Раздел 2. Применение методов теории вероятностей в задачах электроэнергетики
Тема 2.1. факторы, определяющие необходимость вероятностных расчетов в электроэнергетике
Лекция проводится в интерактивной форме: лекция-беседа, лекция с разбором конкретных ситуаций (2 часа).
Электроэнергетическая система непрерывно подвержена воздействию случайных факторов, которые необходимо учитывать при управлении её [3, 4]. Назовём некоторые из них:
1. Случайный характер имеют нагрузки потребителей, причём эта случайность здесь проявляется тем больше, чем более детально представляется ЭЭС.
2. Для принятия решений при управлении функционированием ЭЭС необходимо знать текущий режим, те исходные данные, которые используются соответствующими алгоритмами. Эти данные получаются на основе измерений, всегда содержащих погрешности, также являющиеся случайными величинами.
3. Для расчёта режима ЭЭС используется математическая модель, погрешность которой определяется как полнотой учитываемых в ней факторов (например, степенью эквивалентирования сетей, учётом нагрузки постоянными значениями, шунтами или статическими характеристиками и т.п.), так и погрешностями значений параметров, характеризующих её элементы: сопротивлений и проводимостей, коэффициентов статических характеристик нагрузок и генераторов, предельных значений параметров режима, определяющих технологически допустимую область работы и т.п.
4. Сами методы расчёта, используемые для принятия решений, как правило, дают дополнительные погрешности, связанные, например, с незавершённостью итерационных процедур получения решения, с погрешностью округления результатов расчёта на средствах вычислительной техники и т.д.
|
|
|
5. Решения, принимаемые диспетчером, и уставки регуляторов, управляющих оборудованием, также практически никогда не реализуются точно. Регуляторы имеют некоторый люфт, сами уставки регуляторов устанавливаются с определённой погрешностью, команды диспетчера верхнего уровня управления также могут выполняться в пределах различимости некоторого порога и не точно в указанное время.
Все эти факторы приводят к существенным трудностям при оценке текущего режима. Помимо сложностей вычислительного характера построения модели электрического режима серьезной проблемой является недостаток необходимой исходной информации.
Известно, что детерминированная постановка задачи расчёта режима работы электрической сети базируется на использовании условно-постоянной информации для принятия достаточно заблаговременных решений (за месяц, за квартал, за год), практически игнорируя наличие случайных факторов. Естественно, инженеры прекрасно понимали условность получаемых результатов, но достаточно надёжно оценить погрешность таких расчётов не могли. Возникавшие несоответствия приходилось учитывать введением определённых запасов, допусков, резервов, причём величина этих «мероприятий» определялась на основе опыта, интуиции и, как правило, с перестраховкой.
|
|
|
Знание погрешностей результатов позволяет решить эту проблему запасов более обоснованно и обеспечивать экономический эффект тем больший, чем более сложна система, чем более сложный характер имеют погрешности исходных данных, чем меньше нужно использовать накопленный человеческий опыт, т.е. в условиях, когда решение принимается или на достаточно длительную перспективу или когда возникает ранее неизвестная ситуация, а времени на её подробное обследование нет. Поэтому учёт случайных факторов важен не только при проектировании электрических сетей и энергообъектов и планировании режимов работы энергосистем и систем электроснабжения с достаточной заблаговременностью, но и при оперативно-диспетчерском управлении, в первую очередь, при управлении электрическими сетями в темпе процесса в режиме «on-line»[5].
è Нагрузка потребителей
|
|
|
Электрическая нагрузка характеризует потребление электроэнергии отдельными приёмниками или группой приёмников. Различают четыре вида электрических нагрузок: активную мощность, P, реактивную мощность, Q, полную мощность S и ток, I. Расчёт электрических нагрузок является первым этапом проектирования любой системы электроснабжения. Их определение необходимо для выбора мощности трансформаторов, расчёта параметров режима электрической сети, выбора шин, проводов и кабелей и устройств релейной защиты.
Нагрузка потребителя 
является функцией времени t, а также зависит от параметров режима – частоты f и модуля напряжения в узле 
через свои статические характеристик. Будем считать, что эти функции могут быть представлены в виде:
; 
где 
- набор констант, определяющих вид статической характеристики, а 
таково, что при номинальных параметрах 
В этом случае составляющие 
и 
можно назвать нормированными статическими характеристиками.
Нагрузки узлов электрических сетей в общем случае представляют нестационарный процесс. Случайный характер нагрузки определяется несколькими обстоятельствами. Во-первых, случайным характером поведения самих потребителей, т.е. случайным характером функций 
и 
. Как правило, случайно для электрических сетей включение и отключение оборудования на энергообъектах.
|
|
|
Среди основных внешних влияющих факторов можно выделить следующие:
1) топология электрических сетей и параметры режима.
2) состояние электрооборудования:
3) погодные условия.
Для длительных интервалов времени при расчете нагрузок важен также учет таких явлений, как:
· плановые ремонты электрического оборудования, что обуславливает значительные изменения величин электрических нагрузок:
· ненормальные режимы, в первую очередь, аварийные.
Всё это приводит к необходимости использования вероятностных моделей нагрузок узлов.
