета). Расчеты основаны на допущении о распределении заданных режимных на грузок головных участков линий вдоль фазных проводов. Здесь моделируется режим сети, и определяются все его составляющие — потоки и потери мощности и напряжения, токи, напряжения в узлах сети, индивидуальные эквивалентные сопротивления распределительных линий.

вариант расчета. Имеются схемы распределительных линий и режимная информация на головных участках и в узлах с сосредоточенной нагрузкой (уточненный вариант расчета). Здесь вначале рассчитывается часть режима сети и его компоненты по заданным узловым нагрузкам, а избыточная режимная информация головных участков (вычисленная в виде разности режимных параметров головных участков, заданных в исход ной информации и найденных в программе расчетным путем по нагрузкам узлов сети), используется как и во втором варианте расчета. Результирующий режим сети является комбинацией двух указанных расчетов.

вариант расчета. Имеются схемы распределительных линий и нагрузки фаз во всех узлах сети (эталонные расчеты). Расчеты распределительных линий выполняются в виде обычного расчета низковольтных электрических сетей с несколькими нагрузками.

Расчет по четырем метода — одно из преимуществ данной программы. Это позволяет не только получить данные о величине потерь в сети, но и сравнить результаты, полученные различными методами и, соответственно, оценить погрешность одного из методов.

Расчеты отдельных распределительных линий выполняются последовательно друг за другом. Одновременно накапливаются потери электроэнергии и их структура по годам расчетного периода по двум структурным подразделениям энергосистемы, например, питающей подстанции и района электрических сетей (РЭС), РЭС и электросетевому предприятию (ПЭС), ПЭС и энергосистеме.

На печать выдаются:

-исходные данные;

-сформированные режимные данные;

— обобщенные и режимные показатели сети;

— результаты расчета потерь электроэнергии с прогнозом

Результаты работы программы DW1000 выглядят следующим образом:

