Содержание к диссертации
Введение
ГЛАВА 1. Методы расчета и нормирования потерь электроэнергии в системах электроснабжения 12
1.1. Состояние вопроса 12
1.2 Нормирование потерь электроэнергии 14
1.3 Методы расчета технических потерь мощности и электроэнергии 18
1.4 Методика распределения потерь электроэнергии по линиям электропередачи сети 25
1.5 Сущность проблемы высших гармоник в электрических сетях 27
1.6. Основные источники высших гармоник 29
1.7. Негативное воздействие высших гармоник 36
1.8. Потери от высших гармоник 39
1.9. Гармонический анализ 41
1.10. Выводы 51
ГЛАВА 2. Расчет потерь мощности в однофазных электрических сетях от высших гармоник тока 53
2.1. Постановка задачи 53
2.2. Динамическая модель системы электроснабжения с несинусоидальной нагрузкой 55
2.2.1. Исходные положения 55
2.2.2. Коммутационные функции для связи переменных 58
2.2.3. Уравнения системы электроснабжения в области изображений 60
2.2.4. Уравнения системы электроснабжения в конечных разностях 61
2.3. Схема замещения однофазной системы электроснабжения для расчета высших гармоник тока 64
2.4. Расчет гармоник сетевого тока в системе электроснабжения при мгновенной коммутации вентилей 73
2.5. Схемы замещения системы электроснабжения на стороне переменного тока несинусоидальных нагрузок 76
2.6. Сравнительный анализ методов расчета несинусоидальных режимов 80
2.7. Выводы 86
ГЛАВА 3. Расчет потерь мощности от гармонических составляющих в трехфазных сетях переменного тока 87
3.1. Исходные положения и постановка задачи 87
3.2. Математическая модель системы электроснабжения при мгновенной коммутации токов 89
3.2.1. Исходные уравнения для приведения схемы замещения системы электроснабжения к одной фазе 89
3.2.2. Однофазная схема замещения системы электроснабжения с нелинейной нагрузкой 95
3.2.3. Схема замещения системы электроснабжения для расчета потерь электроэнергии от высших гармоник тока при мгновенной коммутации вентилей 101
3.3. Схема замещения системы электроснабжения при учете коммутационных процессов в нелинейной нагрузке 108
3.3.1. Приведение схемы замещения системы электроснабжения к одной фазе 108
3.3.2. Схема замещения системы электроснабжения для расчета потерь электроэнергии от высших гармоник тока 118
3.4. Выводы 122
ГЛАВА 4. Методика распределения потерь электроэнергии по линиям электропередачи сети 124
4.1. Исходные положения 124
4.2. Оценка погрешности методики в сети с однородной нагрузкой... 125
4.2.1. Оценка погрешности методики на модельном участке сети.. 125
4.2.2. Математический эксперимент на реальном участке сети 130
4.3. Оценка погрешности методики в сети со смешанной нагрузкой.. 130
4.3.1. Оценка погрешности методики на модельном участке сети ...130
4.3.2. Математический эксперимент на реальном участке сети 136
4.4. Оценка погрешности методики при отключении потребителей... 136
4.4.1. Оценка погрешности методики на модельном участке сети... 138
4.4.2. Математический эксперимент на реальном участке сети 140
4.5. Этапы преобразования долевых коэффициентов 140
4.6. Усовершенствованный алгоритм методики 148
4.6.1. Использование коэффициентов распределения, рассчитанных на основе характерных графиков нагрузки 148
4.6.2. Использование коэффициентов распределения, соответствующих наименьшей погрешности распределения потерь 149
4.6.3. Аппроксимация коэффициентов распределения 153
4.7. Оценка погрешности методики с аппроксимацией коэффициентов распределения при работе сети с однородной нагрузкой 157
4.7.1. Изменение формы характерного графика нагрузки 157
4.7.2. Изменение энергопотребления характерного графика нагрузки 161
4.8. Выводы 167
ГЛАВА 5. Методики оценки потерь энергии в электрической сети 168
5.1. Методика оценки потерь энергии в линиях электропередачи сети по ограниченной информации 168
5.1.1. Основные положения 168
5.1.2. Оценка погрешности методики при работе сети с однородной нагрузкой 170
5.2. Методика оценки потерь энергии в линиях электропередачи сети при дополнительных измерениях 183
5.2.1. Основные положения 183
5.2.2. Оценка погрешности методики при работе сети с однородной нагрузкой 186
5.3. Выводы 193
Заключение 194
Библиографический список 196
- Методы расчета технических потерь мощности и электроэнергии
- Коммутационные функции для связи переменных
- Исходные уравнения для приведения схемы замещения системы электроснабжения к одной фазе
- Оценка погрешности методики на модельном участке сети
Введение к работе
Электрическая энергия - это единственный вид продукции, для передачи которого к потребителям не используются другие ресурсы, кроме нее самой. Поэтому ее потери неизбежны.
