Определение потерь активной мощности и годовых потерь электроэнергии для линий сверхвысокого напряжения

Национальный исследовательский университет Московский энергетический институт (ТУ)

Кафедра " Электроэнергетических систем"

Курсовой проект

по курсу

" Применение ЭВМ в электроэнергетике"

Определение потерь активной мощности и годовых потерь электроэнергии для линий сверхвысокого напряжения.

Группа: Э-8−08

Выполнила: Толомурзаева Г. Т.

Руководитель: доц. Сипачева О.В.

Москва 2013 г.

• 1. Постановка задачи и содержание работы
• 2. Математическое описание задачи и алгоритм ее решения
• Понятие о потерях активной мощности и электроэнергии
• Учет уровня напряжения
• Потери электроэнергии на корону
• Расход электроэнергии на плавку гололеда
• 3. Описание и пример работы программы
• Заключение
• Список используемой литература
• Приложения

1. Постановка задачи и содержание работы

Целью данного курсового проекта является разработка алгоритма и программы, реализующей расчет

1) нагрузочных потерь активной мощности и электроэнергии для каждого периода:

a) с использованием среднеквадратического тока линии;

б) по параметрам П-образной схемы замещения,

2) потерь на корону для каждого периода нагрузки и каждого периода погоды a) с использованием понятия среднеквадратического напряжения; б) по справочным данным.

3) учет по справочным данным годовых потерь от токов утечки по изоляторам ВЛ.

4) Найти суммарные годовые потери электроэнергии.

В качестве исходных данных используются данные лини: Uном, кВ, L, км, кол-во и сечения проводов в фазе, меджуфазное расстоянии, шаг расщепления.

Данные режима наибольшей нагрузки: продолжительность режима, часы,, МВт,. кВ,, кВ. Количество часов разных видов погоды:, часы,, часы,, часы, остальное время-погода хорошая. Для режимов средней и наименьшей нагрузки исходные данные такие же.

После задания исходных данных как: параметры линии, параметры нагрузки, погодные условия, график нагрузки можно обновить и отразиться результат. Затем рассчитываются нагрузочные и климатические потери в МВт. Результаты расчета выводятся на экран в виде таблицы и графиков.

2. Математическое описание задачи и алгоритм ее решения

Понятие о потерях активной мощности и электроэнергии

При передаче электроэнергии от генераторов электростанция до потребителя около 12−18% всей вырабатываемой электроэнергии теряется в проводниках воздушных и кабельных линий, а также в обмотках и стальных сердечниках силовых трансформаторов.

При проектировании нужно стремиться уменьшить потери электроэнергии на всех участках энергосистемы, поскольку потери электроэнергии ведут к увеличению мощности электростанций, что в свою очередь влияет на стоимость электроэнергии.

В сетях до 10 кВ потери мощности в основном обусловлены нагревом проводов от действия тока.

Потери энергии в сетях всех классов напряжения составляют около 13% всей вырабатываемой электроэнергии (данные 2005 г.). При этом основная доля потерь (свыше 70%) приходится на сети напряжением 110 кВ и ниже. Потери энергии в сетях 330−750 кВ составляют около 18% суммарных потерь. Однако, учитывая большие потоки мощности, передаваемые по этим сетям, в абсолютных значениях потери достаточно велики.

Поэтому снижение потерь энергии в электропередачах СВН очень важно.

В соответствии с действующими нормативными документами потери электроэнергии складываются из технологических потерь при его транспортировке и потерь, обусловленных погрешностями системы учета электроэнергии при его реализации.

Под технологическими потерями электроэнергии понимается сумма двух составляющих: технических потерь связанных с физическими процессами в линиях и другом оборудовании электропередачи, и потерь за счет расхода электроэнергии на собственные нужды подстанций.

Ниже рассмотрим только технические потери активной мощности и энергии в электропередачах СВН. Их сумма складывается из потерь на нагрев проводов, потерь на корону, потерь в трансформаторах, автотрансформаторах, синхронных компенсаторах (СТК, Статком) и шунтирующих реакторах, потерь на утечки по изоляторам и плавку гололеда.

