Фурсанов М.И. Жерко О.А. Расчет и анализ режимов и потерь электроэнергии в разомкнутых электрических сетях 6-330 кВ - файл n1.doc

приобрести
Фурсанов М.И. Жерко О.А. Расчет и анализ режимов и потерь электроэнергии в разомкнутых электрических сетях 6-330 кВ
скачать (205 kb.)
Доступные файлы (1):

n1.doc

205kb.

08.09.2012 21:50

скачать

---

Смотрите также:
• Железко Ю.С., Артемьев А.В., Савченко О.В. Расчет, анализ и нормирование потерь электроэнергии в электрических сетях: Руководство для практических расчетов (Документ)
• Железко Ю.С. Инструкция по нормированию, анализу и снижению потерь электроэнергии в электрических сетях энергоснабжающих организаций (Документ)
• Воротницкий В.Э, Калинкина М.А. Расчет, нормирование и снижение потерь электроэнергии в электрических сетях (Документ)
• Мещеряков И.И. Электрический расчет разомкнутой электрической сети по допустимой потере напряжения (Документ)
• Красник В.В. 102 способа хищения электроэнергии (Документ)
• Идельчик В.И. Расчеты и оптимизация режимов электрических сетей и систем (Документ)
• Воротницкий В.Э. Потери электроэнергии в электрических сетях: анализ и опыт снижения (Документ)
• Фадеев Г.А. Электрические системы и сети (Документ)
• Кочкин В.И. Нечаев О.П. Применение статических компенсаторов реактивной мощности в электрических сетях энергосистем и предприятий (Документ)
• Практическая работа - Расчет высоты дымовой трубы (Лабораторная работа)
• Азаров В.С. Передача и распределение электроэнергии в примерах и решениях (Документ)
• Иванов В.С., Соколов В.И. Режимы потребления и качество электроэнергии систем электроснабжения промышленных предприятий (Документ)

n1.doc

Министерство образования Республики Беларусь

БЕЛОРУССКАЯ ГОСУДАРСТВЕННАЯ ПОЛИТЕХНИЧЕСКАЯ АКАДЕМИЯ


Кафедра “Электрические системы”


М.И. Фурсанов

О.А. Жерко

РАСЧЕТ И АНАЛИЗ РЕЖИМОВ И ПОТЕРЬ ЭЛЕКТРОЭНЕРГИИ В РАЗОМКНУТЫХ ЭЛЕКТРИЧЕСКИХ СЕТЯХ 6-330 КВ


Учебно-методическое пособие

по разделу дисциплин “Электрические системы и сети”,

“Автоматизация электрических сетей”,

“Оптимизация режимов энергосистем”,

“Основы эксплуатации энергосистем”,

“Энергосбережение в энергосистемах”


Минск 2001

УДК 621.311.017

Фурсанов М.И., Жерко О.А. Расчет и анализ режимов и потерь электроэнергии в разомкнутых электрических сетях 6-330 кВ : Учебно-метод. пособие по разделу курсов “Электрические системы и сети”, “Автоматизация электрических сетей”, “Оптимизация режимов энергосистем”, “Основы эксплуатации энергосистем”. Мн.: БГПА, 2001.-34 с.
Разработаны и реализованы идеология, алгоритмы и программы для расчета и анализа режимов и потерь электроэнергии в разомкнутых электрических сетях 6-330 кВ, ориентированные на различные варианты использования топологических и режимных данных.

Пособие предназначено для студентов электроэнергетических специальностей вузов. Оно может быть полезно также инженерам и аспирантам для углубления и расширения их знаний по современным методам расчета и анализа режимов и потерь электроэнергии в разомкнутых электрических сетях энергосистем.


Учебное издание
ФУРСАНОВ Михаил Иванович

ЖЕРКО Олег Александрович
РАСЧЕТ И АНАЛИЗ РЕЖИМОВ И ПОТЕРЬ ЭЛЕКТРОЭНЕРГИИ В РАЗОМКНУТЫХ ЭЛЕКТРИЧЕСКИХ СЕТЯХ 6-330 КВ
Учебно-методическое пособие

для студентов электроэнергетических специальностей вузов


Рецензенты:

проф. В.Т. Федин,

доц. Г.А. Фадеева


 Фурсанов М.И., Жерко О.А., 2001

Введение

Разомкнутые электрические сети 35 кВ и выше занимают промежуточные положения между распределительными сетями 6–20 кВ и замкнутыми сетями высокого напряжения. По конфигурации они подобны сетям 6–20 кВ, но значительно менее разветвлены и более протяженны: суммарная длина участка сети 35 кВ и выше до точки подключения к замкнутой сети достигает ста и более километров. С точки зрения режимной информации данная группа сетей достаточно обеспечена и больше примыкает к замкнутым электрическим сетям.