1 ВАРИАНТ РАСЧЕТА

ИHФOPMAЦИOHHAЯ KAPTA УПPABЛEHИЯ ПEЧATЬЮ

1 ДАННЫЕ 11 РЕЖИМ 1 ПОДСТАНЦИЯ 1 ЛИНИЯ 1 УЧАСТОК

П, А Р, А М Е Т Р Ы З, А Д, А Ч И

ЭНЕРГОСТСТЕМА УАСТОК СЕТИ КОЛ-ВО ПОДСТАНЦИЙ ПРИРОСТ ЭЛЕКТРО- РАСЧЕТНЫЙ ГОДЫ ПРОГНОЗИРОВАНИЯ ПОТЕРЬ

В УЧАСТКЕ СЕТИ ПОТРЕБЛЕНИЯ,% ПЕРИОД, ЧАС

БЕЛЭНЕРГО МИ-РСКИИ РЭС 1 1. 8760. 1991 1992 1993 1994 1995

П, А Р, А М Е Т Р Ы П О Д С Т, А Н Ц И И

НОМЕР ТП ЧИСЛО ОТХО- НАПРЯЖЕНИЕ

ДЯЩИХ ЛИНИНИЙ ШИН, КВ

2 1. 380

Р, А С П Р Е Д Е Л И Т Е Л Ь Н, А Я Л И Н И Я N- 1

П, А Р, А М Е Т Р Ы Г О Л О В Н О Г О У Ч, А С Т К А

ТОК ТОК ТОК ВРЕМЯ КОЭФФИЦ. ПРИЗНАК

ФАЗЫ ФАЗЫ ФАЗЫ МАКСИМ. МОЩНОСТИ АЛГОРИТМА

A B C НАГРУЗКИ

/A/ /A/ /A/ /Ч/

79.0 79.0 79.0 2000.. 72 J#CONST

И C X O Д H A Я И H Ф O P M A Ц И Я O B E T B Я X C X E M Ы

K O Л И Ч E C T B O B E T B E Й — 6

HOMEP HOMEP MAPKA CEЧEHИЯ CEЧEНИЕ ДЛИНA ЧИCЛO HAЛИЧИE ТОК ТОК ТОК

HAЧAЛA KОНЦА ПРОВОДА ФAЗHЫX HУЛEBOГO BETBИ ФAЗ HУЛEBOГO ФАЗЫ ФАЗЫ ФАЗЫ

BETBИ BETBИ ПPOBOДОВ ПРОВОДА B KM ВЕТВИ ПРОВОДА А, А В, А С, А

1 2 A 50 16. 15 3 1. 000. 000. 000

2 3 A 50 16. 21 3 1 18. 230 20. 230 19. 989

2 4 A 50 16. 15 3 1. 000. 000. 000

4 5 A 16 16. 02 3 1. 000. 000. 000

4 6 A 16 16. 08 2 1. 000. 000. 000

4 7 A 16 16. 30 3 1 24. 810 26. 010 28. 000

PEЗУЛЬTATЫ PACЧETA ПAPAMETPOB УCTAHOBИBШEГOCЯ PEЖИMA PACПPEДEЛИTEЛЬHOЙ ЛИHИИ N- 1

ЭHEPГOCИCTEMA БЕЛЭНЕРГО. УЧACTOK CETИ. МИ-РСКИИ РЭС. TП N-2

------------------------------------------------------------------------------------

: H O M E P: ЧИCЛO: HAЛИЧИE: TOK BETBИ ЭKBИBAЛEHT-: П O T E P И: HAПPЯЖE-:

: ---------------:: HЫЙ ПO ПOTEPЯM: -----------------: HИE:

: HAЧAЛA: KOHЦA: ФAЗHЫX: HУЛEBOГO:---------------------:MOЩHOCTИ: HAПPЯЖ.: УЗЛOB:

:: : MOЩHOCTИ: HAПPЯЖEHИЯ:--------------------------:

: BETBИ: BETBИ: ПPOBOДOB: ПPOBOДA: B /A/: B /A/: KBT: KB: KB:

------------------------------------------------------------------------------------

: 1: 2: 3: 1: 79. 000: 79. 000: 1. 77:. 007:. 373:

: 2: 3: 3: 1: 13. 061: 11. 311:. 07:. 001:. 371:

: 2: 4: 3: 1: 48. 522: 48. 298:. 67:. 005:. 368:

: 4: 5: 3: 1: 1. 244: 1. 077:. 00:. 000:. 368:

: 4: 6: 2: 1: 4. 976: 4. 309:. 01:. 001:. 367:

: 4: 7: 3: 1: 18. 659: 16. 159:. 62:. 010:. 358:

------------------------------------------------------------------------------------

PEЗУЛЬTATЫ PACЧETA ПOTEPЬ ЭHEPГИИ B PACПPEДEЛИTEЛЬHOЙ ЛИHИИ N- 1

ЭHEPГOCИCTEMA. БЕЛЭНЕРГО. УЧACTOK CETИ. МИ-РСКИИ РЭС. TП N-2

---------------------------------------------------------------------------------

: PACЧET: ПAPAMETPЫ ГOЛOBH. УЧ-KA: П O T E P И:

: --------------------------------------------------------------------------

: HЫЙ: T O K: ЭHEPГИЯ: M O Щ H O C T И: Э H E P Г И И:

: --------------------------------------------------------------------------

: ПEPИOД: A: KBT. Ч: KBT: %: KBT. 4: %:

---------------------------------------------------------------------------------

: 1991: 79. 000: 74 785. 830: 3. 133: 8. 379: 3812. 991: 5. 099:

: 1992: 79. 790: 75 533. 690: 3. 196: 8. 463: 3889. 632: 5. 150:

: 1993: 80. 588: 76 289. 020: 3. 261: 8. 548: 3967. 813: 5. 201:

: 1994: 81. 394: 77 051. 910: 3. 326: 8. 633: 4047. 566: 5. 253:

: 1995: 82. 208: 77 822. 420: 3. 393: 8. 720: 4128. 922: 5. 306:

---------------------------------------------------------------------------------

PEЗУЛЬTATЫ PACЧETA ПOTEPЬ ЭHEPГИИ ПO ПOДCTAHЦИИ N-2

ЭHEPГOCИCTEMA. БЕЛЭНЕРГО. УЧACTOKCETИ. МИ-РСКИИ РЭС.