Приведенные технические потери в свою очередь могут быть разделены на следующие группы:

нагрузочные потери, зависящие от нагрузки от электропередачи (потери на нагрев проводов, нагрузочные потери в трансформаторах, автотрансформаторах, синхронных компенсаторах);

условно-постоянные потери, зависящие от состава включенного оборудования (потери в стали трансформаторов и автотрансформаторов, потери в синхронных компенсаторах и шунтирующих реакторах);

потери зависящие от погодных условий, и следовательно от региона, в котором проходит даная электропередача (потери на корону, на утечки по изоляторам, на плавку гололеда).

Все эти потери зависят от длины линии, передаваемой мощности, состава оборудования и других факторов, которые учесть достаточно трудно. Расчеты потерь активной мощности энергии следует вести для каждого конкретного случая с учетом всех его особенностей.

Однако, следует отметить, что основными составляющими потерь в электропередаче являются потери на нагрев проводов и на их коронирование.

Поэтому для уменьшения потерь энергии в электропередачах необходимо прежде всего рассматривать мероприятия, направленные на снижение потерь энергии на нагрев проводов линии и на корону. При этом желательно, чтобы эти мероприятия носили режимный характер, поскольку при этом не требуются большие капиталовложения.

потеря алгоритм мощность электроэнергия Отсюда следует, что минимальные потери в линии (максимальный КПД) будут при малой нагрузке линии, поскольку потери холостого хода составляют незначительную часть нагрузочных потерь в режимах больших нагрузок. По мере увеличения длины линии потери холостого хода будут возрастать за счет увеличения потерь на корону, и, следовательно, максимальный КПД будет обеспечиваться при больших нагрузках линии.

Как мы уже знаем, из курса ДЭП значение реактивной мощности, соответствующее минимальным потерям, определяется значением .

Подставив это значение в уравнение

(1)

после преобразования получим

(2)

Гдекоэффициент, определяемый параметрами схемы замещения,

(3)

Из (2) следует, что для обеспечения минимальных потерь в линии следует изменять напряжение в функции. Соответствующие зависимости, построенные по уравнению (2) применительно к линии 500 кВ с проводами 3Ч (АС-400/51) для линий разной длины приведенное на рисунке 6.21.

Анализ этих зависимостей показывает следующее:

Учет уровня напряжения

При изменении передаваемой мощности от 0,3Pнат до 1,1Pнат требуемый по условиям снижения потерь мощности диапазон изменения напряжения очень широк. При этом его верхняя граница далеко выходит за допустимые пределы по условиям изоляции линии (). Нижнюю границу невозможно обеспечить за счет существующих в настоящее время средств регулирования (РПН автотрансформаторов), так как для этого требуется значительное снижение напряжения ;

При учете технических ограничений по напряжению 9 сверху —, снизу — возможный диапазон регулирования за счет устройств РПН автотрансформаторов) диапазон изменения активной мощности, в котором возможно такое регулирование, получается очень узким. При этом ширина этого диапазона снижается с уменьшением длины линии (для линии длиной 1000 км этот диапазон составляет 450−650 МВт, для линии 300 км — 220−320 МВт).

Кроме этого, этот диапазон расположен в зоне малых нагрузок, когда потери в линии и без того относительно малы;

Похожие зависимости получаются и для линий 750 и 1150 кВ. При этом для относительно коротких линий (300−500 км) ситуация примерно такая же, как и для линий 500 кВ. Однако для линии 1150 кВ длиной 1000 км диапазон возможного регулирования напряжения смещен в зону мощностей 0,6−0,9 Pнат;

При существующих ограничениях диапазона изменения напряжения метод снижения потерь активной мощности путем регулирования напряжения в конце линии и целесообразно применять только для протяженных линий ультравысокого напряжения. Однако и там могут возникать сложности с созданием необходимого оборудования.

Для линий более низких классов напряжения применение этого метода представляется целесообразным.

Одним из действенных средств снижения потерь энергии может служить уменьшение плотности тока в проводах линии. Однако это требует увеличения сечения проводов и, как следствие, увеличения стоимости линии.