Указанные специфические особенности разомкнутых электрических сетей 35 кВ и выше указывают на то, что в принципе в этих сетях могут применяться методологии расчета потерь электроэнергии, разработанные как для распределительных сетей 6–20 кВ, так и для замкнутых сетей. Однако при расчете разомкнутых сетей 35 кВ и выше с использованием их эквивалентирования (как в распределительных сетях 6–20 кВ) может теряться требуемая точность расчета. При оценке режимов разомкнутых сетей 35 кВ и выше по программам расчета замкнутых электрических сетей часто возникает проблема обеспечения сходимости расчетов.

Поэтому представляется целесообразным для разомкнутых электрических сетей 35 кВ и выше иметь собственную идеологию расчетов режимов и потерь электроэнергии, ориентированную на различные варианты использования имеющихся топологических и режимных данных. Например, при наличии режимной информации по головным участкам линий 35 кВ и выше может быть осуществлено эквивалентирование электрических сетей и расчет потерь электроэнергии с использованием обобщенных эквивалентных сопротивлений. При наличии графиков нагрузок по понижающим трансформаторным подстанциям 35/10(6) кВ появляется возможность определять потери электроэнергии за характерные сутки и распространять полученные результаты на рассматриваемый период времени (используются различные модификации метода характерных суток, метод времени потерь, средних нагрузок и т.д.). При этом во всех случаях необходимо уметь рассчитывать режимы разомкнутых электрических сетей 35 кВ и выше с различными ступенями трансформации. Базовые положения методики и программное обеспечение по расчету режимов разомкнутых электрических сетей 6-330 кВ и потерь электроэнергии в них на основе сетевых эквивалентов изложены ниже.

1. Назначение и краткое описание пакета REGIMR
Пакет прикладных программ REGIMR разработан в БГПА (Республика Беларусь, г. Минск, кафедра “Электрические системы”) и предназначен для оценки и анализа режимов и потерь электроэнергии в разомкнутых электрических сетях 6-330 кВ. В состав пакета входит четыре базовые программы:

• 
  R330 расчета и анализа режимов и обобщенных эквивалентных сопротивлений разомкнутых электрических сетей 6-330 кВ;
  
• 
  REKVIS расчета обобщенных эквивалентных сопротивлений электрических сетей;
  
• 
  TERASM точечной оценки потерь электроэнергии в электрических сетях;
  
• 
  TERAS расчета величины, погрешностей и доверительных интервалов потерь электроэнергии в электрических сетях.
  

В основу расчета режима положена итерационная процедура, в основу расчета потерь – представление сети каждого номинального напряжения в виде двух эквивалентов (обобщенных эквивалентных сопротивлений линейных и трансформаторных участков сети).

Программы комплекса написаны на алгоритмическом языке DELPHI с элементами объектно-ориентированного программирования.

Максимальный объем рассчитываемой схемы не ограничен и зависит только от размера физической оперативной памяти (ОЗУ). Весь комплекс программ занимает порядка 2 мегабайт на жестком диске (HDD).
2. Программа R330 расчета режимов и обобщенных эквивалентных сопротивлений разомкнутых электрических сетей 6-330 кВ
2.1. R330. Назначение и краткая характеристика программы
Программа предназначена для оценки и анализа режимов и обобщенных эквивалентных сопротивлений разомкнутых электрических сетей 6-330 кВ. Предусмотрен одновременный расчет сетей различных номинальных напряжений - 6, 10, 20, 35, 110, 150, 220 и 330 кВ без приведения сопротивлений линий и трансформаторов к одной ступени напряжения.

В качестве исходной информации (рис. 2.1а) принята структура данных, аналогичная используемой в настоящее время в программах расчета замкнутых электрических сетей (RASTR, K&T и др.).

