Втрати електроенергії в розподільних електричних мережах

[ виправити ] текст може містити помилки, будь ласка перевіряйте перш ніж використовувати.

скачати

Зміст
  Введення
Огляд літератури
1. Структура втрат електроенергії в електричних мережах. Технічні втрати електроенергії
1.1 Структура втрат електроенергії в електричних мережах
1.2 Навантажувальні втрати електроенергії
1.3 Втрати холостого ходу
1.4 Кліматичні втрати електроенергії
2. Методи розрахунку втрат електроенергії
2.1 Методи розрахунку втрат електроенергії для різних мереж
2.2 Методи розрахунку втрат електроенергії в розподільних мережах 0,38-6-10 кВ
3. Програми розрахунку втрат електроенергії в розподільних електричних мережах
3.1 Необхідність розрахунку технічних втрат електроенергії
3.2 Застосування програмного забезпечення для розрахунку втрат електроенергії в розподільних мережах 0,38 - 6 - 10 кВ
4. Нормування втрат електроенергії
4.1 Поняття нормативу втрат. Методи встановлення нормативів на практиці
4.2 Нормативні характеристики втрат
4.3 Порядок розрахунку нормативів втрат електроенергії в розподільних мережах 0,38 - 6 - 10 кВ
5. Приклад розрахунку втрат електроенергії в розподільних мережах 10 кВ
Висновок
Список літератури

Введення

Електрична енергія є єдиним видом продукції, для переміщення якого від місць виробництва до місць споживання не використовуються інші ресурси. Для цього споживання частину самої переданої електроенергії, тому її втрати неминучі, завдання полягає у визначенні їх економічно обгрунтованого рівня. Зниження втрат електроенергії в електричних мережах до цього рівня - одне з важливих напрямків енергозбереження [1].
Протягом всього періоду з 1991 р. по 2003 р. сумарні втрати в енергосистемах Росії росли і в абсолютному значенні, і у відсотках відпуску електроенергії в мережу.
Зростання втрат енергії в електричних мережах визначений дією цілком об'єктивних закономірностей у розвитку всієї енергетики в цілому. Основними з них є: тенденція до концентрації виробництва електроенергії на великих електростанціях; безперервне зростання навантажень електричних мереж, пов'язаний з природним зростанням навантажень споживачів і відставанням темпів приросту пропускної здатності мережі від темпів приросту споживання електроенергії і генеруючих потужностей.
У зв'язку з розвитком ринкових відносин у країні значимість проблеми втрат електроенергії істотно зросла. Розробка методів розрахунку, аналізу втрат електроенергії та вибору економічно обгрунтованих заходів щодо їх зниження ведеться у ВНІІЕ вже більше 30 років. Для розрахунку всіх складових втрат електроенергії в мережах всіх класів напруги АТ-енерго і в обладнанні мереж і підстанцій та їх нормативних характеристик розроблено програмний комплекс, який має сертифікат відповідності, затверджений ЦДУ ЄЕС Росії, Головдерженергонаглядом Росії та Департаментом електричних мереж РАО "ЄЕС Росії".
У зв'язку зі складністю розрахунку втрат і наявністю істотних погрішностей, останнім часом особлива увага приділяється розробці методик нормування втрат електроенергії.
Методологія визначення нормативів втрат ще не встановилася. Не визначені навіть принципи нормування. Думки про підхід до нормування лежать в широкому діапазоні - від бажання мати встановлений твердий норматив у вигляді відсотка втрат до контролю за "нормальними" втратами за допомогою постійно проведених розрахунків за схемами мереж з використанням відповідного програмного забезпечення.
За отриманими нормам втрат електроенергії встановлюються тарифи на електроенергію. Регулювання тарифів покладається на державні регулюючі органи ФЕК і РЕК (федеральну і регіональні енергетичні комісії). Енергопостачальні організації повинні обгрунтовувати рівень втрат електроенергії, який вони вважають за доцільне включити в тариф, а енергетичні комісії - аналізувати ці обгрунтування та приймати або коригувати їх [2].
У даній роботі розглянута проблема розрахунку, аналізу і нормування втрат електроенергії з сучасних позицій; викладені теоретичні положення розрахунків, наведений опис програмного забезпечення, що реалізує ці положення, і викладено досвід практичних розрахунків.

