Содержание к диссертации
Введение
ГЛАВА 1. Анализ методов определения потерь электроэнергии как показателя эффективности работы электрических сетей ... 10
1.1. Общие проблемы определения и прогнозирования структуры потерь электроэнергии в городских распределительных сетях 14
1.2. Обоснование выбора требующих исследования и уточнения составляющих потерь электрической энергии 18
1.3. Обзор литературы о современных методах расчета потерь электроэнергии в электротехнических комплексах 25
1.3.1. Условно-постоянные потери и потери холостого хода трансформаторов 25
1.3.2. Нагрузочные потери в сетях 0,4 кВ 27
1.3.3. Метрологические потери
1.4. Постановка задачи исследований 31
1.5. Методика обработки экспериментальных данных 33
1.6. Выводы 40
ГЛАВА 2. Экспериментальные исследования и разработка математических моделей изменения характеристик оборудования и режимов работы электротехнических комплексов 41
2.1. Экспериментальные исследования мощности потерь холостого хода
трансформаторов 6-10/0,4 кВ с различными сроками эксплуатации 41
2.1.1. Анализ факторов, влияющих на изменение
потерь холостого хода трансформатора 42
2.1.2. Методика проведения экспериментальных исследований 45
2.1.3. Результаты экспериментальных исследований 46
2.1.4. Анализ полученных результатов и разработка математических моделей, описывающих изменение мощности потерь холостого хода трансформаторов в процессе эксплуатации 48
2.2. Экспериментальные исследования графиков электрических нагрузок потребителей городских электрических сетей 55
2.2.1. Методика проведения экспериментальных исследований 56
2.2.2. Результаты экспериментальных исследований 60
2.2.3. Анализ полученных результатов и разработка математических моделей, описывающих графики электрических нагрузок 72
2.3. Экспериментальные исследования систематической погрешности индукционных электросчетчиков с различными сроками эксплуатации 79
2.3.1. Анализ состава электросчетчиков потребителей 81
2.3.2. Анализ факторов, влияющих на изменение систематической погрешности индукционных электросчетчиков 85
2.3.3. Методика проведения экспериментальных исследований 87
2.3.4. Результаты экспериментальных исследований 88
2.3.5. Анализ полученных результатов и разработка математических моделей, описывающих изменение систематической погрешности электросчетчика в процессе эксплуатации при различных нагрузках 89
2.4. Выводы 100
ГЛАВА 3. Разработка методов оценки и прогнозирования энергетической эффективности работы электротехнических комплексов городских распределительных сетей 101
3.1. Метод оценки и прогнозирования энергетической эффективности работы силовых трансформаторов 101
3.1.1. Разработка метода расчета мощности потерь холостого хода силовых трансформаторов с различными сроками эксплуатации 101
3.1.2. Оценка предложенного метода расчета 105
3.2. Метод определения показателей суточных графиков нагрузки характерных потребителей городских распределительных сетей 0,4 кВ 108
3.2.1. Оценка точности определения показателей суточных графиков нагрузки 109
3.2.2. Разработка метода построения графика нагрузки фидера электрической сети и определения его основных показателей 111
3.3. Метод оценки и прогнозированеия энергетической эффективности систем учета электроэнергии с индукционными электросчетчиками 117
3.3.1. Корректировка математических моделей зависимости систематической погрешности индукционных счетчиков от срока эксплуатации 118
3.3.2. Разработка метода расчета систематической погрешности индукционного счетчика или группы электросчетчиков 119
3.4. Выводы 122
ГЛАВА 4. Практическое применение разработанных методов при определении характеристик оборудования и режимов работы электротехнических комплексов 123
4.1. Применение метода расчета мощности потерь холостого хода 123
4.2. Применение метода расчета показателей суточных графиков нагрузки 125
4.2.1. Повышение точности расчета потерь электроэнергии за счет уточнения значений коэффициентов формы и реактивной мощности 126
4.2.2. Метод определения отпуска электроэнергии в фидер городской подстанции 129
4.3. Применение метода расчета систематической погрешности индукционных счетчиков 134
4.4. Комплексное применение предложенных методов расчета при оценке и планировании мероприятий по повышению энергетической эффективности 136
4.5. Выводы 137
Заключение 139
Список литературы
- Обоснование выбора требующих исследования и уточнения составляющих потерь электрической энергии
- Постановка задачи исследований
- Экспериментальные исследования графиков электрических нагрузок потребителей городских электрических сетей
- Разработка метода расчета мощности потерь холостого хода силовых трансформаторов с различными сроками эксплуатации
Введение к работе
Актуальность работы. Особое внимание в настоящее время уделяется вопросам энергосбережения, энергетической эффективности и экономии топливно-энергетических ресурсов, что подтверждается нормативными документами, в том числе и действующим федеральным законом «Об энергосбережении и повышении энергетической эффективности».