---------------------------------------------------------------------------------

: PACЧET: ПAPAMETPЫ ШИH TП: П O T E P И:

: --------------------------------------------------------------------------

: HЫЙ: T O K: ЭHEPГИЯ: M O Щ H O C T И: Э H E P Г И И:

: --------------------------------------------------------------------------

: ПEPИOД: A: KBT. Ч: KBT: %: KBT. 4: %:

---------------------------------------------------------------------------------

: 1991: 79. 000: 74 785. 830: 3. 133: 8. 379: 3812. 991: 5. 099:

: 1992: 79. 790: 75 533. 690: 3. 196: 8. 463: 3889. 632: 5. 150:

: 1993: 80. 588: 76 289. 020: 3. 261: 8. 548: 3967. 813: 5. 201:

: 1994: 81. 394: 77 051. 910: 3. 326: 8. 633: 4047. 566: 5. 253:

: 1995: 82. 208: 77 822. 420: 3. 393: 8. 720: 4128. 922: 5. 306:

---------------------------------------------------------------------------------

PEЗУЛЬTATЫ PACЧETA ПOTEPЬ ЭHEPГИИ ПO УЧACTKУ CETИ. МИ-РСКИИ РЭС.

ЭHEPГOCИCTEMA. БЕЛЭНЕРГО.

---------------------------------------------------------------------------------

: PACЧET: ПAPAMETPЫ УЧACTKA CETИ: П O T E P И:

: --------------------------------------------------------------------------

: HЫЙ: T O K: ЭHEPГИЯ: M O Щ H O C T И: Э H E P Г И И:

: --------------------------------------------------------------------------

: ПEPИOД: A: KBT. Ч: KBT: %: KBT. 4: %:

---------------------------------------------------------------------------------

: 1991: 79. 000: 74 785. 830: 3. 133: 8. 379: 3812. 991: 5. 099:

: 1992: 79. 790: 75 533. 690: 3. 196: 8. 463: 3889. 632: 5. 150:

: 1993: 80. 588: 76 289. 020: 3. 261: 8. 548: 3967. 813: 5. 201:

: 1994: 81. 394: 77 051. 910: 3. 326: 8. 633: 4047. 566: 5. 253:

: 1995: 82. 208: 77 822. 420: 3. 393: 8. 720: 4128. 922: 5. 306:

---------------------------------------------------------------------------------

Программа написана на алгоритмическом языке Fortran и работает в операционной среде ДОС и WINDOWS.

4. СОВЕРШЕНСТВОВАНИЕ ПРОГРАММЫ ПУТЕМ РЕАЛИЗАЦИИ НОВЫХ ВАРИАНТОВ РАСЧЕТА СЕТЕЙ 0,38 кВ

Программа, предоставленная мне для доработки и реализации новых алгоритмов выполняла поэлементный расчет потерь мощности и энергии в распределительной линии 0,38 кВ по четырем вариантам.

В результате проделанной работы в программу был добавлен новый вариант расчета по формулам Железко, а также добавлена статистика по длинам схем. Был существенно переработан внешний вид выводимой информации. А главное, все возможные варианты расчетов стали выводится в файл одновременно, что несомненно повысило удобство использования программы.

Остановимся подробнее на каждом нововведении.

Железко Ю.С. предложил метод определения нагрузочных потерь электроэнергии в сетях 0,38 кВ на основе зависимостей потерь от обобщенной информации о схемах и нагрузках сети, изложенный ниже.

Потери электроэнергии в линии 0,38 кВ с сечением головного участка Fг, мм2, отпуском электрической энергии в линию W0,38, за период Д, дней, рассчитывают по формуле:

, (4. 1)

где — эквивалентная длина линии;

tg? -- коэффициент реактивной мощности;

k0,38 — коэффициент, учитывающий характер распределения нагрузок по длине линии и неодинаковость нагрузок фаз.

