Методы расчета потерь электроэнергии в эл сетях

В настоящее время существует большое кол-во методов.

Выбор подходящего метода зависит от цели расчёта, от наличия исх. данных, их достоверности, от доступности их получения.

Информация используемая для определения потерь:

1)Детерминированная

2)Условно-определённая

3)Неопределённая

Все методы расчёта могут разделяться на две группы:

-детерминированные;

-вероятностно-статистические.

Детерминированные:

1.Расчёт по графику нагрузки ветви. (исх. данные: годовые графики акт. и реакт. нагрузки ветвипо прод-ти и параметры эл. сети. Для каждой i-ой ступени граф. нагр. прод-ю ∆ti опред-ся потери акт. эн., затем опред-ся годовые потери э/эн. в эл. сети. «+» метода-высокая точность, «-«-много инф-ии о гр. нагрузки.)

2. По времени наибольших потерь (τмах). (в этом методе реальный режим замещается режимом с max потерями в сети длительностью τмах. Этот метод строго обоснован для одного участка сети с типовым годовым графиком потока мощности по участку. Величина τмах опред-ся графически. В этом методе конфигурация графиков акт. и реакт. мощностей однородны (Cosφ=const))

3. Метод τр и τq. (Для снижения погрешностей при опред. потерь э/эн. по методу τмах, кот. не учитывает динмику изменения Cosφ и возможное несовпадение max акт. и реакт. нагрузки по времени применяют ф-лу: , где -составляющие потерь акт. мощности от протекания акт. и реакт. мощностей соответственно; - время потерь от протекания акт. и реакт. мощностей.)

4. Метод средних нагрузок. (При известных за расчётный период акт. и реакт. нагрузках узлов расчёт потерь э/эн.м.б. проведён по средним нагрузкам узлов. Средн. нагрузка каждого узла опред-ся по показаниям счётчиков как отношение эн., потреблённой узлом, к величине расчётного периода.)

5. Метод 2-х τ (Этот метод разработан для снижения погрешности из-за неучёта внутрисуточной неоднородности графиков нагрузки. Для определения потерь э/эн. сначала нужно рассчитать режимы max иmin нагрузок, на суточном грфике по прод-ти, выделяют 2 части соответств-ие этим режимам. Потери э/эн. за расчётный период: )

6.Расчёт для характерных суток.

7.Расчёт для характерных режимов.(Суть метода в замене реального процесса изменения нагрузок эл-ов сети за расчётный период несколькими хар-ми режимами.)

Вероятностно-статистические:

1.Регрессионный анализ.(использует статическую связь потерь э/эн. с обобщёнными параметрами эл. сетей и графиков нагрузок)

2.Факторный анализ.

8, 34. Показатели качества э/э.

Предъявл ко всем сетям. Несоблюдение допускается только в экстремальных случаях (стихийные бедствия, война). Min время контроля ПКЭ 24 часа, а рекомендуемое – 7 суток. По многим ПКЭ уст-ся 2 норматива: нормально допустимые и предельно доп-е.

Виды ПКЭ:

1. установившееся отклонение напряжения dU_у, % (5/10);

2. размах изменения напряжения

3. доза фликера (кратковремменная и длительная)

4. коэф искажения синусоид-ти напряжения k_и,%;

5. коэф n-ой гармонической составляющей k_и(n)

6. коэф несимм-и напряжения по нулевой послед-ти k_2U,%

7. коэф несимм-и напряга по обратной послед-ти

8. отклонение частоты Df (±0.2/±0.4)

9. длительный провал напряга Dt_n,c (-/30)

10. импульсное напряжение

коэф временного перенапряжения, k_перен, о.е.

7, КПД КПД оборудования установки оценивается: , где Эп.исп.-кол-во полезно исп. эн., Эп-кол-во подведённой эн. к установке.

При исп-ии неск-х видов э/носителей, суммарн. КПД опред-ся: , где ηi-энергетич. КПД для данног вида э/носителя, аi-доля данного э/носителя в общем объёме. Экономия э/эн. при повышении КПД насосн. агрегата от при КПД ЭД: .

Дата добавления: 2015-06-27