Результаты расчета по программе выдаются по каждому номинальному напряжению отдельно. В них включены традиционные результаты расчета по участкам (начала и концы ветвей, потоки активной и реактивной мощности в начале и конце участков, нагрузочные потери мощности в именованных и относительных единицах, потери на корону) и узлам сети (узел, модуль напряжения и угол, активные и реактивные нагрузки, генерация активной и реактивной мощности и потери холостого хода).

Кроме того, печатаются суммарные потери мощности и их структура, а также обобщенные эквивалентные сопротивления линий и трансформаторов. Последние определяются по отношению к различным потокам мощности - потокам на данном номинальном напряжении и по отношению к потокам всех номинальных напряжений более высокого порядка.


2.2 R330. Общие положения расчета режима
Расчеты режимов разомкнутых электрических сетей 6-330 кВ выполняются, как правило, при заданных : напряжении источника питания и постоянных значениях нагрузок на стороне низшего напряжения понижающих потребительских подстанций. Именно такой способ задания наиболее отвечает условиям эксплуатации и характерен для рассматриваемых электрических сетей.

Режим разомкнутой электрической сети при задании указанных режимных параметров рассчитывается обычно в "два этапа". На первом этапе (снизу вверх) определяются потоки и потери мощности в линиях и трансформаторах от нагрузок до источника питания. На втором этапе (сверху вниз) вычисляются напряжения в узлах от источника питания до нагрузок. Процедура повторяется до получения заданной точности расчета.

Рассмотрим методику расчета режима разомкнутой сети на контрольном примере (рис. 2.1а). Заданы: мощности нагрузок S₄=P₄-jQ₄ и S₅=P₅-jQ₅, сопротивления и проводимости линий: Z₁₂=R₁₂+jX₁₂, Y₁₂=G₁₂-jB₁₂, Z₃₄=R₃₄+jX₃₄, Y₃₄=G₃₄-jB₃₄, Z₂₀=R₂₀+JX₂₀, Z₀₃=R₀₃+jX₀₃, Z₀₅=R₀₅+jX₀₅, и напряжение источника питания U₁. Требуется определить: неизвестные напряжения в узлах U₂, U₃, U₄, U₅, потоки S_{12 н}, S_{12 к}, S_{20 н}, S_{03 к}, S_{05 к}, S_{34 н}, S_{34 к} и потери мощности S₁₂, S₂₃₅, S₃₄.











Рис. 2.1в Схема замещения контрольного примера


1-й этап расчета. Принимаем значения напряжений во всех узлах равными номинальному U_ном и последовательно определяем зарядную мощность, потоки и потери мощности на участках сети по формулам:

, (2.1)

, (2.2)

, (2.3)

, (2.4)

, (2.5)

, (2.6)

, (2.7)

, (2.9)

, (2.10)

, (2.11)

, (2.12)

, (2.13)

, (2.14)

, (2.15)

, (2.16)

, (2.17)

, (2.18)

, (2.19)

, (2.20)

, (2.21)

, (2.22)

, (2.23)

, (2.24)

. (2.25)
Найденные на первом этапе потоки и потери мощности будут приближенными, т.к. найдены по U_ном.
2-й этап расчета. Определяем напряжения U₂, U₃, U₄, U₅ и падения напряжений U₁₂, U₂₀, U₀₃, U₀₅, U₃₄, в узлах от источника питания к нагрузкам S₄ и S₅. При этом используем потоки мощности, найденные на первом этапе:
(2.26)

(2.27)

(2.28)

(2.29)

(2.30)

(2.31)

(2.32)

(2.33)

(2.34)

(2.35)

(2.36)

(2.37)

(2.38)

(2.39)

, (2.40)

где K_05t, K_03t – комплексные коэффициенты трансформации;

U и U – соответственно падение и потеря напряжения на участке.

Напряжения U₂, U₃, U₄, U₅, U₀ вычислены не точно, т.к. найдены по приближенным значениям потоков мощностей. Для уточнения расчетов выполняется второй шаг, где в уравнения 2.3, 2.6, 2.9, 2.12, 2.17 вместо U_ном подставляются соответственно U₄, U₃, U₅, U₀, U₂.