Потери электроэнергии в электрических сетях систем электроснабжения - важнейший показатель экономичности их работы, наглядный индикатор состояния системы учета электроэнергии, эффективности энергосбытовой деятельности энергоснабжающих организаций. Актуальной задачей энергосбережения в настоящее время является определение их экономически обоснованного уровня. Для этого необходимо знать с достаточной точностью действительные потери энергии в электрических сетях. Достоверную информацию о действительной величине потерь энергии в линиях электропередачи (ЛЭП) и соответственно разработку нормативов потерь электроэнергии, мероприятий по их уменьшению, а также выявлению коммерческих потерь мощности можно основывать только на системах текущего контроля режима электрической сети во всех узлах нагрузки (НГ).
Однако в сельских распределительных сетях нет ни технических, ни экономических предпосылок в ближайший обозримый период для внедрения высоких технологий по сбору и передаче данных. Реальная ситуация такова, что единственным источником информации об электропотреблении сельских потребителей являются электросчетчики.
Актуальными задачами для таких сетей являются определение поэлементных потерь электроэнергии и оценка их возможного уровня при различных режимах работы потребителей.
Основная проблема нормирования потерь электроэнергии в сельских электрических сетях напряжением 6 - 10 кВ заключается в недостоверном определении потерь энергии в них. В районных электрических сетях
7 напряжением 6-10 кВ, питающих преимущественно мелких сельских потребителей, практически недоступна информация о графиках нагрузки (ГН) каждого отдельного потребителя ввиду очень большого числа подстанций 10/0,4 кВ и наличия в качестве измерительных приборов только электрических счетчиков. Общепринятые расчетные методы определения и нормирования потерь электроэнергии в таких системах электроснабжения не учитывают эти особенности. Поэтому вопрос по обоснованию норматива потерь, а также их определению во всех элементах электропередачи является для таких сетей очень актуальным.
При оценке потерь энергии в системах электроснабжения также возникает проблема учета высших гармонических составляющих тока и напряжения. Современная нагрузка характеризуется большим количеством нелинейных потребителей, генерирующих ВГ и вносящих, тем самым, искажения в сеть, осложняя работу оборудования, нередко являясь причиной выхода его из строя, создавая дополнительные потери электроэнергии в элементах сети и т. д.
В такой ситуации необходимо правильно рассчитывать потери энергии в сети. Проблема нормирования таких потерь является сейчас очень актуальной. Для того чтобы правильно определять и нормировать потери энергии в таких сетях нужно верно рассчитывать их гармонический состав. Грамотный учет ВГ является одной из составляющих проблемы расчета общих потерь электроэнергии в электрических сетях.
Для расчета потерь мощности от гармоник в электрических сетях систем электроснабжения принято использование методики задающих токов, когда заранее определяются гармоники тока на входе в преобразователь. Определяются они исходя из условия питания преобразователя синусоидальным напряжением. Если же рассматривается выпрямитель, то полагают выпрямленный ток полностью сглаженным. При этом не принимаются во внимание следующие обстоятельства.
Во-первых, при работе преобразователей в сетях низкого напряжения, когда точки их подключения рассредоточены по системе электроснабжения, напряжение их питания отличается от синусоидального, так как сами же преобразователи вносят высшие гармоники в сеть. Причем искажения питающего напряжения различаются по точкам подключения. Во-вторых, при независимом определении гармоник не принимается во внимание фазовый сдвиг напряжений питания, не учет которого обусловливает ошибку в расчетах. В-третьих, изменение характера нагрузки требует перерасчета исходных токов задания гармоник, причем не ясно, на каком этапе можно считать выпрямленный ток полностью сглаженным, а на каком нельзя.