Разработка методов оценки и прогнозирования энергетической эффективности работы электротехнических комплексов (ЭТК) городских распределительных сетей (ГРС) является актуальной задачей, решение которой, прежде всего, связано с уточнением значений основных составляющих потерь электроэнергии (ПЭ) и направлено на решение проблем оценки и прогнозирования структуры ПЭ как основного показателя энергетической эффективности. Рациональная и эффективная эксплуатация ЭТК ГРС невозможна без четкого представления о структуре и количественных показателях составляющих нормативных и сверхнормативных потерь.
Существующие методы оценки энергетической эффективности работы ЭТК городских распределительных сетей не учитывают изменений характеристик оборудования в процессе эксплуатации и общего низкого уровня информационной обеспеченности электрических сетей напряжением 6-10 кВ и 0,4 кВ, что приводит к необъективным результатам оценок.
В ЭТК ГРС основными составляющими полных ПЭ, значение которых определяется расчетным путем и требует повышения точности расчета, являются условно-постоянные потери в силовых трансформаторах (СТ), нагрузочные потери в линиях 0,4 кВ и метрологические потери, обусловленные систематической погрешностью системы учета электроэнергии.
В настоящее время срок эксплуатации значительной части силовых трансформаторов ГРС с высшим напряжением 6-10 кВ превышает 25-30 лет, а фактические значения мощности потерь холостого хода (МПХХ) существенно отличаются от паспортных значений. Действующие методики расчета ПЭ не учитывают срок эксплуатации СТ, что приводит к погрешности расчета.
При низком уровне мониторинга состояния ЭТК ГРС значительные проблемы расчета нагрузочных потерь электроэнергии связаны с отсутствием исходной информации о параметрах оборудования и режимах работы сетей 0,4 кВ. Это объясняется отсутствием приборов учета на питающих фидерах 0,4 кВ городских подстанций и, как следствие, отсутствием данных о графиках нагрузки и их показателях, используемых в расчетах.
Получение достоверных данных о структуре полных потерь электроэнергии, необходимых для прогнозирования и обоснованного планирования мероприятий по повышению эффективности работы ГРС, невозможно без оценки реального значения метрологических потерь, обусловленных не допустимой, а действительной погрешностью системы учета, большую часть которой, как правило, составляет систематическая погрешность индукционных электросчетчиков (СПИЭ). Действующие методики расчета СПИЭ не учитывают изменений характеристик индукционных электросчетчиков в процессе эксплуатации.
Анализ научно-технической литературы, методик и методов расчета, а также практика проведения работ по расчету потерь электроэнергии в ЭТК ГРС показали недостаточную проработанность проблем, связанных с получением достоверных данных о величине и структуре потерь.
Целью работы является разработка методов оценки и прогнозирования энергетической эффективности электротехнических комплексов городских распределительных сетей, обеспечивающих уточнение расчетных значений потерь электроэнергии как показателя энергетической эффективности в условиях изменяющихся характеристик оборудования при низком уровне информационной обеспеченности.
Поставленная цель достигается путем комплексного подхода к решению проблемы повышения точности расчета трех наиболее значимых составляющих полных потерь электроэнергии в ЭТК ГРС (условно-постоянных потерь в СТ с различными сроками эксплуатации, нагрузочных потерь в сетях 0,4 кВ, метрологических потерь) с учетом влияющих факторов.
Для достижения поставленной цели в диссертационной работе решались задачи, перечисленные ниже.