Эквивалентную длину линии определяют по формуле:

, (4. 2)

где LM — длина магистрали;

L2−3 — длина двухфазных и трехфазных ответвлений;

L1 — длина однофазных ответвлений.

Под магистралью понимается наибольшее расстояние от шин 0,4 кВ распределительного трансформатора 6−20/0,4 кВ до наиболее удаленного потребителя, присоединенного к трехфазной или двухфазной линии.

Внутридомовые сети многоэтажных зданий (до счетчиков электрической энергии) включают в длину ответвлений соответствующей фазности.

При наличии стальных проводов в магистрали или ответвлениях в формулу (3. 22) подставляют длины линий, определяемые по формуле:

L=La+4Lc, (4. 3)

где La — длина алюминиевых проводов;

Lc — длина стальных проводов.

Коэффициент к0,38 определяют по формуле:

K0,38 = ku (9,67 — 3,32dp — 1,844dp2), (4. 4)

где dp — доля энергии, отпускаемой населению;

kи — коэффициент, принимаемый равным 1 для линии 380/220 В и равным 3 для линии 220/127 В.

При использовании формулы (4. 1) для расчета потерь в N линиях с суммарными длинами магистралей LM?, двухфазных и трехфазных ответвлений L2−3? и однофазных ответвлений L1? в формулу подставляют средний отпуск электроэнергии в одну линию W0,38 = W0,38? /N, где W3,38? — суммарный отпуск энергии в N линий, и среднее сечение головных участков, а коэффициент k0,38, определенный по формуле (4. 4), умножают на коэффициент kN, учитывающий неодинаковость длин линий и плотностей тока на головных участках линий, определяемый по формуле

kN =1,25 + 0,14 dp (4. 5)

При отсутствии данных о коэффициенте заполнения графика и (или) коэффициенте реактивной мощности принимают к3 = 0,3; tg? = 0,6.

При отсутствии учета электроэнергии, отпускаемой в линии 0,38 кВ, ее значение определяют, вычитая из энергии, отпущенной в сеть 6−20 кВ, потери в линиях и трансформаторах 6−20 кВ и энергию, отпущенную в ТП 6−20/0,4 кВ и линии 0,38 кВ, находящиеся на балансе потребителей.

Данный метод был успешно добавлен в алгоритм работы программы. Результаты расчета имеют следующий вид:

г============================================================================

¦DLek = 1. 864 000 — Эквивалентная длина линии, км ¦

¦Kfgel = 1. 78 270 — Коэффициент формы ¦

¦dWgel = 1 225 300. 0 — Потери электроэнергии, кВТ*ч ¦

¦dWgpr = 8. 534 655 — Процент потерь,% ¦

L============================================================================-

Статистика по длинам схем позволяет проанализировать схемы и схемную информацию. В этом пункте рассчитываются:

— средняя длина линий;

— средние длины головных участков;

— средние длины фаз;

— эквивалентные длины;

— отношение средней длины к эквивалентной;

Внешний вид выдаваемой информации:

г=======================================================================================