Приведенные методические сведения положены в основу алгоритма программы R330 расчета режимов разомкнутых электрических сетей 6-330 кВ произвольной конфигурации (рис.2.1,а). Расчеты выполняются в два этапа. Второй этап является завершающим и заканчивается при достижении заданной пользователем точности расчета по напряжению, активной и реактивной мощности.

В программе учитываются статические характеристики нагрузок по напряжению Р_н*(U_*), Q_н*(U_*) и удельные потери Р_к*(U_*) мощности на корону. Они описываются полиномами вида :
(2.41)

(2.42)

(2.43)
Здесь , где U - фактическое значение напряжения в узле, отличное от U_ном;

А₀, А₁, А₂, B₀, B₁, B₂, С₀, С₁, С₂, С₃, С₄ - коэффициенты полиномов.

Значения коэффициентов вводятся пользователем или берутся из программы. Статические характеристики по напряжению работают только в тех узлах, где они заданы. Потери на корону учитываются для выделенных ветвей.

2.3. R330. Общие положения расчета эквивалентных сопротивлений

Обобщенные эквивалентные сопротивления линий R_эл и трансформаторов R_эт в программе R330 определяются по каждой ступени номинального напряжения по формуле вида

, (2.38)

где i - индекс сети одной разветвленной линии;

R_эu – обобщенное эквивалентное сопротивление сети данного номинального напряжения;

S_i – полный поток мощности, входящий в i-ю разветвленную сеть одного номинального напряжения;

r_эi – индивидуальное эквивалентное сопротивление i-й разветвленной сети данного номинального напряжения, вычисленное по формуле:

, (2.39)

где P_i - активные потери мощности в i-ой разветвленной сети одного номинального напряжения;

I_гуi – ток головного участка, входящий в i-ю разветвленную сеть одного номинального напряжения.


2.4 R330. Исходная информация
В качестве исходной информации программа R330 использует для каждой линии:

По ветвям (участкам):

• 
  Начало ветви;
  
• 
  Конец ветви;
  
• 
  ПРИЗНАК (наличие и положение коммутационных аппаратов, признак питающего участка и т.д.);
  
• 
  R – активное сопротивление, Ом;
  
• 
  X – реактивное сопротивление, Ом;
  
• 
  B – реактивная проводимость, См;
  
• 
  G – активная проводимость, См;
  
• 
  Kt – действительная часть коэффициента трансформации, о.е.;
  
• 
  угол Kt – угол коэффициента трансформации, град.;
  
• 
  Номер заданной характеристики удельных потерь мощности на корону;
  
• 
  Примечания.
  

По узлам:

• 
  Название – название узла (алфавитно-цифровой код);
  
• 
  Узел – наименование узла;
  
• 
  U_ном – номинальное напряжение, кВ;
  
• 
  U – зафиксированное напряжение в узле, кВ;
  
• 
  P_н – активная нагрузка, МВт;
  
• 
  Q_н – реактивная нагрузка, Мвар;
  
• 
  P_г – активная генерация, МВт;
  
• 
  Q_г – реактивная генерация, Мвар;
  
• 
  G_ш – активная проводимость, мкСм;
  
• 
  B_ш - реактивная проводимость, мкСм;
  
• 
  Номер заданной статической характеристики нагрузки по напряжению;
  
• 
  Примечания.
  

Статические характеристики нагрузки по напряжению:

• 
  Номер характеристики и коэффициенты A0, A1, A2, B0, B1, B2.
  

Удельные характеристики по короне:

• 
  Номер характеристики и коэффициенты C0, C1, C2, C3, C4.
  

Точность расчета:

• 
  По активной мощности, МВт;
  
• 
  По реактивной мощности, Мвар;
  
• 
  По напряжению, кВ.
  