1) Экспериментальные исследования МПХХ СТ с разными сроками
эксплуатации и статистическая обработка полученных результатов с целью
выявления факторов, оказывающих наибольшее влияние на изменение МПХХ.
2) Разработка метода расчета мощности потерь холостого хода силовых
трансформаторов с длительными сроками эксплуатации на основе
математических моделей изменения МПХХ СТ.
3) Экспериментальные исследования графиков нагрузки характерных
групп потребителей и анализ изменения потребления электроэнергии за
различные временные периоды с целью оценки влияния состава потребителей
на показатели графиков и общие закономерности электропотребления.
-
Разработка метода расчета значений показателей графиков нагрузки на основе математических моделей, описывающих графики нагрузки.
-
Экспериментальные исследования изменения СПИЭ в зависимости от срока эксплуатации и нагрузки.
6) Разработка метода определения СПИЭ в зависимости от срока
эксплуатации и нагрузки на основе математических моделей изменения СПИЭ.
Методы исследования. В работе использовались теоретические положения электротехники, связанные с процессами передачи и распределения электроэнергии в электрических сетях.
Теоретические исследования проводилось с использованием приемов математической статистики, корреляционного, регрессионного и дисперсионного анализа, а также методов вычислительной математики.
Экспериментальные исследования проводились на действующем оборудовании ЭТК ГРС (полевые исследования) и в лабораториях электрических сетей города Иванова и районных центров Ивановской области.
Обработка результатов исследований проводилась с использованием программных продуктов Microsoft Excel 2007, STATISTICA 6 и сертифицированного специализированного программного комплекса (СПК) EnergyCS.
Достоверность результатов работы подтверждается результатами расчетов ПЭ в ЭТК ГРС Ивановской, Вологодской и Ярославской областей, корректным применением методов математической статистики, а также результатами дополнительных экспериментальных исследований.
Научная новизна работы. Основные научные результаты, полученные впервые и защищаемые автором, заключаются в следующем:
1. Методология оценки энергетической эффективности СТ ЭТК ГРС:
-разработан метод расчета МПХХ группы СТ с различными сроками
эксплуатации на основе математической модели изменения МПХХ СТ с высшим напряжением 6-10 кВ в зависимости от срока эксплуатации.
2. Методология оценки энергетической эффективности работы
распределительных сетей 0,4 кВ ЭТК ГРС:
- получены значения коэффициентов формы графиков активной нагрузки
для рабочих (кф =1,06-1,08) и нерабочих (кф = 1,05-1,06) дней недели для
бытовых потребителей электроэнергии городских распределительных сетей;
- установлен диапазон изменения значения коэффициента реактивной
мощности нагрузки бытовых потребителей tg
среднесуточном значении tgcpcp = 0,35;
- разработаны методы определения показателей суточных графиков
нагрузки и потребления электроэнергии за различные временные периоды
разными группами бытовых потребителей и объектами городской
инфраструктуры на основе математических моделей.
3. Методология оценки энергетической эффективности систем учета
электроэнергии с индукционными электросчетчиками в ЭТК ГРС:
- разработан метод расчета СПИЭ с различными сроками эксплуатации,
работающих при различных нагрузках, на основе математических моделей
изменения СПИЭ в процессе эксплуатации.
Практическая ценность работы. Разработанные математические модели и методы позволяют повысить точность расчетов МПХХ силовых трансформаторов, значений показателей графиков электрических нагрузок и значений СПИЭ, что при низком уровне мониторинга состояния оборудования и режимов работы ЭТК ГРС дает возможность получать объективные данные о величине и структуре потерь электроэнергии, корректно решать проблемы оценки и прогнозирования энергетической эффективности работы ЭТК распределительных сетей (PC) и обоснованно планировать мероприятия по энергосбережению и рациональной эксплуатации.
На основании полученных результатов разработаны рекомендации по внесению изменений в существующие нормативные документы.
Предложенный метод расчета МПХХ СТ внедрен в СПК EnergyCS.
На защиту выносятся следующие основные положения и результаты:
1. Метод и алгоритм расчета МПХХ силовых трансформаторов 6-10 кВ с
различными сроками эксплуатации.