Поскольку потери активной мощности и энергии зависят от перетоков реактивной мощности линии, которые возрастают с увеличением расстояния перетока, то одним из мероприятий по снижению этих потерь может служить уменьшение длины плеча перетока. Для этого следует использовать возможно более равномерную расстановку компенсирующих устройств вдоль линии. Однако при этом к потерям в самой линии будут добавлены потери в компенсирующих устройствах. Оптимальное распределение компенсирующих устройств по линии с целью снизить суммарные потери мощности и энергии требует отдельного рассмотрения, которое здесь не приводится.

Снижение потерь на корону достигается главным образом выбором рациональный конструкции фаз. Снижение этих потерь за счет режимных мероприятий малоэффективно.

Как мы уже знаем, при передаче мощности равной натуральной, в идеализированной линии осуществляется взаимная компенсация емкостной и индуктивной составляющих реактивной мощности. Поэтому может сложиться впечатление, что этот режим оптимален с точки зрения потерь и при этом достигается максимальный КПД линии по мощности. Однако, это впечатление ошибочно, так как в реальной линии при передаче активной мощности, равной натуральной, реактивная мощность не равна нулю, она только минимизируется. Кроме того, остаются потери холостого хода и потери за счет активной мощности. При этом последние будут иметь достаточно большое значение, поскольку натуральная мощность сама по себе велика. Потери холостого хода будут возрастать с увеличением длины линии.

Максимальный КПД при передаче натуральной мощности может быть достигнут лишь при длине линий 1500 км. При меньшей длине линии мощность, соответствующая максимальной КПД, будет меньше натуральной.

На Рис. 6.22 приведены зависимости КПД по мощности линий 500 кВ различной длины от передаваемой мощности. Расчеты проводились по П — схеме замещения с проводами 3Ч (АС-400/51) с учетом среднегодовых потерь на корону. При относительно малой длине линий (300−500 км) мощность, соответствующая максимальному КПД, много меньше натуральной. При увеличении длины линии эта мощность также увеличивается и при длине линии 1400 км достигает 0,9Pнат. При этом одновременно снижается КПД линии. Это связано с тем, что при увеличении длины линии возрастает влияние потерь на корону, при проявляется в снижении максимального КПД линии и увеличении мощности, ему соответствующей. Результаты расчетов для линий с учетом влияния короны приведены в таблице 6.4

Годовые потери электроэнергии в линии рассчитываются по уравнению

(4)

Гдесреднегодовые потери мощности на корону; -потери мощности на нагрев проводов в режиме наибольших нагрузок; -время потерь. Потери энергии в шунтирующих реакторах определяется как

Где — потери мощности в реакторе при номинальном напряжении Uном; -время работы реактора в течении года (при <4000 ч при >4000 ч; для неотключенных реакторов =8760 ч).

В заключение сформируем возможные мероприятия по снижению потерь мощности и энергии в воздушных линиях СВН:

выбор рациональной конструкции фазы, позволяющей снизить потери на корону;

снижение плотности тока в проводах линии (в допустимых пределах);

равномерное распределение компенсирующих устройств вдоль электропередачи, чтобы уменьшить длину плеча перетока реактивной мощности;

поддержание возможно более высокого напряжения в узлах электропередачи для снижения значения токав фазах линии (в режимах наибольших нагрузок);

регулирование напряжения в конце линии (для очень протяженных электропередач)

Как и любая транспортировка товара, так и электроэнергия же является таким уникальным товаром, для транспортировки которого от электростанций до потребителей не используются другие ресурсы, а затрачивается часть самой транспортируемой электроэнергии. При транспортировке электроэнергии по электрическим сетям говорят «Потери электроэнергии составили столько токиловатт-час». В сфере электроэнергетики термин «потери электроэнергии», как и термин «потери мощности „,“ потери напряжения» прижился очень давно, поэтому, используя, в дальнейшем термин «потери электроэнергии», необходимо осознавать, что не весь объем этих потерь является по своей физической природе потерями, а является ресурсом для выполнения работы по транспорту электроэнергии по электрическим сетям от электростанций к потребителям.