2.5. R330. Результаты расчетов
Программа R330 выдает:

по ветвям схемы:

• 
  начало ветви;
  
• 
  конец ветви;
  
• 
  ПРИЗНАК (наличие и положение коммутационных аппаратов, признак питающего участка и т.д.);
  
• 
  P_нач – поток активной мощности в начале ветви, МВт;
  
• 
  Q_нач – поток реактивной мощности в начале ветви, Мвар;
  
• 
  P_кон – поток активной мощности в конце ветви, МВт;
  
• 
  Q_кон – поток реактивной мощности в конце ветви, Мвар;
  
• 
  I_ветви – активная составляющая тока ветви, А;
  
• 
  dP – потери активной мощности, МВт;
  
• 
  dP% – потери активной мощности, %;
  
• 
  dQ – потери реактивной мощности, Мвар;
  
• 
  dQ% – потери реактивной мощности, %;
  

по узлам:

• 
  название – название узла (алфавитно-цифровой код);
  
• 
  узел – шифр (код) узла;
  
• 
  U – модуль расчетного напряжения, кВ;
  
• 
  угол – угол расчетного напряжения, град;
  
• 
  P_н – активная нагрузка, МВт;
  
• 
  Q_н – реактивная нагрузка, Мвар;
  
• 
  P_г – активная генерация, МВт;
  
• 
  Q_г – реактивная генерация, Мвар;
  
• 
  dP_х – активные потери холостого хода, кВт;
  
• 
  dQ_х – реактивные потери холостого хода, квар.
  

Обобщённые показатели расчета:

• 
  P_цп – активная мощность на головном участке схемы, МВт;
  
• 
  Q_цп – реактивная мощность на головном участке схемы, Мвар;
  
• 
  P_ген – суммарная активная генерация в схему, МВт;
  
• 
  Q_ген – суммарная реактивная генерация в схему, Мвар;
  
• 
  P_наг – суммарная активная нагрузка схемы, МВт;
  
• 
  Q_наг – суммарная реактивная нагрузка схемы, Мвар;
  
• 
  P – суммарные потери активной мощности в схеме, МВт;
  
• 
  Q – суммарные потери реактивной мощности в схеме, Мвар;
  

по линейным ветвям:

• 
  P – суммарные потери активной мощности, МВт;
  
• 
  Q – суммарные потери реактивной мощности, Мвар;
  
• 
  P – суммарные потери активной мощности на корону, МВт;
  

по трансформаторным ветвям:

• 
  P – суммарные потери активной мощности, МВт;
  
• 
  Q – суммарные потери реактивной мощности, Мвар;
  
• 
  P_н – суммарные нагрузочные потери активной мощности, МВт;
  
• 
  Q_н – суммарные нагрузочные потери реактивной мощности, Мвар;
  
• 
  P_х – суммарные активные потери холостого хода, МВт;
  
• 
  Q_х – суммарные реактивные потери холостого хода, Мвар.
  

Потери мощности по номинальным напряжениям:

• 
  U_ном – номинальное напряжение, кВ;
  

по линейным ветвям:

• 
  dP_н – суммарные нагрузочные потери активной мощности, МВт;
  
• 
  dP_к – суммарные потери активной мощности на корону, МВт;
  
• 
  dP_л – суммарные потери активной мощности в линейных ветвях, МВт;
  

по трансформаторным ветвям:

• 
  dP_н – суммарные нагрузочные потери активной мощности, МВт;
  
• 
  dP_х – суммарные потери активной мощности холостого хода, МВт;
  
• 
  dP_т – суммарные потери активной мощности в трансформаторных ветвях, МВт;
  

ИТОГО по линейным и трансформаторным ветвям:

• 
  dP_н – суммарные нагрузочные потери активной мощности, МВт;
  
• 
  dP_пост – суммарные условно-постоянные потери активной мощности, МВт;
  
• 
  dP_сум – суммарные потери активной мощности, МВт.
  

Обобщенные эквивалентные сопротивления сети по номинальным напряжениям:

по отношению к потоку мощности на головном участке схемы:

• 
  U_ном – номинальное напряжение, кВ;
  
• 
  P_гу – активная мощность головного участка, МВт;
  
• 
  U_гу – напряжение головного участка, кВ;
  
• 
  tg(f) – тангенс “фи”;
  
• 
  R_эл – обобщенное эквивалентное сопротивление линейных ветвей данного номинального напряжения, Ом;
  
• 
  R_эт – обобщенное эквивалентное сопротивление трансформаторных ветвей данного номинального напряжения, Ом;
  
• 
  R_с – обобщенное эквивалентное сопротивление, (R_с=R_эл+R_эт) Ом;
  

по отношению к потокам мощности более высокого номинального напряжения:

• 
  U_ном – номинальное напряжение, кВ;
  