2. Метод и алгоритм определения показателей суточных графиков
активной нагрузки различных групп потребителей ГРС. Значения основных
показателей графиков нагрузки для различных групп бытовых потребителей
электроэнергии ГРС: коэффициентов формы графиков активной нагрузки и коэффициента реактивной мощности.
3. Метод и алгоритм расчета СПИЭ с различными сроками эксплуатации, работающих при различных нагрузках.
Апробация работы. Основные положения и результаты диссертационной работы обсуждались на: Всероссийской конференции «Неделя науки СПбГПУ» (Россия, Санкт-Петербург, 2009-2011 гг.); региональной научно-технической конференции студентов и аспирантов «Электроэнергетика» (Россия, Иваново, 2006-2007 гг.); международной молодежной конференции «Тинчуринские чтения» (Россия, Казань, 2010 г.); международной научно-технической конференции студентов и аспирантов «Радиоэлектроника, электротехника и энергетика» (Россия, Москва, 2007 г.); международной научно-технической конференции «XIV Бенардосовские чтения» (Россия, Иваново, 2007 г.); межрегиональной конференции «Комплексные решения Группы компаний CSoft для задач проектирования и эксплуатации систем электроснабжения и автоматики» (Россия, Иваново, 2009).
Публикации по теме работы. По материалам диссертации опубликовано 20 работ, в том числе 5 - в изданиях, включенных в перечень ВАК.
Объем и структура диссертации. Диссертационная работа состоит из введения, четырех глав, заключения, списка литературы и приложений. Общий объем составляет 170 страниц, в том числе 142 страницы основного текста, 39 рисунков, 34 таблицы, список литературы из 102 наименований и 4 приложения.
Обоснование выбора требующих исследования и уточнения составляющих потерь электрической энергии
Долгое время расчет потерь электрической энергии и, прежде всего, НТПЭ сводился к расчету технических потерь в основном оборудовании электрических сетей: ЛЭП и СТ [3, 4, 32, 33]. О том, что в НТПЭ необходимо учитывать все разнообразие потерь в сети, говорили не только ученые, но и специалисты, занимающиеся проблемами расчета и нормирования потерь в электрических сетях [34, 35, 36]. Однако потери в различных видах оборудования ГРС, за исключением потерь в СТ, составляют лишь незначительную часть (не более 3 %) технологических потерь (табл. 1.1 и табл. 1.2) и определяются однозначно по удельным характеристикам.
Доля потерь холостого хода силовых трансформаторов в общей структуре потерь достигает 23 % (табл. 1.1 и 1.2), при этом как в вышедших из употребления методиках [3, 4, 33], так и в действующей методике [10] нет конкретных рекомендаций по используемому в расчетах значению потерь. В [10, стр. 13] предлагается использовать в расчетах паспортное значение потерь:
"Потери электроэнергии холостого хода (XX) в силовом трансформаторе (автотрансформаторе) определяются на основе приведенных в паспортных данных оборудования потерь мощности холостого хода АРХХ по формуле: ( и V AWXX=APXX гр, - - , (1.1) =1 V «ом ) где ТРі - число часов работы оборудования в г -м режиме; Uj - напряжение на оборудовании в г -м режиме; UH0M - номинальное напряжение оборудования." Опыт эксплуатации трансформаторов показывает, что МПХХ трансформаторов изменяется в процессе эксплуатации, об этом свидетельствуют и результаты исследований изменения МПХХ трансформаторов в процессе эксплуатации [37, 38, 39], косвенно это подтверждают и положения Методики [10].
Однако в [37, 38, 39] приводятся результаты исследований либо ограниченного числа трансформаторов, либо трансформаторов класса, не соответствующего классу трансформаторов ЭТК ГРС. В [10] для определения МПХХ рекомендуется проведение измерений, что нереально для ГРС, где количество трансформаторов исчисляется сотнями и даже тысячами.
В этих условиях особое значение приобретает решение задачи определения средних паспортных значений МПХХ трансформаторов по типам и группам на момент проведения расчетов на основе средних справочных данных и срока эксплуатации СТ. Эта задача является одной из задач, решаемых в настоящей работе.