При этом практически отсутствуют математически обоснованные схемы замещения преобразователей совместно с нагрузкой при их динамических режимах работы, пригодные для расчета гармонических составляющих тока и напряжения. Схемы замещения системы электроснабжения относительно гармонических составляющих включают все элементы системы электроснабжения, за исключением собственно преобразователей, которые вводятся в эти схемы задающими токами.
Стоит острая необходимость разработки математических моделей преобразовательной нагрузки разного характера в виде, максимально приближенном к общепринятым схемам замещения систем электроснабжения. При этом необходимо иметь возможность расчета гармоник как в статических, так и в динамических режимах работы преобразователей.
Целью диссертационной работы является разработка методик определения и оценки потерь электроэнергии применительно к сетям напряжением 6-10 кВ с ограниченными инструментальными возможностями, а также разработка математических моделей однофазного и трехфазного вентильных преобразователей для расчета потерь электроэнергии в системах электроснабжения напряжением от высших гармоник.
9 При этом решались следующие задачи: разработка методики определения и оценки потерь электроэнергии в системах электроснабжения магистрального типа с большим количеством присоединений напряжением 6-Ю кВ в зависимости от объема исходной информации; определение гармонического состава токов в нестационарных режимах работы системы электроснабжения; разработка математических моделей однофазных и трехфазных вентильных преобразователей для составления их гармонических схем замещения и расчета потерь электроэнергии от высших гармоник.
Научная новизна работы заключается в следующем:
разработана математическая модель системы электроснабжения с несинусоидальной нагрузкой, сочетающая ее описание в конечно-разностном виде и в локальных комплексных переменных, для расчетов короткого замыкания и определения потерь электроэнергии от гармонических составляющих токов при возмущениях режима со стороны электрической сети и со стороны выпрямительной нагрузки;
получены математические модели систем электроснабжения с несинусоидальной нагрузкой в установившемся режиме, на основании которых составлены их схемы замещения для определения потерь электроэнергии от гармоник тока;
- разработана методика оценки потерь электроэнергии в магистральных
системах электроснабжения напряжением 6-10 кВ по каждой линий
электропередачи на основе показаний счетчиков;
- разработаны методики оценки потерь электроэнергии в целом в
магистральных системах электроснабжения напряжением 6-10 кВ при
вариации режимов электроприемников по параметрам базового режима.
Практическая ценность работы. Разработанные методики определения потерь электроэнергии в системах электроснабжения напряжением 6-10 кВ позволяют поэлементно определять потери
10 электроэнергии в зависимости от объема имеющейся исходной информации и обосновывать энергосберегающие мероприятия.
Разработанные схемы замещения вентильных преобразователей обеспечивают корректный расчет перенапряжений в системах электроснабжения на резонансных гармониках и позволяют выбрать оптимальные решения по их ограничению.
Достоверность и обоснованность результатов работы подтверждается результатами математических экспериментов, использованием при решении поставленных задач корректных математических методов, физической обоснованностью применяемых допущений, сопоставлением с известными, опубликованными в научной литературе исследованиями.