Огляд літератури

Проблема розрахунку втрат електроенергії хвилює енергетиків вже дуже довго. У зв'язку з цим, в даний час випускається дуже мало книг з даної теми, т.к мало що змінилося в принциповому пристрої мереж. Але при цьому випускається достатньо велику кількість статей, де проводиться уточнення старих даних і пропонуються нові рішення проблем, пов'язаних з розрахунком, нормуванням і зниженням втрат електроенергії.
Однією з останніх книг, випущених з даної теми, є книга Желєзко Ю.С. "Розрахунок, аналіз і нормування втрат електроенергії в електричних мережах" [1]. В ній найбільш повно представлена ​​структура втрат електроенергії, методи аналізу втрат і вибір заходів щодо їх зниження. Обгрунтовано методи нормування втрат. Докладно описано програмне забезпечення, що реалізує методи розрахунку втрат.
Раніше цим же автором була випущена книга "Вибір заходів щодо зниження втрат електроенергії в електричних мережах: Керівництво для практичних розрахунків" [2]. Тут найбільшу увагу було приділено методам розрахунку втрат електроенергії в різних мережах і обгрунтовано застосування того чи іншого методу в залежності від типу мережі, а також заходам щодо зниження втрат електроенергії.
У книзі Будзко І.А. і Левіна М.С. "Електропостачання сільськогосподарських підприємств і населених пунктів" [3] автори детально розглянули проблеми електропостачання в цілому, зробивши наголос на розподільчі мережі, які живлять сільськогосподарські підприємства і населені пункти. Також у книзі дані рекомендації з організації контролю за споживанням електроенергії та вдосконалення систем обліку.
Автори Воротніцкій В.Е., Желєзко Ю.С. і Казанцев В.М. в книзі "Втрати електроенергії в електричних мережах енергосистем" [4] розглянули детально загальні питання, пов'язані з зниження втрат електроенергії в мережах: методи розрахунку і прогнозування втрат в мережах, аналіз структури втрат і розрахунок їх техніко-економічної ефективності, планування втрат і заходів щодо їх зниження.
У статті Воротніцкого В.Е., Заслонова С.В. і Калінкіна М.А. "Програма розрахунку технічних втрат потужності та електроенергії в розподільних мережах 6 - 10 кВ" [5] детально описана програма для розрахунку технічних втрат електроенергії РТП 3.1 Її головною перевагою є простота у використанні і зручний для аналізу висновок кінцевих результатів, що істотно скорочує трудовитрати персоналу на проведення розрахунку.
Стаття Желєзко Ю.С. "Принципи нормування втрат електроенергії в електричних мережах і програмне забезпечення розрахунків" [6] присвячена актуальній проблемі нормування втрат електроенергії. Автор робить упор на цілеспрямоване зниження втрат до економічно обгрунтованого рівня, що не забезпечує існуюча практика нормування. Також у статті виноситься пропозиція використовувати нормативні характеристики втрат, розроблені на основі детальних схемотехнічних розрахунків мереж всіх класів напруг. При цьому розрахунок може здійснюватися при використанні програмного забезпечення.
Метою іншої статті цього ж автора під назвою "Оцінка втрат електроенергії, обумовлених інструментальними похибками вимірювання" [7] не є уточнення методики визначення похибок конкретних вимірювальних приладів на основі перевірки їх параметрів. Автором у статті проведена оцінка результуючих похибок системи обліку надходження і відпуску електроенергії з мережі енергопостачальної організації, що включає в себе сотні і тисячі приладів. Особливу увагу приділено систематичної похибки, яка в даний час виявляється суттєвою складовою структури втрат.
У статті Галанова В.П., Галанова В.В. "Вплив якості електроенергії на рівень її втрат у мережах" [8] приділено увагу актуальній проблемі якості електроенергії, що робить істотний вплив на втрати електроенергії в мережах.
Стаття Воротніцкого В.Е., Загорського Я.Т. і Апряткіна В.М. "Розрахунок, нормування та зниження втрат електроенергії в міських електричних мережах" [9] присвячена уточненню існуючих методів розрахунку втрат електроенергії, нормування втрат в сучасних умовах, а також новим методам зниження втрат.
У статті Овчиннікова А. "Втрати електроенергії в розподільних мережах 0,38 - 6 (10) кВ" [10] робиться наголос на отримання достовірної інформації про параметри роботи елементів мережевого господарства, і перш за все про завантаження силових трансформаторів. Дана інформація, по думки автора, допоможе істотно знизити втрати електроенергії в мережах 0,38 - 6 - 10 кВ.

1. Структура втрат електроенергії в електричних мережах. Технічні втрати електроенергії