В разделе 1.1 было показано, что основной проблемой расчета нагрузочных потерь электрической энергии в сетях 0,4 кВ является низкая информационная обеспеченность расчетов. Поэтому такие расчеты являются одной из наиболее технически сложных задач в решении общей проблемы оценки энергетической эффективности.
Для расчета нагрузочных потерь в сети 0,4 кВ современные нормативные документы [ 10] допускают использование методов оценки потерь электроэнергии по характеристикам сети, не связанным с реальными схемами сети и режимами ее работы: - оценка потерь электроэнергии на основе зависимостей потерь от обобщенной информации о схемах и нагрузках сети; - расчет потерь электроэнергии в линиях 0,38 кВ в зависимости от величины падения напряжения. Эти методы не могут рассматриваться как методы, обеспечивающие необходимую точность и достоверность полученного результата, поскольку построены без учета реальных законов электротехники, необоснованы и работают на получение заранее заданного результата.
Расчет потерь электрической энергии в сетях 0,4 кВ может быть выполнен обоснованно при условии использования методик, учитывающих законы физики и электротехники. Такая работа по расчетам потерь представляется реальной при наличии достоверных данных о схеме сети и о режимах ее работы.
Наиболее целесообразным считается применение для расчетов метода средних нагрузок [40, 41, 42, 43, 44, 45, 46], который, с одной стороны, может обеспечить высокую точность результата расчета, а с другой стороны, требует для своей реализации минимум информации. В городских распределительных электрических сетях 0,4 кВ даже при наличии данных по схемам сетей, как правило, неизвестны графики потребления активной и реактивной мощности. В случае отсутствия этих данных необходимые для расчетов значения коэффициента формы графика и коэффициента реактивной мощности рекомендуется принимать кф =1,15-1,33 и tg p = 0,6 [10,40,41,42].
Эти значения далеки от реальных: они существенно завышены как для кф, так и для tg(p. Например, по оценкам [43], 0 = 1,02-1,05, а по оценкам [47], не превышает значения кф = 1,15.
Значения tg p для многих потребителей с чисто осветительной нагрузкой не превышает значения tgq = Q,\5 [48, 49]. Коэффициент реактивной мощности линий питания жилых домов без лифтов не превышает значения tg p = 0,2, лифтовой нагрузки - tgcp = 0,45, и только для хозяйственных насосов, вентиляционных установок и другой бытовой двигательной нагрузки tg(p = Q,6 [47].
Возникает задача определения графиков электрических нагрузок для характерных потребителей электроэнергии ГРС, по которым могут быть определены реальные показатели этих графиков, используемые в расчетах по одному из наиболее точных методов расчета потерь - методу средних нагрузок. Программное обеспечение расчетов (в том числе сертифицированное) в настоящее время уже имеется [50, 51, 52] и успешно используется при расчете потерь электрической энергии, оценке показателей энергетической эффективности работы распределительных сетей и разработке мероприятий по энергосбережению и повышению энергетической эффективности.
Постановка задачи исследований
Задача расчета переменных потерь электроэнергии в городских электрических сетях является одной из самых сложных. Сложность расчета переменных потерь электроэнергии в городских электрических сетях определяется: - огромным числом элементов основной сети; - неопределенностью параметров оборудования, обусловленной недостатками исторически сложившегося подхода к паспортизации; - практически полным отсутствием регистрации параметров режима, исключая регистрацию отпуска активной энергии в сеть и ее потребления счетчиками индивидуальных абонентов. Все это приводит к необходимости решения задачи в условиях неопределенности исходной информации, что связано с низким уровнем мониторинга характеристик оборудования и параметров режима.
Для упрощения решения поставленной задачи предложено исходить из идеального предположения о том, что схема и параметры сети точно известны. В этом случае по общепринятым методикам расчета следует определить параметры режима работы сети. Следующий шаг упрощения этой задачи - нахождение параметров режима работы сети, необходимых для расчета. Все методики расчета нагрузочных потерь электроэнергии, претендующие на точность результата и рекомендуемые нормативными документами, предусматривают использование в расчетах коэффициента формы кфРЕАЛ и коэффициента реактивной мощности tg pPEAJl графика нагрузки на головном участке сети.