Составляющие укрупненной структуры фактических потерьимеют свою более детальную структуру Рис. 1.10

Технологические потери электроэнергии включают в себя технические потери и потери, обусловленные допустимой погрешностью системы учета электроэнергии.

Технические потери электроэнергии состоят из условно-постоянных и нагрузочных потерь.

Нагрузочные (переменные) потери — потери на нагрев в продольных сопротивлениях схем замещения элементов сети, зависящие от величины передаваемой по ним нагрузки. К ним относят потери по линии электропередач, и шинопроводов, трансформаторах и токоограничивающих реакторах.

Условно-постоянные потери — часть технических потерь в элементах электрических сетей (в поперечных ветвях схем замещения) не зависящее от передаваемой по элементам сети мощности с учетом расхода электроэнергии на собственные нужды подстанций.

В качестве тестового задания взяты данные из типового расчета по курсу «ДЭП».

Для определения годовых потерь активной мощности рассматривается трехступенчатый годовой график по продолжительности: режим наибольших, средних и наименьших нагрузок. Для каждого режима задаются количества часов с различными видами погоды: снег, изморозь, дождь, хорошая погода. Надо определить каждую составляющую потерь активной мощности и электроэнергии и суммарные потери.

Из задания по курсовому должны быть заданы исходные данные, такие как:

I. Определение нагрузочных потерь активной мощности и электроэнергии для каждого периода нагрузки:

а) по среднеквадратичному току линии

б) по параметрам П-образной схемы замещения

а) по ср. кв. току (весь расчет ведется 3 раза для каждого типа режима)

Определяем погонные и волновые параметры линии:

Среднее геометрическое междуфазное расстояние:

Радиус расщепления:

Эквивалентный радиус пучка проводов расщепленной фазы:

Погонное индуктивное сопротивление:

Погонная емкостная проводимость:

Погонное активное сопротивление (по справочным данным):

Волновое сопротивление линии:

Коэффициент изменения фазы:

Определяем среднеквадратичный ток:

Среднеквадратичный ток:

Находим погонное активное сопротивление для трех значений температур:

Трехфазные потери активной мощности:

б) по параметрам П-образной схемы замещения (весь расчет ведется 3 раза для каждого типа режима)

Погонные и волновые параметры линии найдены в пункте а).

Расчет параметров П-образной схемы замещения для зимнего периода.

Расчет параметров П-образной схемы замещения для среднегодовой температуры.

Расчет параметров П-образной схемы замещения для летнего периода.

Определяем потери мощности линии:

Угол между напряжениями по концам линии на первом участке:

Реактивная мощность в начале линии:

Реактивная мощность в начале линии:

Потери мощности в продольном сопротивлении первого участка:

Из полученного значения берем только вещественную часть (Re) — это и есть потери активной мощности.

II. Определение потерь на корону для каждого периода нагрузки и каждого периода погоды:

а) по среднеквадратичному напряжению

б) по справочным данным

Потери электроэнергии на корону

Корона возникает на проводах высоковольтных воздушных линий электропередачи вследствие ионизации воздуха из-за большой напряженности электрического поля на поверхности проводов. Основным фактором определяющим потери на корону на воздушных линиях, является отношение напряженности электрического поля на поверхности проводов к начальной напряженности короны. Значение напряженности определяется большим значением факторов, таким как рабочее напряжение, сечение и количество проводов в фазе, тип опоры и электрическая характеристика воздуха. Внешними проявлениями коронного разряда на проводах воздушных линий является характерное потрескивание и свечение в отдельных местах на поверхности проводов.

Осадки оказывают сильное влияние на величину потерь на корону. На проводах воздушных линий могут эпизодически появляться атмосферные

Отложения (капли дождя, роса, снег, изморозь, гололед, иней), что приводит к местному увеличению напряженности электрического поля, и как следствие, к возникновению местной короны, в отдельных точках провода. По мере повышения напряжения корона распространяется на большую поверхность провода. В конечном счете общая корона охватывает провод целиком по всей его длине.

