36

Министерство образования и науки Российской Федерации

Федеральное агентство по образованию

Южно-Российский государственный технический университет

(Новочеркасский политехнический институт)

МЕТОДИЧЕСКИЕ УКАЗАНИЯ

к практическим занятиям

ПО КУРСУ

«Проектирование электрических систем»

Новочеркасск 2006

УДК 62I.3II.00I.63

Рецензент

Составители: Хлебников В. К., Бураков И. Ф.

Методические указания к практическим занятиям по курсу «Проектирование электрических систем» /Юж. – Рос. гос. техн. ун-т. Новочеркасск: ЮРГТУ, 2006. - 33 с.

Приведены основные расчётные формулы, даны типовые задачи с подробными решениями и задачи для самостоятельного решения. Методические указания позволят студентам освоить методы расчёта перспективных нагрузок, формирования вариантов развития электростанций в ЭЭС, расчётов резервов мощности, планирования оптимальных режимов электростанций.

Предназначены для студентов специальности 100200 "Электроэнергетические системы и сети" всех форм обучения.

© Южно-Российский государственный

технический университет, 2006

© Хлебников В.К., Бураков И.Ф., 2006

1. Прогнозирование нагрузок и электропотребления

В данном разделе изложены краткие методические указания по определению перспективного электропотребления и графиков нагрузки, приведены примеры расчёта и даны задачи для самостоятельного решения.

Методические указания

Прогнозирование годового электропотребления и максимальных нагрузок может быть выполнено на основе экстраполяционного метода. Для этого необходимо подобрать уравнение регрессии для ретроспективных (отчетных) данных. Простейшим уравнением регрессии является линейное уравнение (рис.1):

, (1.1)

где t- номер года.

y

y=at+b

t,_лет

- 4 -3 -2 -1 0 1 2 3 4 5

Отчет Прогноз

Рис. 1. Экстраполяция регрессионной зависимости.

Коэффициенты а, b определяют методом наименьших квадратов

, (1.2)

, (1.3)

где у_i - отчетные данные о нагрузке или электропотреблении для года t_i;

п- число лет наблюдений.

О качестве построенного уравнения регрессии судят по величине F_p.

, (1.4)

где - среднее значение у.

. (1.5)

Расчетные значения F_P сравнивают с табличными значениями F - распределения с (n-1) степенью свободы и доверительным уровнем . При п =5 и = 0.95 F_табл= 6,388. Если F_Р > F_табл , то уравнение регрессии выбрано правильно.

Подставляя в (1.1) t, равное номеру года желаемого прогноза рассчитывают перспективные максимумы нагрузки и электропотребления ( , ) эквивалентных узлов ЭЭС.

Перспективные суточные графики нагрузки (зимний и летний) каждого узла ЭЭС получают следующим образом.

Определяют число часов использования максимума перспективной нагрузки каждого узла ЭЭС.

. (1.6)

По рис. 2. приведенному в [2], определяют плотность зимнего (летнего) суточного графика нагрузки ( ).для каждого узла с учетом географического района его расположения, а также коэффициент летнего снижения нагрузки .

Для вычисления ординат зимнего (летнего) суточного графика в относительных единицах ( ) используют данные табл. 2. из [2]. Переход к именованным единицам выполняется с помощью выражений максимальную нагрузку соответствующего узла.

= , (1.7)

= , (1.8)

Совмещенный суточный график нагрузки ОЭС на перспективу получают суммированием перспективных графиков нагрузки узлов.

Перспективный годовой график месячных максимумов нагрузки каждого узла можно построить, определив максимальную нагрузку m-го месяца года :

(1.9.)

где a, b, k' - коэффициенты, которые определяются по следующим формулам:

(1.10)

(1.11)

(1.12)

Здесь - коэффициент годового роста нагрузки, равный отношению максимальной нагрузки узла проектного года к максимальной нагрузке узла ЭЭС года предыдущего проектному.

=N / N , (1.13)

где T-номер проектного года.