Основные положения, выносимые на защиту:
- методика расчета гармоник тока и напряжения для определения потерь
электроэнергии от высших гармоник в неустановившихся режимах работы
системы электроснабжения;
- математические модели однофазного и трехфазного вентильных
преобразователей и их схемы замещения для расчета потерь электроэнергии
от высших гармоник в системах электроснабжения;
методика оценки потерь электроэнергии по элементам электрической сети по величине суммарных потерь во всей системе электроснабжения;
методики оценки потерь электроэнергии в электрической сети в целом по величине потерь электроэнергии в отдельных элементах систем электроснабжения
Апробация работы. Основные результаты работы докладывались и обсуждались на конференциях и семинарах: X, XI Международных научно-технических конференциях студентов и аспирантов «Радиоэлектроника, электротехника и энергетика» (г. Москва, 2004, 2005 гг.); V Международной конференции "Компьютерное моделирование 2004" (СПбГПУ, г. Санкт-Петербург, 2004 г.); V Всероссийской научно-технической конференции "Информационные технологии в электротехнике и электроэнергетике" (ЧТУ
им. И.Н. Ульянова, г. Чебоксары, 2004 г.); V и VI Международных симпозиумах «Ресурсоэффективность. Энергосбережение» (г. Казань, 2004, 2005 гг.); XVI Всероссийской межвузовской научно-технической конференции "Электромеханические и внутрикамерные процессы в энергетических установках, струйная акустика, диагностика технических систем, приборы и методы контроля природной среды, веществ, материалов и изделий" (ВАУ, г. Казань, 2004 г.); Международной научно-технической конференции «XII Бенардосовские чтения» (г. Иваново, 2005г.); Межвузовской молодежной конференции "Студенчество. Интеллект. Будущее" (г. НЛелны, 2005г.); II Республиканской научно-технической конференции студентов и аспирантов "Автоматика и электронное приборостроение" (г. Казань, 2005г.); Научной сессии ученых Альметьевского государственного нефтяного института по итогам 2005 г.; X Всероссийской конференции Ассоциации технических университетов России и представительств отраслевых академий наук при СПбГПУ по проблемам науки и высшей школы «Фундаментальные исследования в технических университетах», (г. Санкт-Петербург, 2006 г.), а также регулярно обсуждались на аспирантско - магистерских семинарах КГЭУ.
Методы расчета технических потерь мощности и электроэнергии
На основании приведенные выше документов и собственных исследований в [41] делается заключение о необходимости поиска дополнительных составляющих норматива потерь, которые также должны быть учтены в нем. И в качестве одной из таких составляющих предлагается составляющая, обусловленная погрешностями приборов учета электроэнергии.
В результате предлагается определять норматив потерь электроэнергии в электрических сетях как алгебраическую сумму технических потерь электроэнергии [45], норматива расхода электроэнергии на собственные нужды подстанций [46] и модуля значения допустимого небаланса электроэнергии в электрической сети [47].
Допустимый небаланс электроэнергии в вышеприведенной формуле не должен превышать фактический, в том числе и по отношению к электрической сети. Легитимный способ определения систематических погрешностей ИК - инструментальные обследования в соответствии с аттестованными в установленном порядке методиками выполнения измерений. Приведенные в [41] расчеты показывают, что попытки усреднить погрешности ИК для страны в целом [48] приводят к явным ошибкам. А методология расчета допустимого недоучета электроэнергии, приведенная в [48], «как минимум требует уточнения, а по существу, может нанести вред работе по снижению потерь в сетях, так как искусственно увеличивает норматив потерь».
В [48], а также в ряде других [23, 49, 50] работ также приводятся предложения по учету в нормативе потерь электроэнергии дополнительных составляющих. В этих работах для оценки и нормирования потерь электроэнергии в электрических сетях предлагается использовать укрупненную структуру потерь, в которой они разделены на составляющие, исходя из их физической природы и специфики методов определения их количественных значений: - технические потери электроэнергии, обусловленные физическими процессами их передачи по электрическим сетям. К ним относятся нагрузочные потери, потери холостого хода и климатические потери; - расход электроэнергии на собственные нужды подстанций, необходимый для обеспечения работы оборудования подстанций и обслуживающего персонала. Его величину отражают счетчики, установленные на трансформаторах собственных нужд; инструментальные потери электроэнергии, обусловленные инструментальными погрешностями их измерения. Их рассчитывают на основе данных о метрологических характеристиках и режимах работы используемых приборов; - коммерческие потери, обусловленные хищениями электроэнергии, несоответствием показаний счетчиков оплате за электроэнергию бытовыми потребителями и другими причинами. Коммерческие потери рассчитывают как разницу между отчетными потерями и суммой первых трех составляющих. Понятно, что для получения обоснованного норматива потерь электроэнергии в данном случае необходимо правильно