При расчете потерь на корону выделяют основные группы погоды: хорошая погода, сухой снег, влажная погода и изморозь. Потери при плохой погоде в 25−40 раз больше чем при хорошей. При этом к периодам хорошей погоды (для целей расчета потерь на корону) относят погоду с влажностью не менее 100% и гололед; к периодам влажной погоды — дождь, мокрый снег, туман. Однако необходимо отметить ошибочное отнесение гололеда в группу хорошей погоды. Гололед относят к группе изморози.

Удельные потери мощности при различных погодных условиях определяются экспериментально.

Учитывая, что потери электроэнергии являются составляющей тарифа на электроэнергию, пренебрегать ими при расчете потерь в сетях напряжением 220 и 110 кВ нельзя, тем более что потери на корону в воздушных линиях определяются на основе данных об удельных потерях мощности, приведенных в табл.3.8 и о продолжительностях видов погоды в течение расчетного периода по формуле.

Где Tpi-продолжительность i-го вида погоды; ч; -удельные потери мощности на корону при i-м виде погоды; кВт/км; L-протяженность линии, км; -поправочный коэффициент на рабочее напряжение линии.

Продолжительность разных видов погоды в различных регионах страны существенно различается. При отсутствии данных о продолжительностях видов погоды в течение расчетного периода потери электроэнергии на корону определяются по табл.3.9 в зависимости от региона расположения линии.

Территорию РФ можно разбить на семь регионов, внутри каждого изкоторых погодные условия можно считать однородными.

Влияние рабочего напряжения линии на потери на корону учитывается поправочным коэффициентом, определяемым по формуле

Где Uотн-отношение рабочего напряжения линии к его номинальному значению.

В случае отрицательного значения коэффициента, определяемого по формуле (3.6) (при низних рабочих напряжениях), значение коэффициента принимается равным нулю.

Поправочный коэффициент на рабочее напряжение линии напряжением 330 кВи выше по данным пропорционален напряжению в степени от 4 до 10. Выражение 3.6 дает преемленый результат только для линий напряжением 220 кВ включительно.

Потери электроэнергии как правило, требуется рассчитывать помесячно. Распределение годовых потерь электроэнергии на корону по месяцам осуществляют на основе долевых коэффициентов, соответствующих распределению по месяцам видов погодных условий. При отсутствии таких данных на каждый месяц из первого и четвертого квартала рекомендуется относить 1/10 годовых потерь, на каждый месяц из второго и третьего квартала — 1/15.

А. По среднеквадратичному напряжению

Как мы уже знаем

?Pкор=,? =>

=?Pкор/=

= (|Uх|?U2) /L или =

t [i. j] i-режим =3, j-погода =4

Берем именно среднее значение напряжения

Б. По справочным данным

Все аналогично пункту А, но коэффициент по напряжению =1 (формула 3.6 из литературы [4]) равен единице.

III. Учет токов утечки по изоляторам воздушных линий

В нормальном эскплуатационном режиме по изоляторам течет так называемый фоновый ток утечки. Увлажнение загрязненного изолятора во время влажной погоды создает на его поверхности проводящую среду, что приводит к резкому возрастания тока утечки. В свою очередь возросщий ток утечки подсушивает увлажненную поверхность изолятора, в результате чего ток стабилизируется на определенном уровне. Длительный фоновый ток в условиях увлажнения изоляторов колеблется в диапазоне 0,5−1 мА. Значения фонового тока практически одинаковы для линий любого класса напряжений, поскольку с ростом номинального напряжения число изоляторов в гирлянде увеличивается практически пропорционально напряжению. Эти потери могут достигать величин потерь на корону, причем половина из них приходится на линии напряжением 35 кВ и ниже.

Потери электроэнергии от токов утечки по изоляторам воздушных линий определяются на основе данных об удельных потерях мощности, приведенных в таблице 3.11, и о продолжительностях видов погоды в течение расчетного периода по формуле:

Гдепродолжительность i-го вида погоды; -удельные потери мощности от токов утечки при i-м виде погоды, кВт/км; -протяженность линии; км.

По влиянию на токи утечки виды погоды могут быть объединены в 3 группы: 1-я группа — хорошая погода с влажностью менее 90%, сухой снег, изморозь, гололед; 2-я группа — доджь, мокрый снег, роса, хорошая погода с влажностью 90% и и более; 3-я группа — туман.