è Измерения
Измерения электрических величин: модулей и фаз напряжений и токов, активных и реактивных мощностей – неизбежно содержат погрешности. Эти погрешности возникают по всему тракту передачи измерительной информации от трансформаторов тока и напряжения до различных средств вычислительной техники, куда эти данные поступают для последующей обработки параметров. При считывании со щитовых приборов появляются дополнительные источники погрешностей – погрешности снятия погрешностей, передачи по телефонной связи и ручного ввода в ПЭВМ.
Выделяют следующие источники исходной информации в электрических сетях:
Телеизмерения
2) диспетчерские отчётные документы (ведомости), формируемые, в основном, на основе сообщений по телефону от персонала объектов, считывающего показания щитовых приборов.
3) контрольный замер – проводимое несколько раз в год (в июне – для режима летних минимальных электрических нагрузок и в декабре – для режима зимних максимальных нагрузок) массовое одновременное считывание показаний приборов в максимально возможном числе точек электрической сети.
Помимо погрешностей измерений, связанных с нормальным функционированием системы сбора данных, возникают погрешности, вызываемые отказами аппаратуры, помехами в каналах передачи данных и т.д.
Более подробно погрешности измерений будут рассмотрены в пятой главе
è Погрешности моделей электрической сети
Погрешности моделей электрической сети, используемых при расчётах режимов, могут возникать, в основном, в силу двух причин:
1) расчётная схема представляет реальную сеть и её элементы в эквивалентированном виде, при котором погрешности практически неизбежны. В свою очередь, каждый узел расчётной схемы может быть развёрнут в виде схемы с более детальным представлением нагрузок, источников мощности и связывающей их сети;
2) параметры элементов расчётной схемы (даже тех, что соответствуют реальным объектам), имеют погрешности из-за различия паспортных и экспериментальных данных, старения и модернизации оборудования, а также из-за неучёта некоторых физических свойств объектов, например, распределённости параметров, поверхностного эффекта в проводниках, неоднородности проводимости земли и изменения высоты подвеса, при вычислении емкостей линий и т.п. В качестве примеров приведём некоторые из погрешностей задания параметров схем замещения.
Воздушные линии электропередач. Погрешности при задании активных сопротивлений линий из-за неучёта поверхностного эффекта являются систематическими и составляют – 1,5-3%. При расчётах режимов возможно увеличение величины активного сопротивления до 20%. Неучёт температуры воздуха и скорости ветра приводит к дополнительной погрешности – 20 
+16 %, связанной с изменением сопротивления проводов при изменении температуры.
Данные об индуктивных сопротивлениях линий электропередач содержат относительно небольшие погрешности составляющие 0,25%, обусловленные неточностями задания среднегеометрического расстояния между проводами эквивалентного радиуса. Неучёт многократно заземлённых тросов и параллельных цепей может приводить к систематическим погрешностям, составляющих соответственно 1-3% и -4-8%, т.е. их совокупность в определённой мере компенсируется.
Потери на корону определяют активную проводимость П-образной схемы замещения высоковольтных линий электропередач. Зависимость этих потерь от конструктивных, режимных и метеорологических условий нелинейна и достаточно сложна. Поэтому представление проводимости постоянной величиной может привести к увеличению в 1,5 3 раза погрешности этой составляющей потерь.
Погрешности в емкостных проводимостях П-образной схемы замещения возникают из-за неучёта изменения стрелы провеса и радиуса провода, наличия заземлённого троса и параллельных цепей. Эти погрешности для сетей 330 кВ и выше имеют систематический характер – проводимости занижены примерно на величину 0,01 
%, где – номинальное напряжение линии электропередач, а для сетей 220 кВ и ниже при наличии двух цепей на одной опоре завышены на 3-4%.
Для трансформаторов, погрешности в определении активного сопротивления, реактивного сопротивления, активной и реактивной проводимостей на землю могут достигать, соответственно, величин порядка ±10, ±15 и +30%. Кроме того, возникает дополнительная погрешность в задании коэффициента трансформации, которая может достигать величины одной ступени регулирования трансформатора и, согласно Правилам устройства электроустановок, не должна превышать 2% от значения коэффициента трансформации.
è Реализация управлений
Конечной целью расчёта режима ЭЭС, как правило, является принятие тех или иных решений – задание суточных графиков выработки электростанций, графиков поддержания уровней напряжения в контрольных точках, планов и графиков ремонтов оборудования, выбора уставок устройств релейной защиты и автоматики и т.д. Но реализация решений всегда будет отличаться от плановых в силу ряда причин, таких как:
1) «люфты» в регуляторах скорости и возбуждения, реализующих запланированные графики параметров режима;
2) дискретности возможных значений параметров, например коэффициентов трансформации трансформаторов, уставок устройств релейной защиты и автоматики;
3) неточность контроля за реализацией графиков из-за погрешности самих контролирующих приборов и погрешности при считывании их показаний;
4) недостаточная дисциплина диспетчерского персонала
Все эти причины и приводят, в конечном итоге, к необходимости проведения вероятностных расчётов режимов реальных электрических сетей.
Дата добавления: 2018-11-24; просмотров: 827; Мы поможем в написании вашей работы! |
Мы поможем в написании ваших работ!