определить первые три их составляющие, что далеко не всегда возможно сделать. В настоящее время расход электроэнергии на собственные нужды подстанций входит в состав технических потерь, а инструментальные потери -в состав коммерческих потерь. Это является недостатком существующей системы отчетности, так как не обеспечивает ясного представления о структуре потерь и целесообразных направлениях работ по их снижению. Мероприятия по снижению технических потерь электроэнергии достаточно хорошо известны и описаны, в частности, в [54,55,57,58]. Но наряду с техническими потерями очень важно снижать и коммерческие потери. Структура коммерческих потерь и мероприятия по их снижению подробно рассмотрены в [25,51-53, 56,57]. Основная проблема нормирования потерь электроэнергии в сельских электрических сетях напряжением 6 - 10 кВ заключается в недостоверном определении потерь энергии в них. В районных электрических сетях напряжением 6 - 10 кВ, питающих преимущественно мелких сельских потребителей, практически недоступна информация о графиках нагрузки каждого отдельного потребителя ввиду очень большого числа подстанций 10/0,4 кВ и наличия в качестве измерительных приборов только электрических счетчиков. Общепринятые расчетные методы определения и нормирования потерь электроэнергии в таких системах электроснабжения не учитывают эти особенности. Поэтому вопрос по обоснованию норматива потерь, а также их определению во всех элементах электропередачи является для таких сетей очень актуальным. В настоящее время известно большое количество методов расчета потерь энергии в электрических сетях. Классические методы расчета потерь разработали Железко Ю.С., Воротницкий В.Э., Казанцев В.Н., Поспелов Г.Е., Сыч М.Н., Ершевич В.В., Щербина Ю.В., Каялов Г.М., Авраменко А.В. и другие ученые московской, киевской и других школ. Эти методы изложены в источниках [10 - 20,60 - 67].
Коммутационные функции для связи переменных
Для расчета потерь мощности от гармоник в электрических сетях систем электроснабжения принято использование методики задающих токов, когда заранее определяются гармоники тока на входе в преобразователь. Определяются они исходя из условия питания преобразователя синусоидальным напряжением. Если же рассматривается выпрямитель, то полагают выпрямленный ток полностью сглаженным. При этом не принимаются во внимание следующие обстоятельства.
Во-первых, при работе преобразователей в сетях низкого напряжения, когда точки их подключения рассредоточены по системе электроснабжения, напряжение их питания отличается от синусоидального, так как сами же преобразователи вносят высшие гармоники в сеть. Причем искажения питающего напряжения различаются по точкам подключения. Во-вторых, при независимом определении гармоник не принимается во внимание фазовый сдвиг напряжений питания, не учет которого обусловливает ошибку в расчетах. В-третьих, изменение характера нагрузки требует перерасчета исходных токов задания гармоник, причем не ясно, на каком этапе можно считать выпрямленный ток полностью сглаженным, а на каком нельзя.
Так, осциллограммы показывают, что при питании якоря двигателей постоянного тока выпрямленный ток содержит помимо постоянной составляющей еще и существенный спектр высших гармоник, который изменяется в зависимости от величины угла управления преобразователем. Практически отсутствуют методы определения гармонических составляющих в электрических сетях систем электроснабжения при динамических режимах работы преобразовательной нагрузки: все расчеты ведутся исходя из допущения статического режима работы потребителей. Очевидно, что когда это не соблюдается, невозможно ожидать достоверных расчетов.
Использование методики задающих токов высших гармоник целесообразно при экспериментальном исследовании состава высших гармоник в системе электроснабжения в процессе ее эксплуатации. На этапе проектирования и при анализе полученных экспериментальных результатов необходимо иметь математическую модель преобразователя с учетом параметров его нагрузки. Как анализировалось в первой главе, такие модели существуют, но отсутствует их математическое обоснование и область применения, что приводит к недостоверным результатам в расчетах. Причем для некоторых преобразователей они в принципе неверные. Ниже приводится методика формирования математически корректных моделей преобразователей применительно к задаче расчета гармонических составляющих в сетях переменного тока на основе локального преобразования Фурье, описанного в первой главе.
Использование ЛПФ применительно к электрическим цепям с выпрямительной нагрузкой рассмотрено в ряде публикаций [83-91]. Особенность полученных математических моделей заключается в том, что цепь переменного тока приводится к цепи выпрямленного тока. Связано это с выбором в качестве интервала интегрирования отрезков времени, совмещенных с интервалами повторяемости преобразователя. При расчете токов короткого замыкания в питающей сети такой прием неудобен. Хотя и можно восстанавливать форму тока (напряжения) и на стороне переменного тока по их последовательным фрагментам, задаваемым частотой коммутации вентилей, но продуктивным такой прием считать нельзя.