При решении задачи определения достоверных значений коэффициентов кфРЕАЛ и tgVpEAn необходимо соблюдать следующие условия: - точность определения коэффициентов для конкретных потребителей; - возможность определения коэффициентов для группы различных потребителей электроэнергии с использованием реальных графиков нагрузки. Для выполнения этих требований в городских электрических сетях в каждом конкретном случае всегда не хватает фактического исходного материала. Поставленная задача решалась путем получения графиков электропотребления характерных групп потребителей ГРС с целью: - определения кфРЕЛЛ характерных потребителей электроэнергии; - определения tg pPE/UI характерных потребителей электроэнергии; - определения графика нагрузки фидера подстанции с произвольным набором характерных для сети потребителей электроэнергии.
В соответствии с общепринятой нормативной Методикой расчета технических потерь электроэнергии в электрических сетях [10], при проведении расчетов переменных потерь электроэнергии предпочтение отдается точным методам, основанным на расчетах режима работы сети. К таким методам в [10] отнесены метод расчетных суток и метод средних нагрузок, где основными являются данные о коэффициенте формы графика суммарной нагрузки сети кф за расчетный интервал времени Т, квадрат которого определяется по формуле m kl=Y,P?btJ{PlT), (2.3) где Р, - значение нагрузки на г -й ступени графика продолжительностью At, час; т - число ступеней графика на расчетном интервале; Рср - средняя нагрузка сети за расчетный интервал.
Правила эксплуатации систем электроснабжения городов не предусматривают регистрации графиков нагрузки, поэтому в практике расчетов используются либо данные о средних по сети значениях кф [10, 43], либо справочные значения [47]. В Методике расчета [10] при отсутствии данных о коэффициенте формы графика кф его рекомендуется определять расчетным путем \ + 2к по формуле к\ = -, где к3 =0,5. Зк3 В результате расчетов по рекомендациям [10] значение коэффициента формы кф=1,\5 (А =1,33). В соответствии с [43] и [47], это значение составляет # =1,04-1,14 (А =1,08-1,30). Долгое время рекомендовалось использовать значение А =1,33 (АД =1,67) [9]. А в соответствии с рекомендациями [43], для городской подстанции предлагалось использовать значение кф =1,15 [кф = 1,33) без указания состава потребителей. Это означает, что расчетные значения потерь электроэнергии (пропорциональные значению к2ф), рассчитанные в соответствии с рекомендациями и данными [9, 10, 43, 47], отличаются друг от друга в 1,67/1,08 = 1,54 раза, что не позволяет говорить о точности расчетов и ставит результат расчета в зависимость от желаний исполнителя. При отсутствии данных о графиках реактивной мощности существующие правила [10] в расчетах рекомендуют использовать значение коэффициента реактивной мощности tg p = 0,6, которое, как правило, значительно большее реального [43, 85, 86].
Экспериментальные исследования графиков электрических нагрузок потребителей городских электрических сетей
Зависимость W m = f(n) получена в соответствии с принципами, изложенными выше. Проведенные исследования графиков электрических нагрузок электрических сетей городов позволили получить фактический материал для проведения анализа условий передачи электроэнергии промышленным и бытовым потребителям и условий потребления электроэнергии в этих сетях.
В результате проведенного анализа установлено: 1. Бытовые потребители электроэнергии городов могут быть классифицированы по характеру электропотребления. Такая классификация позволяет разделить всех потребителей электроэнергии на группы, со схожими графиками нагрузки: - потребители малоэтажной застройки частного сектора; - потребители многоэтажной застройки частного сектора; - потребители инфраструктуры городов. 2. Характеристики электропотребления в рабочие и нерабочие дни недели для конкретных групп потребителей отличаются друг от друга. 3. Рекомендуемые современной нормативной документацией значения коэффициента формы и коэффициента реактивной мощности графиков электрических нагрузок бытовых потребителей значительно выше реальных значений. Это приводит к завышению расчетного значения нагрузочных потерь в электрических сетях 0,4 кВ. 4. Для всех выделенных групп бытовых потребителей получены математические модели, описывающие суточные графики электрических нагрузок. Полученные результаты позволяют провести разработку метода определения графика фидера (подстанции) электрической сети расчетным путем.
До настоящего времени в распределительных электрических сетях электроснабжения городов 6-10 кВ регистрация электроэнергии, в основном у бытовых потребителей, осуществляется индукционными электросчетчиками класса 2,5 несмотря на то, что поверка и установка таких счетчиков запрещена еще в 2001 году. При огромном количестве абонентов (до нескольких десятков тысяч в районных центрах с населением 20-100 тыс. человек; и до нескольких сотен тысяч в областных центрах с населением 0,5-1,0 млн.) до сих пор не представляется возможным провести полную замену таких электросчетчиков на современные индукционные и электронные электросчетчики класса 2,0 и выше. В сетях эксплуатируются электросчетчики, установленные даже в 40-х годах прошлого столетия и не проходившие поверку с момента установки. По самым оптимистичным прогнозам на решение проблемы полной замены индукционных счетчиков класса точности 2,5 при существующих темпах проведения работ может потребоваться еще 20-30 лет.
Общепризнанным является тот факт, что индукционные электросчетчики в процессе эксплуатации накапливают значительную, как правило "минусовую", систематическую погрешность [18, 19, 21, 91, 93, 94], которая определяет недоучет отпущенной потребителям электроэнергии Ш щ .
Этот факт подтверждается результатами испытаний электросчетчиков, работающих в электрических сетях [18, 95], находит отражение в документах РАО ЕЭС [18], Госэнергонадзора [93], Госстандарта РФ [94] и в вариантах методик расчета технологического расхода электроэнергии на ее передачу [7, 12]. Авторы [7, 12], как и многие другие, предлагают связывать величину Ш т со сроком эксплуатации счетчика, но изменение этой погрешности А1 нд рассматривают только в диапазоне межповерочного интервала. Фактически предлагается рассматривать идеальную картину эксплуатации приборов учета электроэнергии в сети, хотя для современного состояния городских электрических сетей характерна ситуация, когда большая часть электросчетчиков по объективным причинам не поверялась со времени установки и работает далеко за пределами МПИ. , когда срок службы По мнению большинства энергетиков, занимающихся проблемами расчета технологических потерь электроэнергии, проблемами оценки и прогнозирования энергетической эффективности работы городских электрических сетей, величину AW HM следует рассматривать исходя из реального положения дел, то есть в условияхэлектросчетчика без поверок Тсл может значительно превышать значение МПИ.
Огромное количество электросчетчиков в сетях определяет актуальность решения задачи получения данных о погрешности tsw m при разных сроках эксплуатации счетчиков Тсл расчетным путем. При подтверждении факта регистрации электроэнергии значительным числом (значительной долей в общем объеме) индукционных электросчетчиков класса 2,5 для решения этой задачи необходимо оценить: - диапазон действия найденной зависимости SW m = f(TCJ!); - влияние типа электросчетчика на систематическую погрешность HW Hn и характер ее изменения во время эксплуатации bW m = f(TCJI).
Разработка метода расчета мощности потерь холостого хода силовых трансформаторов с различными сроками эксплуатации
Расчетные значения кфСР, кфРАСЧ] и кфРАСЧ2 различаются не более чем на 2,5 %, а расхождение квадратов значений коэффициентов СР и кфРАСЧ2 составляет 4,5 %. Это означает, что результаты расчета переменных потерь электроэнергии, полученные с использованием расчетных значений к2фРАСЧ2, будут отличаться от аналогичных результатов расчета с использованием средних значений кфСР не более чем на 4,5 %. То есть, при расчетах потерь электроэнергии с использованием коэффициентов, полученных по разработанным математическим моделям, будет обеспечена необходимая для инженерных расчетов точность.
Вторым критерием корректности определения показателей суточных графиков по разработанным математическим моделям является точность определения энергии.
Энергия рассчитывалась по суточному графику нагрузки для рабочих дней недели потребителей малоэтажной застройки по формулам
В результате расчетов установлено, что для выбранного графика W =24,122, W =23,843 . Различие fVcym] и W составляет 1,2 %.