При отсутствии данных о продолжительностях различных погодных условий. При отсутствии таких данных на каждый месяц рекомендует относить 1/12 часть годовых потерь.

По справочным данным (база данных программы) определяются удельные потери от тока утечки. Стр. 74 (формула 3.7 из литературы [4]). Справочные данные взяты из той же книги стр 75 табл. 3.11. Там даются данные для трех групп погоды. 3-ю группу не учла, так как она предназначена для туманной погоды.

Расход электроэнергии на плавку гололеда

Явление образования той или иной формы ледяного покрова на проводах и тросах называется гололедообразованием или гололедом. Обычно гололед образовывается при небольших отрицательных температурах (от — 3 °C до — 5°С) и небольших скоростях ветра (до 10 м/с). Указанные температуры приведены для нагрузок проводов линий, близких к экономическим, при которых температура на поверхности провода отличается не более чем на 1−3°С от температуры окружающей среды. При нагрузках, больших экономических, гололедообразование происходит при более низких температурах (до — 10°С).

В результате соприкосновения переохлажденных паров воды с элементами линий происходит образование гололеда. Интенсивность образования гололеда зависит от многих условий, наиболее влияющими являются насыщенность влагой воздуха или мокрого снега и скорость их наноса. Повышенное гололедообразование наблюдается вблизи больших водных объектов и в горных районах. При увеличении расстояния от земли возрастает скорость ветра и увеличивается содержание переохлажденной воды в воздухе, что способствует увеличению размеров гололедных отложений. Особенности микроклимата, рельефа и лесистости местности также влияют на степень гололеда. На размеры гололедных образований оказывает влияние и диаметр продова, чем больше диаметр, тем меньше интенсивность отложений.

В зависимости от толщины стенки гололеда территория РФ делится на 4 региона.

Гололедные образования создают дополнительную механическую нагрузку на провода, тросы и опоры линий, которая может достигать несколько сотен кмлоньютонов. Из-за гололеда под действием ветра может возникнуть вибрация проводов и тросов. В результате вибрации возникают многократные перегибы проводок проводов и тросов, что приводит к излому отдельных проволок, а в дальнейшем — к обрыву проводов и тросов. Пляска проводов и тросов приводит к большим динамическим воздействиям, на узлы крепления проводов ти тросов к опорам, что приводит к их разрывам. Кроме того, при пляске проводов они очень часто схлестываются, что приводит к короткому замыканию или отключению линии.

Для предупреждения аварий и повреждений линий от гололеда в районах с сильным гололедообразованием постоянно наблюдают за изменением метеорологических условий. На соответственных линиях устанавливают приборы, сигнализирующие о нарастании гололеда.

Основной мерой борьбы с гололедом является удаление его с проводов и тросов путем плавки электрическим током, а также профилактический нагрев проводов (увеличение тока нагрузки)

До температур, при которых образование гололеда определяется на основе приборов учета, установленных на устройствах плавки гололеда.

При отсутствии таких приборов таких приборов учета допускается использование данных, приведенных в таблице 3.13 в зависимости от района расположения ВЛ по гололеду.

Для помесячного распределения расхода электроэнергии на плавку гололеда на каждый месяц из первого и четвертого квартала рекомендуется относить 1/6 годовых потерь. В течение второго и третьего квартала гололед может образовываться только в высокогорных районах, поэтому в общем случае расчетный расход электроэнергии на плавку гололеда в этот период может быть принят равным нулю.

IV. Суммарные годовые потери

В программе в окне вывода данных есть таблицы. По суммарным значениям потерь мощности, соответствующего типа расчета, определяются суммарные потери для случаев а) и б).

3. Описание и пример работы программы

В программе имеется база данных по основным справочным данным:

класс напряжения;

марка провода (привязывается по классу напряжения)

активное погонное сопротивление провода (привязывается по марке провода)

удельные потери на корону (привязывается по классу напряжения)

удельные потери от токов утечки (привязывается по классу напряжения и типа погоды)

Программа написана в среде разработки Microsoft Visual Studio 2010 на языке объектно-ориентированного программирования (ООП) С# (Си-Шарп).