• 
  P_гу – активная мощность головного участка, МВт;
  
• 
  U_гу – напряжение головного участка, кВ;
  
• 
  tg(f) – тангенс “фи”;
  
• 
  R_эл – обобщенное эквивалентное сопротивление линейных ветвей данного номинального напряжения, Ом;
  
• 
  R_эт – обобщенное эквивалентное сопротивление трансформаторных ветвей данного номинального напряжения, Ом;
  
• 
  R_с – обобщенное эквивалентное сопротивление, (R_с=R_эл+R_эт) Ом;
  

3. Программа REKVIS расчета обобщенных эквивалентных сопротивлений электрических сетей
3.1. REKVIS. Назначение и краткая характеристика программы
Алгоритм и программа REKVIS предназначены для расчета обобщенных эквивалентных сопротивлений линий R_эл и трансформаторов R_эт совокупности схем сетей.


3.2. REKVIS. Общие положения
Расчет по программе REKVIS базируется на определении обобщенных эквивалентных сопротивлений R_эл и R_эт, основываясь на результатах работы программы R330 и вычисляются по формуле вида

, (3.1)

где S_i - поток мощности на головном участке i-й схемы сети;

r_эi – индивидуальное эквивалентное сопротивление линейных (трансформаторных) участков схемы данного номинального напряжения (по данным программы R330).


3.3. REKVIS. Исходная информация
В качестве исходной информации используются поток мощности, входящий в i-ю схему сети, а также значения индивидуальных эквивалентных сопротивлений.


3.4. REKVIS. Результаты расчетов
Результатом программы REKVIS являются три файла:

• 
  <имя схемы>.r4 - файл, включающий таблицу с обобщенными эквивалентными сопротивлениями;
  
• 
  <имя схемы>.trs - файл данных для программы TERAS (формируется автоматически);
  
• 
  <имя схемы>.trm - файл данных для программы TERASM (формируется автоматически).
  

4. Программа TERASM точечной оценки потерь электроэнергии в электрических сетях
4.1. TERASM. Назначение и краткая характеристика программы
Предназначена для расчета месячных (квартальных, годовых) потерь электроэнергии в электрических сетях энергосистем.


4.2. TERASM. Общие положения
В основу расчета нагрузочных потерь электроэнергии в линиях и трансформаторах положено выражение:

, (4.1)

где W_а – отпуск активной энергии в сеть;

U_срэ – среднеэксплуатационные напряжение сети;

tg () – коэффициент реактивной нагрузки;

T_расч – расчетный период;

R_э – обобщенное эквивалентное сопротивление линий или трансформаторов;

K²_ф – квадрат коэффициента формы графика нагрузки:

, (4.2)

где К_з – коэффициент заполнения графика нагрузки, равный относительному числу часов использования максимальной активной нагрузки:

, (4.3)

где T_мах – время использования максимальной нагрузки, ч.


4.3. TERASM. Исходная информация
В качестве исходной информации программа TERASM использует:

• 
  время использования максимальной активной нагрузки, ч;
  
• 
  среднее эксплуатационное напряжение эквивалентных шин, кВ;
  
• 
  средневзвешенный коэффициент реактивной мощности;
  
• 
  суммарные потери холостого хода в потребительских трансформаторах, МВт;
  
• 
  обобщенное эквивалентное сопротивление линий (из программы REKVIS), Ом;
  
• 
  обобщенное эквивалентное сопротивление трансформаторов (из программы REKVIS), Ом;
  
• 
  суммарную протяженность сети, км;
  
• 
  общее число линий, шт.;
  
• 
  суммарную установленную мощность системных и абонентских трансформаторов, Мвт;
  
• 
  число трансформаторов (общее, абонентских и системных), шт.;
  
• 
  отпуск энергии по месяцам года, МВт*ч.
  

4.4. TERASM. Результаты расчетов
Результатом работы программы TERASM является текстовой файл <имя схемы>.r5, содержащий результаты расчета потерь энергии за каждый месяц в именованных и относительных единицах в табличном и графическом виде.

5. Программа TERAS расчета величины, оценки погрешностей и доверительных интервалов потерь электроэнергии в электрических сетях
5.1. TERAS. Назначение и краткая характеристика программы
Основное назначение программы: расчет, оценка погрешностей и доверительных интервалов потерь электроэнергии в произвольной совокупности сетей рассматриваемого структурного подразделения энергосистемы (района, предприятия электрических сетей...).