¦I RDL RDLGU RDLM RDLO1 RDLO2 RDLO3 RDLEKV RDL/RDLEKV DWMIF DWGEL ReMIF ReGEL¦

¦ 1 .1 .1 .1 .0 .0 .0 .1 1. 00 162 340.7 177 662.0 .1. 0¦

¦ 2 1.5 .1 1.5 .0 .0 .0 1.5 1. 00 1 063 670.0 986 024.4 .4. 4¦

¦ 3 2.5 .1 1.6 .6 .3 .0 2.3 1. 07 1 294 258.0 1 225 300.0 .5. 4¦

¦============================================================================T==========-

¦ Легенда для таблицы 5: ¦

¦I — Номер участка; ¦

¦RDL — Средняя длина линий ¦

¦RDLGU — Средняя длина головного участка ¦

¦RDLM … ¦

¦RDL01, RDL02, RDL03 — средние длины фаз ¦

¦RDLEKV — эквивалентная длина ¦

¦RDL/RDLEKV — отношение средней длины линий к эквивалентной длине ¦

¦DWMIF — Потери энергии через эквивалентирование ¦

¦DWGEL — Потери энергии по Железко ¦

¦ReMIF — Эквивалентное сопротивление ¦

¦ReGEL — Эквивалентное сопротивление по Железко ¦

¦============================================================================¦

¦DWSUM MIF= 2 520 268. 0-Сумма потерь электроэнергии по экивалентированию ¦

¦DWSUM GEL= 2 388 986. 0-Суммарные потери электроэнергии по Железко ¦

L============================================================================-

Переработанный внешний вид, а также тот факт, что информация по всем вариантам расчета выдается одновременно, позволяют наглядно оценить потери электроэнергии по различным вариантам расчета и сравнить их. Файл результатов расчета:

Таблица 1. Исходная информация о схеме

================================================================================

П, А Р, А М Е Т Р Ы З, А Д, А Ч И

ЭНЕРГОСИСТЕМА УЧАСТОК СЕТИ КОЛ-ВО ПОДСТАНЦИЙ ПРИРОСТ ЭЛЕКТРО- РАСЧЕТНЫЙ

В УЧАСТКЕ СЕТИ ПОТРЕБЛЕНИЯ% ПЕРИОД, ЧАС

БЕЛЭНЕРГО МИ-РСКИИ РЭС 1 1. 744.

================================================================================

П, А Р, А М Е Т Р Ы П О Д С Т, А Н Ц И И

НОМЕР ТП ЧИСЛО ОТХО- НАПРЯЖЕНИЕ

ДЯЩИХ ЛИНИНИЙ ШИН, КВ

11 1. 380

================================================================================

Р, А С П Р Е Д Е Л И Т Е Л Ь Н, А Я Л И Н И Я N- 1

П, А Р, А М Е Т Р Ы Г О Л О В Н О Г О У Ч, А С Т К А

ТОК ТОК ТОК ВРЕМЯ КОЭФФИЦ. ПРИЗНАК

ФАЗЫ ФАЗЫ ФАЗЫ МАКСИМ. МОЩНОСТИ АЛГОРИТМА

A B C НАГРУЗКИ

/A/ /A/ /A/ /Ч/

55.0 60.0 30.0 500.. 90 J#CONST

================================================================================

И C X O Д H A Я И H Ф O P M A Ц И Я O B E T B Я X C X E M Ы

K O Л И Ч E C T B O B E T B E Й — 9

Nнач Nкон MAPKA CEЧEHИЯ CEЧEНИЕ ДЛИНA ЧИCЛO HAЛИЧИE ТОК ТОК ТОК

ПРОВОДА ФАЗHЫX HУЛEBOГO BETBИ ФAЗ HУЛEBOГO ФАЗЫ ФАЗЫ ФАЗЫ

ПPOBOДОВ ПРОВОДА B KM ВЕТВИ ПРОВОДА А, А В, А С, А

------------------------------------------------------------------------------

1 2 А-50 50 16. 100 3 1 11. 21 13. 06 5. 32

------------------------------------------------------------------------------

2 3 А-50 50 16. 200 3 1 4. 17 4. 84 1. 99

------------------------------------------------------------------------------

3 4 А-50 50 16. 500 3 1 6. 26 7. 26 2. 99

------------------------------------------------------------------------------

4 5 А-25 25 16. 200 3 1 16. 68 19. 26 7. 96

------------------------------------------------------------------------------

5 6 А-25 25 16. 300 2 1. 00 11. 62 4. 78

------------------------------------------------------------------------------

6 7 А-16 16 16. 200 1 1. 00 3. 87. 00

------------------------------------------------------------------------------

3 30 А-16 16 16. 400 1 1 8. 34. 00. 00

------------------------------------------------------------------------------

ПоказатьСвернуть
Заполнить форму текущей работой