1.1 Структура втрат електроенергії в електричних мережах

При передачі електричної енергії в кожному елементі електричної мережі виникають втрати. Для вивчення складових втрат у різних елементах мережі та оцінки необхідності проведення того чи іншого заходу, спрямованого на зниження втрат, виконується аналіз структури втрат електроенергії.
Фактичні (звітні) втрати електроенергії Δ W Отч визначають як різницю електроенергії, що надійшла в мережу, і електроенергії, відпущеної з мережі споживачам. Ці втрати включають в себе складові різної природи: втрати в елементах мережі, що мають чисто фізичний характер, витрата електроенергії на роботу обладнання, встановленого на підстанціях і забезпечує передачу електроенергії, похибки фіксації електроенергії приладами її обліку і, нарешті, розкрадання електроенергії, несплату або неповну оплату показань лічильників і т.п.
Поділ втрат на складові може проводитися за різними критеріями: характером втрат (постійні, змінні), класами напруги, групами елементів, виробничим підрозділами і т.д. Враховуючи фізичну природу і специфіку методів визначення кількісних значень фактичних втрат, вони можуть бути розділені на чотири складові:
1) технічні втрати електроенергії Δ W Т, зумовлені фізичними процесами в проводах і електрообладнанні, що відбуваються при передачі електроенергії по електричних мережах.
2) витрата електроенергії на власні потреби підстанцій Δ W СН, необхідний для забезпечення роботи технологічного обладнання підстанцій та життєдіяльності обслуговуючого персоналу, який визначається за показаннями лічильників, встановлених на трансформаторах власних потреб підстанцій;
3) втрати електроенергії, зумовлені інструментальними похибками їх вимірювання (інструментальні втрати) Δ W Змін;
4) комерційні втрати Δ W К, зумовлені розкраданнями електроенергії, невідповідністю показань лічильників оплаті за електроенергію побутовими споживачами та іншими причинами в сфері організації контролю за споживанням енергії. Їх значення визначають як різницю між фактичними (звітними) втратами і сумою перших трьох складових:
Δ W К = Δ W Отч - Δ W Т - Δ W СН - Δ W Змін. (1.1)
Три перші складові структури втрат обумовлені технологічними потребами процесу передачі електроенергії по мережах і інструментального обліку її надходження та відпуску. Сума цих складових добре описується терміном технологічні втрати. Четверта складова - комерційні втрати - представляє собою вплив "людського фактора" і включає в себе всі його прояви: свідомі розкрадання електроенергії деякими абонентами за допомогою зміни показань лічильників, несплату або неповну оплату показань лічильників і т.п.
Критерії віднесення частини електроенергії до втрат можуть бути фізичного та економічного характеру [1].
Суму технічних втрат, витрати електроенергії на власні потреби підстанцій і комерційних втрат можна назвати фізичними втратами електроенергії. Ці складові дійсно пов'язані з фізикою розподілу енергії по мережі. При цьому перші дві складові фізичних втрат відносяться до технології передачі електроенергії по мережах, а третя - до технології контролю кількості переданої електроенергії.
Економіка визначає втрати як частина електроенергії, на яку її зареєстрований корисний відпуск споживачам виявився менше електроенергії, виробленої на своїх електростанціях і закупленої в інших її виробників. При цьому зареєстрований корисний відпуск електроенергії тут не тільки та його частина, грошові кошти за яку дійсно надійшли на розрахунковий рахунок енергопостачальної організації, але і та, на яку виставлені рахунки, тобто споживання енергії зафіксовано. На відміну від цього реальні покази лічильників, які фіксують споживання енергії побутовими абонентами, невідомі. Корисний відпуск електроенергії побутовим абонентам визначають безпосередньо по надійшла за місяць оплаті, тому до втрат відносять всю неоплачену енергію.
З точки зору економіки витрата електроенергії на власні потреби підстанцій нічим не відрізняється від витрати в елементах мереж на передачу решті частини електроенергії споживачам.
Недооблік обсягів корисно відпущеної електроенергії є такою ж економічною втратою, як і дві описані вище складові. Те ж саме можна сказати і про розкрадання електроенергії. Таким чином, всі чотири згадані вище складові втрат з економічної точки зору однакові.
Технічні втрати електроенергії можна представити наступними структурними складовими:
навантажувальні втрати в устаткуванні підстанцій. До них відносяться втрати в лініях і силових трансформаторах, а також втрати у вимірювальних трансформаторах струму, високочастотних загороджувача (ВЗ) ВЧ - зв'язку та токоограничивающих реакторах. Всі ці елементи включаються в "розтин" лінії, тобто послідовно, тому втрати в них залежать від протікаючої через них потужності.
втрати холостого ходу, що включають втрати в електроенергії в силових трансформаторах, що компенсують пристроях (КУ), трансформаторах напруги, лічильники і пристроях приєднання ВЧ-зв'язку, а також втрати в ізоляції кабельних ліній.
кліматичні втрати, що включають в себе два види втрат: втрати на корону та втрати через струмів витоку по ізоляторах ПЛ та підстанцій. Обидва види залежать від погодних умов.
Технічні втрати в електричних мережах енергопостачальних організацій (енергосистем) повинні розраховуватися за трьома діапазонами напруги [4]:
в живильних мережах високої напруги 35 кВ і вище;
в розподільних мережах середньої напруги 6 - 10 кВ;
в розподільних мережах низької напруги 0,38 кВ.
Розподільні мережі 0,38 - 6 - 10 кВ, експлуатовані РЕЗ та ПЕМ, характеризуються значною часткою втрат електроенергії в сумарних втрати по всьому ланцюгу передачі електроенергії від джерел до електроприймачів. Це обумовлено особливостями побудови, функціонування, організацією експлуатації даного виду мереж: великою кількістю елементів, розгалуженістю схем, недостатньою забезпеченістю приладами обліку, щодо малим завантаженням елементів і т.п. [3]
В даний час по кожному РЕЗ та ПