Сборник докладов - Электроэнергетика глазами молодежи 2010

Подождите немного. Документ загружается.

230

Рисунок 4 – Оценка пределов выдаваемой мощности (2 вариант)

Учет демпферного момента генератора, возникающего в результате электромеха-

нических колебаний, в выражениях (1) в виде дополнительной составляющей 



∆δ

ГС



∆

⁄

(где 



– неизвестный коэффициент) во всех случаях снижал качество и точность оценки

пределов выдаваемой мощности.

Выводы:

1. Система уравнений, составленная только из уравнений (1), дает лучшие резуль-

таты оценок пределов выдаваемых мощностей. Отличие расчетных значений пределов

выдаваемых мощностей от истинных значений составляет менее 3 %.

2. Особенностью расчета пределов выдаваемых мощностей является наличие коле-

баний в расчетных значениях пределов, обусловленных работой регулятора возбуждения.

3. На основе технологий синхронизированных векторных измерений могут быть

созданы системы мониторинга запасов статической устойчивости, позволяющие произво-

дить оценку запасов устойчивости в режиме реального времени с учетом актуальных па-

раметров энергосистемы.

Список использованных источников

1. Куликов Ю.А., Жуков А.В., Мацкевич И.Е. Перспективы применения векторной реги-

страции параметров в управлении режимами ЕЭС России // Релейная защита и автома-

тика энергосистем: Сб. докладов XX конференции (Москва, 1-4 июня 2010). С. 39–47.

2. Phadke A.G., Thorp J. S. Synchronized Phasor Measurements and Their Applications. New

York: Springer Science, 2008. pp. 254.

3. Фишов А.Г., Дехтерев А.И. Мониторинг запасов устойчивости на основе системы мо-

ниторинга переодных процессов // Научные проблемы транспорта Сибири и Дальнего

Востока. 2009. Спец. выпуск №1. С. 102–106.

4. Жданов П.С. Вопросы устойчивости электрических систем. М.: Энергия, 1979. 456 с.

5. Фишов А.Г., Дехтерев А.И. Анализ условий идентификации угловых характеристик

мощности генераторов на примере простейшей схемы // Научный вестник НГТУ. 2010.

№1(38). С. 75–83.

0 1 2 3 4 5 6 7 8 9 10

-10

-5

231

ОСОБЕННОСТИ РАСЧЕТА МИНИМАЛЬНЫХ НАГРУЗОК

ЭЛЕКТРОСТАНЦИЙ УФИМСКОГО ЭНЕРГОРАЙОНА

А.Р. Каюмов, С.В. Гусев, А.Е. Калёнов, А.А. Шабалина

Филиал ОАО «СО ЕЭС» Башкирское РДУ

На этапе формирования сводного прогнозного баланса производства и поставок

электрической энергии на предстоящий год возникает вопрос о минимально допустимом

объеме выработки электроэнергии электростанциями по условиям надежного теплоснаб-

жения потребителей и соблюдения критериев надежности работы электрических сетей.

Определить минимально допустимый объем выработки электроэнергии возможно после

экспертизы минимальных нагрузок тепловых электростанций, то есть определив мини-

мально допустимую мощность каждой электростанции с учетом фактического режима ра-

боты. При этом минимум состава включенного оборудования и нагрузки ТЭС должен оп-

ределяться исходя из критериев обеспечения:

 надежности работы электрических сетей;

 функционирования релейной защиты и автоматики;

 покрытия дефицита мощности в рассматриваемом энергоузле при условии не-

превышения максимально допустимых перетоков (МДП) в контролируемых се-

чениях;

 поддержания нормального уровня напряжения;

 участия электростанций в покрытии суточной неравномерности графика элек-

тропотребления отдельных энергосистем, ОЭС и ЕЭС России;

 надежного теплоснабжения потребителей (для ТЭС, осуществляющих отпуск

тепла и пара внешним потребителям);

 резервирования оборудования электростанций на случай его аварийного отклю-

чения (для электростанций, минимальная нагрузка которых должна быть обес-

печена по режимным условиям).

Полученные по результатам расчета минимальные и максимальные нагрузки элек-

тростанций определяют диапазон допустимых показателей выработки электроэнергии,

включаемых в прогнозные балансы электроэнергии на предстоящий год.

При определении минимальных нагрузок электростанций необходимо учитывать

характерные особенности Башкирской энергосистемы. Одной

из таких особенностей яв-

ляется наличие на территории операционной зоны Башкирского РДУ двух крупных энер-

горайонов – Уфимского и Южного, – в которых расположены все крупные ТЭЦ и ГЭС (по

пять ТЭЦ и одной ГЭС в каждом энергорайоне). Другая особенность – сложность точного

прогноза электропотребления в указанных энергорайонах, связанная с отличиями в струк-

туре и динамике роста потребления, а так же с изменениями топологии электрической се-

ти. Например, на величину электропотребления в Уфимском энергорайоне большое влия-

ние оказывает значительная доля бытовой нагрузки, в то время как в Южном преобладают

крупные промышленные потребители.

Целью данной работы является определение степени влияния на величину мини-

мально допустимой мощности (

min

) ТЭЦ Уфимского энергорайона следующих факторов:

 точности прогноза максимального потребления электроэнергии Уфимского

энергорайона (Р

потр

max

);

 увеличения числа расчетов электрических режимов (проведение почасовых рас-

четов с использованием прогнозного графика электропотребления энергорайона);

 выбора числа часов максимального и минимального электропотребления (с целью

использования величины прогнозного максимума потребления энергорайона);

232

 выбора оптимального метода расчета электрических станций Уфимского

энергорайона в периоды, в которых ограничивающим фактором дальнейшего

снижения минимально допустимой мощности является недопустимое превыше-

ние МДП.

Уфимский энергорайон является одним из наиболее энергоемких в Башкирской

энергосистеме. Основными, наиболее значимыми отраслями производства энергорайона

являются нефтедобывающая и нефтеперерабатывающая промышленность, металлообра-

ботка и машиностроение, а также сельское хозяйство. Уфимский энергорайон обладает

развитой системой коммунально-бытового хозяйства и транспортной инфраструктурой.

Уфимский энергорайон (рисунок 1) постоянно дефицитен. Электроснабжение Уфимского

энергорайона осуществляется 5 ТЭЦ, 1 ГЭС, 2 ПС-220 кВ глубокого ввода (ПС НПЗ и ПС

Уфа-Южная), остальные связи – 110 кВ.

Рисунок 1 – Схема Уфимского энергорайона

В сечение Уфимского энергорайона входят следующие связи:

 АТ-1,2 ПС НПЗ;

 ВЛ-110 Уфа-Южная – Глумилино 1,2ц;

 ВЛ-110 Дема – Бекетово 1,2,3ц;

 ВЛ-110 Дема – Нурлино 1,2ц;

 ВЛ-110 Дема – Чишмы т. «красная»;

 ВЛ-110 Дема – Раевка «зеленая»;

 ВЛ-110 Бирск – Тюльди 1,2ц;

 ВЛ-110 Симская – Кропачево 1,2ц;

 ВЛ-110 Симская – Месягутово 1,2ц.

Из-за недостаточного количество подстанций

ПС 220 кВ глубокого ввода и нераз-

витой сети 220 кВ сильно загружены связи основной системообразующей сети 110 кВ,

при этом загрузка связей неравномерна. Наиболее загруженные связи сечения Уфимского

энергорайона – ВЛ-110 Уфа-Южная–Глумилино-1,2. Для регулирования дефицита и под-

держания загрузки связей сечения Уфимского района в допустимом диапазоне на станци-

ях необходимо вводить ограничения выдаваемой мощности.

Расчет электрических режимов для определения минимальных нагрузок электро-

станций Уфимского энергорайона производился для двух характерных месяцев 2011 года

– февраля и июня. Определяющим условием для расчета минимальных нагрузок электро-

233

станций является поддержание загрузки ВЛ-110 кВ Уфа-Южная–Глумилино-1,2 (частич-

ное сечение Уфимского района) в пределах длительно допустимого тока.

Результаты расчетов проверялись по следующим критериям:

 обеспечение допустимых параметров электроэнергетического режима (МДП по

сечениям, допустимая токовая нагрузки, уровни напряжения в узлах);

 обеспечение допустимых параметров прогнозного электроэнергетического режи-

ма в послеаварийных режимах, вызванных одним нормативным возмущением

(критерий 1);

 в послеаварийной схеме обеспечение возможности приведения перетока по сече-

нию к МДП.

Исходными данными для расчета являются: минимальные нагрузки электростанций

операционной зоны Башкирского РДУ на 2011 год, определенные в соответствии с «Мето-

дикой расчета минимальной мощности теплоэлектроцентрали» (СО 34.09.457-2004) [1],

прогноз максимального потребления Уфимского энергорайона на 2011 год [2]. Все расче-

ты проводились для нормальной схемы электрических соединений объектов электроэнер-

гетики [3], входящих в операционную зону Башкирского РДУ.

Для выявления степени влияния отдельных факторов на величину минимальной

допустимой мощности были произведены пять расчетов:

1. Первый расчет (базовый) производился по прогнозным величинам максимально-

го и минимального электропотребления Уфимского энергорайона, при этом число часов

максимума и минимума потребления определялось произвольно по точкам утреннего рос-

та и вечернего спада на типовом графике потребления энергорайона. По итогам двух про-

изведенных расчетов электрических режимов для минимального и максимального потреб-

ления, с использованием выбранного числа часов максимального и минимального потреб-

ления энергорайона, рассчитаны среднесуточные минимальные нагрузки электростанций.

2. Второй расчет производился с увеличенной на 50 МВт (что составляет чуть бо-

лее 5 % от потребления Уфимского энергорайона) прогнозной величиной максимального

электропотребления Уфимского энергорайона относительно базовой.

3. В третьем расчете произведен почасовой расчет минимальной мощности ТЭЦ с

использованием почасового прогноза электропотребления Уфимского энергорайона (24

расчета) с максимальной величиной потребления, соответствующей базовому варианту.

4. Четвертый расчет производится по аналогии с третьим (24 расчета), но с увели-

ченной на 50 МВт прогнозной величиной максимального электропотребления Уфимского

энергорайона относительно базовой.

5. Пятый расчет выполняется путем перерасчета базового варианта с корректиров-

кой числа часов максимального и минимального электропотребления Уфимского энерго-

района, с учетом выявленных в ходе предыдущих расчетов

закономерностей.

Результаты расчетов сведены в таблицу 1. Анализ сравнения результатов расчетов

(таблица 2) показывает следующее:

1. В зимние месяцы фактором, ограничивающим дальнейшее снижение 

min

, явля-

ется не превышение МДП, а условие надежного теплоснабжение потребителей (техноло-

гического минимума ТЭЦ хватает для надежной работы электрической сети). Но после

отключения нагрузки теплосети города и уменьшения паровой нагрузки промышленных

потребителей, с ростом температуры наружного воздуха (уменьшением допустимой токо-

вой нагрузки линий), технологический минимум ТЭЦ не обеспечивает покрытие дефицита

мощности в Уфимском энергорайоне.

2. Разница между 1 и 2, 3 и 4 расчетами составляет 12 %, следовательно, ошибка в

прогнозе максимального потребления даст наибольшую погрешность в расчете 

min

неза-

висимо от метода расчета.

234

3. Разница между 1 и 3, 2 и 4 расчетами составляет 8–9 %, следовательно, число

часов максимумов потребления для расчета выбрано завышенным.

Таблица 1

Июнь

Эл/станции

Нагрузка, МВт

Расчет 1

потр

max

= 900

Расчет 2

потр

max

= 950

Расчет 3

потр

max

= 900

Расчет 4

потр

max

= 950

Расчет 5

потр

max

= 900

ТЭЦ-1 13,0 13,0

13,0

13,0 13,0

ТЭЦ-2(110) 140,8 140,8

129,8

130,1 131,0

ТЭЦ-3 30,2 30,2

29,7

30,0 29,8

ТЭЦ-4 108,4 140,4

97,2

135,3 97,4

ПУТЭЦ 92,8 113,6

86,2

93,9 89,1

Всего 385,2 438,0

356,0

402,3 360,3

Февраль

Эл/станции

Расчет 1

потр

max

= 1190

Расчет 2

потр

max

= 2140

Расчет 3

потр

max

= 1190

Расчет 4

потр

max

= 2140

Расчет 5

потр

max

= 1190

ТЭЦ-1 79,0 79,0

79,0

ТЭЦ-2(110) 207,0 207,0

207,0

ТЭЦ-3 79,3 79,3

79,3

ТЭЦ-4 130,0 134,2

130,0

130,3

130,0

ПУТЭЦ 85,0 85,0

85,0

Всего 580,3 584,5

580,3

580,6

580,3

Таблица 2

июнь февраль

% МВт % МВт

разница м/у 1 и 2 расчетами 12,1 52,8 0,7 4,2

разница м/у 1 и 3 расчетами –8,2 –29,2 0 0

разница м/у 2 и 4 расчетами –8,9 –35,7 –0,7 –4

разница м/у 1 и 5 расчетами –6,9 –24,9 0 0

разница м/у 3 и 5 расчетами 1,2 4,4 0 0

На рисунке 2 построены графики зависимости минимальной нагрузки электростан-

ций Уфимского энергорайона от максимального потребления за сутки, на которых видны

часы начала и окончания необходимого увеличения Рмин. Для расчета 5 было выбрано

число часов Рмах, соответствующее числу точек, находящихся в верхней части кривой

Рмин(t).

4. Разница между 1 и 5, 3 и 5 расчетами показывает, что выбор скорректированного

числа часов Р

потр

max

существенно улучшил результат расчета Рмин, приблизив его к почасо-

вому, при этом использование всего двух расчетов электрических режимов позволило со-

кратить общее время проведения расчетов.

235

Рисунок 2 – График зависимости минимальной нагрузки электростанций

Уфимского энергорайона от максимального потребления за сутки

Выводы:

1. Прогноз максимального потребления является наиболее значимым фактором,

влияющим на итоговый результат расчета P

min

. Ошибка в 5 % от потребления Уфимского

энергорайона в итоге даст отклонение в расчете P

min

на 12 %.

2. В связи с тем, что при проведении экспертизы P

min

для каждого месяца должны

проводиться расчеты для рабочего и выходного дня, нормальной и ремонтной схемы,

Уфимского и Южного энергорайонов, применение почасового расчета ТЭЦ не оправдано

из-за больших временных затрат на его проведение, в то время как использование в расче-

те выбранного числа часов P

потр

max

существенно сократит время расчетов без заметного

ухудшения качества расчетов.

Список использованных источников

1. Методика расчета минимальной мощности теплоэлектроцентрали (СО 34.09.457-2004).

12 с.

2. Методические указания по устойчивости энергосистем. Утверждены Приказом Мин-

энерго России от 30.06.2003 № 277. 14 с.

3. Методика формирования в ОАО «СО ЕЭС» прогнозных балансов электрической энер-

гии (мощности) на период до одного календарного года. (Приложение 1 к приказу ОАО

СО ЕЭС от 02.06.2010 № 163) 42 с.

300

350

400

450

500

550

0 2 4 6 8 10 12 14 16 18 20 22 24

Минимальная нагрузка электростанций Уфимского энергорайона

в июне при максимальном потреблении 900 (950) МВт

Рмин ТЭЦ Уфимского

энергорайона при прогнозе

максимального потребления 900

МВт (вариант 3)

Рмин ТЭЦ Уфимского

энергорайона при прогнозе

максимального потребления 950

МВт (вариант 4)

236

ОЦЕНКА ДОСТОВЕРНОСТИ ТЕЛЕИНФОРМАЦИИ ПО КОНЦАМ

ВЛ 500–220 кВ МЕТОДОМ ЧЕТЫРЕХПОЛЮСНИКА

Н.П. Серов, М.В. Дель, А.В. Смульский

Филиал ОАО «СО ЕЭС» Челябинское РДУ

Для эффективного управления режимами в электрической системообразующей се-

ти 500 кВ ЕНЭС РФ, находящейся на территории энергосистем, оперативно-диспетчер-

скому персоналу на ДП ОДУ, РДУ и дежурному персоналу на ГЩУ ПС–500 кВ ФСК и

электростанций ОГК, имеющих ОРУ–500 кВ и отходящие станционно-сетевые ВЛ–500 кВ,

необходимо располагать достоверной полной информацией о параметрах режима сети

500 кВ энергосистемы. Иными словами, объективный мониторинг режима, отражающий

текущее состояние сети 500 кВ энергосистемы как объекта управления, должен формиро-

ваться на основе информации, получаемой с использованием средств телемеханики (ТМ).

Поэтому достоверная телеинформация (ТИ) с энергообъектов 500 кВ технологически

важна, особенно это касается приема ТИ с электрических станций и подстанций 500 кВ.

Причины недостоверности ТИ могут быть различны, начиная от неправильной ра-

боты каналообразующей аппаратуры (КОА), каналов связи (КС) и аппаратуры ТМ, закан-

чивая неправильной работой трансформаторов тока (ТТ), трансформаторов напряжения

(ТН), измерительных преобразователей (ИП) – датчиков , , , , включая их метроло-

гические погрешности.

Поэтому на объектах 500 кВ (станциях и подстанциях) энергосистем, для обеспе-

чения «повышенной» достоверности ТИ режимных параметров, необходимо восстановить

нормальную работу КОА, ТМ, КС, измерительных ТТ, ТН, ИП, включая замену ТТ, ТН,

ИП. При невозможности в ближайшее время произвести на энергообъектах 500 кВ ука-

занные работы по обеспечению достоверности режимных телепараметров в сети 500 кВ,

предлагается заменять в среде ОИК АСДУ (СК-2007) недостоверные ТИ на псевдотелеиз-

мерения, определенные расчетным путём [1].

В качестве примера рассмотрим расхождение значений ТИ напряжения (), изме-

ряемых на ПС Кропачево–500 между ВЛ 500 кВ Кропачево–Уфимская и ВЛ 500 кВ Кро-

пачево–Приваловская, которое наблюдаться после проведения текущего ремонта на ТН

500 кВ ВЛ 500 кВ Кропачево–Приваловская.

Для определения достоверного значения напряжения на ПС Кропачево–500 в Фи-

лиале ОАО «СО ЕЭС» Челябинское РДУ произведен математический расчет и анализ

уровня напряжения на ошиновке 500 кВ, т.е. на обеих ВЛ 500 кВ ПС Кропачево–500, ме-

тодом каскадного соединения двух четырехполюсников.

В расчете за величину фактического напряжения на ВЛ 500 кВ Кропачёво–Прива-

ловская и соответственно на ошиновке 500 кВ принято расчетное напряжение, определяе-

мое по методу каскадного включения двух четырехполюсников, адекватно замещающих

ВЛ 500 кВ (с распределенными параметрами) Златоуст–Приваловская и Приваловская–

Кропачево. За достоверные фактические значения режимных параметров 



, 



, 



, 



приняты соответствующие ТИ в ОИК АСДУ (СК-2007) по ВЛ 500 кВ Златоуст–Привалов-

ская на входных зажимах первого четырехполюсника, а также загрузка АТ1 (, ) на ПС

Приваловская–500 со стороны 500 кВ.

На рисунке 1 изображена схема каскадного соединения четырехполюсников №1 и

№2, замещающих звенья электропередачи от ПС Златоуст–500 до ПС Кропачево–500.

Расчет произведен на 04 часа 00 минут уральского времени 18.06.2010 г.

237

ПС Приваловская-500

ПС Златоуст-500



.1 .

агр АТ ПС Привал



№1№2

ПС Кропачево-500



Рисунок 1 – Схема соединения четырехполюсников

В качестве исходных (достоверных) данных приняты следующие параметры:

 напряжение ВЛ 500 кВ Златоуст–Приваловская 



= 512,5 кВ;

 переток активной (



) и реактивной (



) мощности по ВЛ 500 кВ Златоуст–При-

валовская 



526,5 124,7 МВА;

 загрузка АТ1 ПС Приваловская–500 

загр.АТ ПС Привал.

69,3 48,5 МВА.

Остальные исходные данные электропередачи Златоуст–Кропачево:

 ВЛ 500 кВ Златоуст–Приваловская (марка провода – 3×АС-500/64; длина пере-

дачи – ℓ



= 45,2 км);

 ВЛ 500 кВ Приваловская–Кропачево (марка провода – 3×АС-500/64; длина пе-

редачи – ℓ



= 85,8 км).

ВЛ 500 кВ Златоуст–Приваловская. По справочной литературе погонные парамет-

ры для данной марки провода: 



0,02 Ом/км, 



0,304 Ом/км, 



3,64  10



См/км,





28  10



См/км (потери на корону около 7,0 кВт/км) [2].

Основные волновые характеристики передачи:

1. Волновое сопротивление передачи:

























0,02 0,304

28  10



3,64  10



289,178 8,389 Ом. (1)

2. Коэффициент распространения электромагнитной волны вдоль передачи:

γ

































0,02 0,304



28  10



3,64  10





3,863  10



1,052  10



(2)

3. Фазовый коэффициент передачи:















1,052  10



рад/км. (3)

4. Волновая длина линии электропередачи:

λα



ℓ1,052  10



 45,2 0,048 рад. (4)

Постоянные четырёхполюсника, замещающего данную линию и учитывающего

потери активной мощности в ВЛ 500 кВ (нагрузочные и на корону):

chγ



ℓch3,863  10



1,052  10



45,2 0,999 8,303  10



;



shγ



ℓ



289,178 8,389



sh3,863  10



1,052  10



45,2 

0,903 13,736 Ом;

(5)





shγ



ℓ

289,178 8,389

sh3,863  10



1,052  10



45,2 

1,261  10



1,645  10



См;

(6)

238













√

3





526,5 124,4

√

3  512,3

0,593 0,14 кА. (7)

Исходя из уравнений четырехполюсника для ВЛ-500 кВ:

















√

3





;









√













(8)

Отсюда 





514,335 14,288 В, 





0,592 0,092 кА.

Расчетный выходной переток мощности из четырехполюсника ВЛ 500 кВ Злато-

уст–Приваловская равен:







√

3









525,176 96,349;





525,176 МВт;





96,349 МВАр.

Расчетное напряжение на ошиновке 500 кВ ПС Приваловская–500 



514,536 кВ.

Входной переток мощности по ВЛ 500 кВ Приваловская–Кропачево, являющийся

входным перетоком 





для второго четырехполюсника, будет равен:











НГ.Привал.

525,18 96,35  83,1 76,2 455,88 144,85 МВА.

Напряжение на шинах 500 кВ ПС Приваловская–500 принято равным напряжению

на входных зажимах второго четырехполюсника, 







514,54 кВ.

Используя формулы (1)–(8) определяется 



и 



на выходных зажимах второго че-

тырехполюсника, замещающего ВЛ 500 кВ Приваловская–Кропачево.

ВЛ 500 кВ Приваловская–Кропачево. По справочной литературе погонные пара-

метры для данной марки провода: 



0,02 Ом/км, 



0,304 Ом/км, 



3,64  10



См/км, 



28  10



См/км (потери на корону около 7,0 кВт/км).

Основные волновые характеристики передачи:

1. Волновое сопротивление передачи: 

289,178 8,389 Ом.

2. Коэффициент распространения электромагнитной волны вдоль передачи:

γ



3,863  10



1,052  10



3. Волновая длина линии электропередачи:



α



ℓ



1,052  10



 85,8 0,09 рад.

Постоянные четырёхполюсника, замещающего данную линию:









chγ



ℓ



ch3,863  10



1,052  10



85,8 0,996 2,989  10



;







shγ



ℓ



1,711 26,048 Ом;









shγ



ℓ



2,368  10



3,119  10



См;













√

3





455,88 144,85

√

3  514,54

0,512 0,163 кА.

239

Исходя из уравнений четырехполюсника для ВЛ-500 кВ:





















√

3









;









√





















Отсюда 





518,26 23,41 В, 





0,509 0,069 кА,







√

3









453,82 82,89; 



453,82 МВт;





82,89 МВАр; 



 518,79 кВ.

Таким образом, расчетное напряжение на шинах 500 кВ ПС Кропачево-500 состав-

ляет 518,79 кВ. При этом датчики напряжения, установленные на ТН ВЛ 500 кВ и соот-

ветствующие им ТИ, зафиксировали следующие значения:

 ВЛ Кропачево–Приваловская 



= 529,0 кВ;

 ВЛ Кропачево–Уфимская 



= 521,0 кВ.

Сравнивая значение измеряемых напряжений на ошиновке ВЛ 500 кВ с расчетным

значением напряжения, получим разницу по абсолютной величине: ВЛ Кропачево–Уфим-

ская 2,21 кВ; ВЛ Кропачево–Приваловская 10,21 кВ.

Используя изложенную методику оценочного расчета, были рассчитаны уровни

ожидаемых напряжений на ошиновке ВЛ 500 кВ Кропачево–Приваловская и Кропачево–

Уфимская в эти же сутки (18.06.2010

г.) за: 00:00 ч.; 10:00 ч.; 18:00 ч. Полученные данные

сведены в таблицу 1, где сравниваются с реальными значениями ТИ напряжения.

Таблица 1 – Результаты расчета и сравнения их с реальными значениями ТИ

Время



расч.ошин

кВ



факт.УфКр

кВ

∆,

кВ

δ,



факт.КрПрив

кВ

∆,

кВ

δ,

00:00

511,77 514,0 2,23 0,44 522,0 10,23 2,0

04:00

518,79 521,0 2,21 0,43 529,0 10,21 1,97

10:00

514,51 516,0 1,49 0,29 525,0 10,49 2,04

18:00

513,51 517,0 3,49 0,68 524,0 10,49 2,04

Примечание: ∆ – абсолютная погрешность; δ – относительная погрешность.

Исходя из полученных данных оценочного расчета уровня напряжения на ошинов-

ке 500 кВ ПС Кропачево–500 и сравнения его с реальными ТИ напряжения, получаемыми

в ОИК АСДУ (СК-2007) ЧРДУ с ПС Кропачево–500, можно сделать вывод, что среднесу-

точное значение напряжения, измеряемое на ВЛ 500 кВ Кропачево–Приваловская, завы-

шено на 10 кВ, а значение напряжения, измеряемое на ВЛ 500 кВ Кропачево–Уфимская,

завышено на 2 кВ, что в пределах погрешности тракта связи.

Использование данного метода позволяет быстро получать расчетные «псевдотеле-

измерения» режимных параметров сети и производить экспресс-оценку достоверности ре-

альных ТИ.

Список использованных источников

1. Нейман Л.Р., Демирчян К.С. Теоретический основы электротехники. М.-Л.: Энергия,

1966. 522 с.

2. Рокотян С.С., Шапиро И.М. Справочник по проектированию электроэнергетических

систем. М.: Энергия, 1977. 288 с.