Необходимо разработать математические модели преобразовательной нагрузки разного характера (с однофазными и трехфазными выпрямителями и инверторами, тиристорными регуляторами напряжения, параметрическими источниками тока) в виде, максимально приближенном к общепринятым схемам замещения систем электроснабжения. При этом необходимо иметь возможность расчета гармоник, как в статических, так и в динамических режимах работы преобразователей.
Рассмотрим однофазный полностью управляемый преобразователь, рис. 2.1. Можно принять, что представленная схема является некоторым эквивалентом системы электроснабжения с источником синусоидального напряжения e-EsinQy питающей сетью с активно - индуктивными сопротивлениями гс и хс, И вентильным преобразователем VD с активно — индуктивной нагрузкой гн и хн. Вентили преобразователя считаем идеальными и используем шагающую систему координат, когда отсчет в производится заново на каждом новом интервале, продолжительность которого составляет 2л радиан.
Покажем, как привести математическую модель преобразователя к стороне переменного тока с помощью ЛПФ. Заметим, что при разработке математических моделей преобразователей, приведенных на сторону выпрямленного тока, в работах [84-91] была доказана необходимость перехода к методам дискретной математики. Поскольку при этом не ставилась задача определения гармонического состава в выпрямленном токе, то использование ограниченной выборки режимных параметров по их значениям в точках отсчета оказалось вполне оправданным. В настоящем случае главным является именно достоверное определение гармоник на стороне переменного тока. Оказывается, что и здесь ЛПФ позволяет получить желаемый результат.
Исходные уравнения для приведения схемы замещения системы электроснабжения к одной фазе
Во второй главе были рассмотрены однофазные сети систем электроснабжения с источниками гармонических искажений тока и напряжения. Такие нагрузки более характерны для служебных офисов, помещений, где используется аппаратура, в том числе и компьютерная, работающая на выпрямленном токе. В промышленности, где нагрузки составляют десятки и сотни киловатт, уже на напряжении 0,4 кВ используются трехфазные сети с соответствующим трехфазным подключением вентильных преобразователей, а в сетях, напряжением 6-10 кВ вообще отсутствуют однофазные нагрузки. Основным потребителем выпрямленного тока в промышленности являются как двигатели постоянного тока, так и вентильные двигатели, где в качестве промежуточного используется звено постоянного тока. Помимо двигателей, выпрямленный ток используется в технологических установках гальванизации, производства водорода и т. п., причем вентильные преобразователи выполняются исключительно трехфазными.
Характер нагрузки имеет решающее значение при оценке корректности математических моделей, используемых для расчета гармоник тока и напряжения в системах электроснабжения. Как уже отмечалось выше, в первой главе, распространен прием расчета гармоник тока, когда форма выпрямленного тока и тока коммутации считается заранее известной: для выпрямленного тока принимается, что он полностью сглажен, а ток коммутации определяется только величиной выпрямленного тока и заданным углом управления. Как само собой подразумевается, что через гармоники питающего преобразователь напряжения (порожденными самим же преобразователем) не произойдет изменение формы тока коммутации и соответствующего состава гармоник фазного тока.
Постулат о полностью сглаженном выпрямленном токе становится математическим строгим, когда индуктивность выпрямительной нагрузки Л)/—»оо. Понятно, что физически реализуемые значения хн всегда конечны. Поэтому важно определится, для каких нагрузок такой «идеальный» случай может рассматриваться без внесения ощутимых погрешностей в расчеты. Обмоточные данные двигателей постоянного тока и соответствующие осциллограммы подтверждают, что в цепях возбуждения пульсации выпрямленного тока пренебрежимо малы, то есть вполне допустимо полагать для них xw- oo. Однако в цепях обмотки якоря индуктивности на порядок меньше, чем в цепях возбуждения (шунтового, независимого). Причем при неблагоприятном сочетании мощности двигателя, его нагрузки и угла управления вентилями двигатель может вообще перейти в режим прерывистых токов. Так, осциллограммы токов якоря двигателя постоянного тока (ДПТ) узла полива кино- и фотопленок на ПО «Тасма», снятые до реконструкции линии [99], показали наличие именно такого режима их работы.