5.2. TERAS. Общие положения
В качестве исходных данных в программе используются численные значения обобщенных эквивалентных сопротивлений линий и трансформаторов и погрешности их определения, рассчитанные по программе REKVIS, среднее эксплуатационное напряжение сети, а также в общем случае следующие режимные агрегированные (в целом по всей сети) параметры: отпуск активной и реактивной энергии в сеть (Wa, Wp), максимальные и минимальные мощности активной и реактивной нагрузки (Pмакс, Рмин, Qмакс, Qмин). В случае отсутствия некоторых из этих данных дополнительно задаются средневзвешенные значения коэффициентов реактивной мощности и формы графика суммарной нагрузки сети (tg() и dr), а также время использования максимальной активной нагрузки сети (Tмa). По каждому режимному параметру в относительных единицах задается его погрешность. Если погрешность показателя не задана (или пропущена), она автоматически принимается в программе равной 5%. Результаты расчета печатаются в табличном виде. В таблицах указываются: название структурного подразделения, номинальное напряжение, математические ожидания и доверительные интервалы потерь электроэнергии в линиях и трансформаторах (переменных и постоянных), суммарных потерь в сетях, в том числе переменных и постоянных. В частном случае программа TERAS может быть использована для оценки величины и структуры потерь в сети по отдельным распределительным линиям. В этом случае в качестве исходных данных в программе TERAS используются численные значения индивидуальных эквивалентных сопротивлений линий и трансформаторов, рассчитанные по программе R330, а все агрегированные режимные характеристики задаются по каждой распределительной линии.


5.3. TERAS. Исходная информация
В качестве исходных данных в программе используются численные значения обобщенных эквивалентных сопротивлений линий и трансформаторов и погрешности их определения, рассчитанные по программе REKVIS, среднее эксплуатационное напряжение сети, а также в общем случае следующие режимные агрегированные (в целом по всей сети) параметры: отпуск активной и реактивной энергии в сеть (Wa, Wp), максимальные и минимальные мощности активной и реактивной нагрузки (Pмакс, Рмин, Qмакс, Qмин). В случае отсутствия некоторых из этих данных дополнительно задаются средневзвешенные значения коэффициентов реактивной мощности и формы графика суммарной нагрузки сети (tg() и dr), а также время использования максимальной активной нагрузки сети (Tмa). По каждому режимному параметру в относительных единицах задается его погрешность. Если погрешность показателя не задана (или пропущена), она автоматически принимается в программе равной 5% .


5.4. TERAS. Результаты расчетов
Результаты расчета печатаются в табличном виде. В таблице указываются: название структурного подразделения, номинальное напряжение, математические ожидания и доверительные интервалы потерь электроэнергии в линиях и трансформаторах (переменных и постоянных), суммарных потерь в сетях, в том числе переменных и постоянных.

Литература

1. 
   Фурсанов М.И. Методология и практика расчетов потерь электроэнергии в электрических сетях энергосистем.- Мн.: Тэхналогiя, 2000.-247 с.
   
2. 
   Лычев П.В., Федин В.Т. Электрические сети энергетических систем: Учеб. пособие.- Мн.: Унiверсiтэцкае, 1999.- 255 с.
   
3. 
   Фурсанов М.И., Жерко О.А. Алгоритм и программа для оценки режимов и эквивалентирования разветвленных электрических сетей. Материалы 50-й научно-технической конференции профессоров, преподавателей, научных работников, аспирантов и студентов Белорусской государственной политехнической академии. В 2-х частях. Часть 2. Направления: <ЭНЕРГЕТИКА>, <СТРОИТЕЛЬСТВО>, <ДОРОЖНОЕ СТРОИТЕЛЬСТВО>., БГПА, 170 с
   
4. 
   Фурсанов М.И., Жерко О.А. Алгоритмизация оценки месячных значений потерь энергии в электрических сетях энергосистемы. Тезисы докладов 2-й республиканской научной конференции студентов Белоруссии 21-23 мая 1996 г. - Мн., 1996. - Ч.1 - 281 стр.
   

---