Для корректной работы программы необходимо наличие установленного пакета платформы Microsoft.net Framework 3.0 или выше.

Запуск программы осуществляется с помощью исполняемого файла «Определение потерь для линий СВН. ехе». Файл «Complex. dll» является библиотекой, позволяющей вести расчет с комплексными числами. Файл «ZedGraph. dll» позволяет работать с графиками.

После запуска программы, появляется окно задания исходных данных (рис.5), в котором согласно заданию необходимо ввести исходные данные для исследуемых режимов.

Для исследуемых режимов, в окне задания исходных данных, задаются пользователем параметры для линии электропередачи (ЛЭП), параметры нагрузки, погодные условия. (рис.5). Рассмотрим подробнее окно задания исходных данных.

Рис. 5. Задание исходных данных для исследуемых режимов

В параметрах ЛЭП задается номинальное напряжение электропередачи (220−750 кВ), марка провода АС и длина ВЛ. В левой нижней части блока «Параметры ЛЭП», по результатам выбора номинального напряжения и марки провода, появляются справочные данные (удельные параметры) для выбранной ЛЭП. В блоке «Параметры нагрузки», должны быть заданы Pнб, Pср, Pнм (МВт). А также продолжительности режима для каждого режима. (ч)

Рис. 7.

А также задаются «погодные условия»

Рис. 8. Задание погодных условий

Если все необходимые данные заполнены, нажимаем на «График нагрузки», при нажатии на кнопку «Обновить», станет отражаться график.

Рис. 9. График нагрузки

Для получения общего результата по суммарному графику нажимаем на оба вида потерь, а затем на каждый подраздел, и выводится график.

Вывод результатов в виде таблицы на Приложении 1.

Вывод результатов в виде Графика на Приложении 2.

Заключение

В данном курсовом проекте была разработана программа, реализующий расчет потерь активной мощности и годовых потерь электроэнергии, из полученных результатов можно увидеть, что потери разные в разных режимах, и в разных погодных условиях. От потерь не избавиться, а для того что уменьшить их нужно предпринимать меры, такие как:

выбор рациональной конструкции фазы, позволяющие снизить потери на корону;

снижение плотности тока в проводах линии (в допустимых пределах);

равномерное распределение компенсирующих устройств вдоль электропередачи, чтобы уменьшить длину плеча перетока реактивной мощности;

поддержание возможно более высокого напряжения в узлах электропередачи для снижения значения тока в фазах линии (в режимах наибольших нагрузок);

регулирование напряжения в конце линии (для очень протяженных электропередач).

Список используемой литература

1. Дальние электропередачи сверхвысокого напряжения: Учебник для вузов /Ю.П. Рыжов. — М.: Издательский дом МЭИ, 2007.

2. Дальние электропередачи в примерах. Г. К. Зарудский, Е. В. Путятин, Ю. П. Рыжов, Т.И. Шелухина/Под редакцией Ю.П. Рыжова-М.: Изд-во МЭИ, 1994.

3. Железко Ю. C., Шаров Ю. П., Шведов Г. В., Зарудский Г. К., Cипачева О. В. Потери электроэнергии в электрических сетях: основные сведения, расчет и нормирование: учебное пособие — Москва — Издательский дом МЭИ-2011

Приложения

Приложение 1

Таблица 1. Нагрузочные потери активной мощности и электроэнергии

Таблица 2. Потери на корону

Таблица 3. Потери от токов утечки по поверхности изоляторов ВЛ

Суммарные потери электроэнергии:

а) 707 146,2

б) 714 489,9

Приложение 2

Анализ графика

Вывод:

1. Определение нагрузочных потерь активной мощности и электроэнергии для каждого периода нагрузки:

а) по среднеквадратичному току линии

б) по параметрам П-образной схемы замещения

2. Определение потерь на корону для каждого периода нагрузки и каждого периода погоды:

а) по среднеквадратичному напряжению б) по справочным данным

3. Учет токов утечки по изоляторам воздушных линий

4. Суммарные годовые потери