Таким образом, если заранее задаваться по цепи якоря формой выпрямленного тока, можно в ряде случаев получить результаты, отличающиеся от реальности. Как один из аргументов в пользу упомянутого выше постулата могло бы считаться наличие сглаживающих ток реакторов. Но их устанавливают относительно редко в цепи якоря ДПТ: во-первых, это дополнительные расходы, а во-вторых, замедляет быстродействие отработки двигателем возмущений, когда, например, система автоматического регулирования по требованиям технологии производства должна поддерживать неизменной скорость вращения двигателя в жестко заданных пределах. Необходима разработка таких схем замещения преобразователей совместно с нагрузкой, которые бы учитывали не косвенным образом, а напрямую параметры нагрузки.
Задача эта может быть оценена как более сложная в сравнении с задачей разработки схемы замещения однофазного управляемого преобразователя, решенной во второй главе. Режимы работы однофазного и трехфазного управляемых преобразователей имеют одно принципиальное отличие (когда трехфазный преобразователь работает в основном режиме — поочередной проводимости двух из трех вентилей): в определенные интервалы времени отсутствует электрическая связь между фазой питающей сети и выпрямительной нагрузкой для трехфазного преобразователя, а соответственно и прерывается ток. В однофазном преобразователе такая связь не прерывается, пусть и сводится к точке во время интервала коммутации, и токи со стороны сети и со стороны преобразователя остаются непрерывными.
Рассмотрим трехфазный управляемый вентильный преобразователь, подключенный к активно - индуктивной нагрузке и источнику ЭДС, рис. 3.1. Такая нагрузка соответствует подключению к преобразователю двигателя постоянного тока. Принимаем, что питающая сеть бесконечной мощности, что позволяет считать процессы коммутации мгновенными. Сделано это для более четкого выявления особенностей составления математической модели объекта исследования. Ниже будет учтена конечная длительность коммутации, когда за счет индуктивностей в цепях питания преобразователя (индуктивности сети или же преобразовательного трансформатора) происходит задержка переключения проводящих фаз.
Оценка погрешности методики на модельном участке сети
В первой главе уже отмечалось, что для систем сельского электроснабжения на напряжении 6 - 10 кВ электрическая сеть практически ненаблюдаемая - известны только параметры режима в центрах питания. Учитывая, что рассматриваемые СЭС преимущественно магистрального вида, когда от одной магистрали получают питание до нескольких десятков потребителей, можно считать, что данной информации совершенно недостаточно для оценки и нормирования потерь электроэнергии.
Формальное вычитание показаний счетчиков потребителей из показания счетчика на головном фидере позволяет зафиксировать только суммарный уровень потерь во всей сети СЭС (с учетом факторов, влияющих на точность таких расчетов, гл.1), но не предоставляет, во-первых, информации о действительных технических потерях в сети; во-вторых, не может служить основой прогнозирования и соответственно нормирования потерь; и, в-третьих, оставляет неизвестными величины потерь электроэнергии по отдельным участкам электрической сети. Между тем, эффективность мероприятий по энергосбережению во многом основывается на достоверности исходной информации. Так, перевес проводов с меньших сечений на большие экономически оправдан только в том случае, если на заменяемом участке всей электропередачи экономия за счет снижения потерь превысить затраты на замену проводов.
Методика распределения потерь электроэнергии в системе электроснабжения по ЛЭП в первом приближении была разработана для систем сельского энергоснабжения напряжением 6 - 10 кВ с ограниченными инструментальными возможностями [69]. Реальное положение таких сетей таково, что единственным источником информации об электропотреблении в них являются электросчетчики. Поэтому на основе идей, изложенных в [23, 48, 49, 52, 68], была предпринята попытка обоснования коэффициентов распределения потерь по линиям электропередачи. При условии использования двухступенчатых графиков электропотребления были получены хорошие результаты: ошибка в расчетах для загруженных участков сети не превышала 7%. Только для участков сети, где общие потери были менее 5%, ошибка достигала 20%.