Проведена оценка точности расчетов показателей графиков нагрузок объектов инфраструктуры города на примере графика универмага. Сравнение, как и для бытовой нагрузки, проводилось по двум критериям: коэффициенту формы графика и суточному расходу электроэнергии.
В соответствии с принципами построения математической модели графика инфраструктуры, а именно, построения двухступенчатого графика, критерий сравнения по суточному расходу электроэнергии выполняется автоматически.
Проведены расчеты коэффициентов формы реального графика нагрузки универмага кфРЕАЛ по формуле (3.1). Проведен расчет коэффициентов формы двухступенчатых графиков кфРАСЧ, заменяющих реальные графики. Графики рабочего дня, заменяющие реальные графики, строились в соответствии с принципами, изложенными в разделе 2.2.2. Ill Графики нерабочего дня для подобных объектов представляют собой прямую линию P{t) = Рмии . Результаты расчета коэффициентов формы графика, полученные по взятому в качестве примера графику нагрузки универмага (рис. 2.16), приведены в табл. 3.5. Расхождение расчетных значений кфРАСЧ и реальных значений кфРЕМ не превышает 1,3 %, а расхождение квадратов значений коэффициентов к2фРАСЧ и КРЕАЛ 2,6 %. Это означает, что результаты расчета переменных потерь электроэнергии, полученные с использованием расчетных значений к2фРАСЧ, будут отличаться от аналогичных результатов расчета с использованием реальных значений к],РЕАЛ не более чем на 2,6 %.
Проведенная оценка точности определения показателей суточных графиков нагрузки показывает, что по разработанным математическим моделям с высокой степенью точности могут быть определены показатели графиков электрических нагрузок бытовых потребителей и объектов инфраструктуры.
Наиболее значимыми, с точки зрения получаемого результата, являются результаты работы в части исследования графиков электрических нагрузок потребителей сети 0,4 кВ городов. Предложенные математические модели графиков электрических нагрузок характерных потребителей городов позволили разработать расчетный метод определения основных показателей графиков, используемых в расчетах нагрузочных потерь и режимов работы сети.
К ним, в первую очередь, могут быть отнесены следующие показатели: - отпуск электроэнергии группе потребителей в течение года Wow (суток "0777 СУТ ) - абсолютный минимум потребления активной мощности в течение года "мин (,СУТОК "мин СУТ )f - абсолютный максимум потребления активной мощности в течение года "МАКС (СУТОК "МАКС СУТ) - время использования максимальной нагрузки мощности в течение года Тм (суток ТМСУТ). В главе 2 показано, что коэффициент реактивной мощности в расчетах должен представляться фиксированным значением tg p = 0,35. В разделе 3.2.1 показан способ определения коэффициента формы графика расчетным путем. В том случае, если потребители фидера сети представляют собой бытовых потребителей одной группы, например группы малоэтажной застройки, суточный график фидера в относительных единицах будет описываться выражением Р (/) = а/ + а/ + а/ + а/ + а,/ + а0. (3.2) Расчет коэффициента формы реального графика фидера кф может быть проведен по выражению (3.1) по графику нагрузки фидера в относительных единицах (3.2), поскольку кф - величина безразмерная. Например, для малоэтажной застройки в рабочие дни недели по выражению м 860740-0,3157357 + 0,117312f2-0,015229 ]+0,000819/4-0,000015г5)2-ofr фРАСЧ 1 т т 1 / — fo,860740-0,315735? + 0,U7312r-0,01522973+0,000819r4 -0,000015/ dt ті Координаты экстремумов определяются по первой производной выражения Р (0 [88, 89, 90]: dP /,t = 5а/ + 4а/ + За/ + 2a2t + а,Ц.24 (3.3) dt J 5 путем решения уравнения 113 5a/ + 4a/ + За/ + 2a2t + а{=Ц .и . (3.4) Корни уравнения (3.4) и будут представлять собой координаты экстремумов. При этом нет необходимости в определении второй производной выражения P (t), поскольку последовательность экстремумов известна (глава 2).