Однако использованные графики практически редко встречаются в сельских электрических сетях. Поэтому необходимо проверить, насколько точна данная методика в условиях более реальных графиков нагрузки, а также при однородных и разнородных нагрузках, и при необходимости внести коррективы в методику распределения потерь электроэнергии по элементам электрической сети. Ниже инструментальная погрешность не рассматривается, а анализируется именно методическая погрешность, связанная с использованием приближенных формул распределения потерь электроэнергии. Для рассмотрения различных характерных нагрузок использовался прием искусственной генерации ГН (см. ниже). При этом оценка погрешности расчета потерь электроэнергии, определяемых с помощью всех анализируемых в данной работе методик, проводится по вероятности их возникновения 95%. Это делается в связи с тем, что вероятность существования режимов, составляющих оставшиеся 5% настолько мала, что ими можно пренебречь. Для оценки погрешности распределении суммарных потерь электроэнергии по линиям электрической сети в соответствии с положениями методики рассматривался участок сети напряжением 10 кВ, схема замещения которого показана на рис. 4.1. В основу расчетов были положены характерные для сельского потребителя ГН. В узле № 2 рассматривалась работа учебного заведения, в узле № 4 - жилого дома, в узле № 6 - поликлиники, в узле № 8 - универмага, в узле № 9 - столовой. Принятые к расчетам ГН показаны на рис. 4.2. Также для расчетов в узлах потребления были заданы значения номинальных мощностей: i =500 кВт, а в питающем узле сети - значение напряжения (8.8 + J6.6) кВ. В качестве временного интервала был взят период времени Т= 24ч, а именно 12 ступеней по 2 часа продолжительностью. Чтобы рассмотреть достаточное число возможных режимов работы сети, необходимое для определения погрешности методики, создавалось по 10000 вариантов исходных ГН в каждом узле. Число в 10000 было получено экспериментальным путем. Меньшее число анализируемых графиков приводило к нестабильности получаемых результатов, а большее их число значительно увеличивало продолжительность расчетов на ПЭВМ, не влияя на результат оценки погрешности. Графики создавались с помощью генератора случайных чисел путем изменения величины ступени в пределах ±10% в соответствии с законом нормального распределения. Применение данного закона обусловлено результатами исследований, произведенных в [52,81], где было доказано, что при нагрузке сети более 150 кВА ГН подчинены именно нормальному распределению. При создании графиков фиксировались число и ширина ступеней. В результате расчета полученных графиков находились точные значения перетоков и потерь энергии для каждой линии, а также суммарные потери энергии в сети [82]. Определенные таким образом перетоки принимались в качестве показаний счетчиков в узлах потребления и по ним находились долевые коэффициенты к, с помощью которых затем распределялись суммарные потери энергии в сети по ЛЭП в соответствии с методикой. Полученные потери в ЛЭП сравнивались с точными потерями энергии, найденными в результате расчета сети. Таким образом, например, для линии № 4, рис. 4.1, в результате расчета одного из ГН были получены значения перетока энергии в конце линии W%, потерь энергии в ЛЭП AW% и суммарных потерь равные AW% соответственно. Переток W% принимается для этой линии в качестве W[ в формуле (1.4). Л\Уизм распределяются с помощью коэффициентов к по ЛЭП сети по формулам (1.6) и определенные в результате потери в линиях сравниваются с точными значениями sW%. При этом для тупиковых линий учитываются перетоки по концам электропередачи, а для магистральных - суммарные перетоки всех питающихся от них ЛЭП. Относительная погрешность распределения потерь энергии по уровню 95% для рассматриваемого участка сети представлена на рис. 4.3. На нем, для удобства анализа и наглядного представления характера изменения погрешности, последняя показана отдельно для магистральных и тупиковых ЛЭП. Как показывают данные исследований, при применении положений методики к рассматриваемым сетям для распределения суммарных потерь энергии по ЛЭП в условиях нормальных рабочих колебаний мощностей в течение исследуемого периода времени относительная погрешность распределения для некоторых линий сети достигает недопустимых величин (до 20%). Ее среднее значение для магистральных линий составляет 7% при диапазоне изменений от 2 до 12%, для тупиковых - 11.6 % при диапазоне изменений от 3 до 20%. Все это позволяет говорить об ограниченности применения данной методики к таким сетям.
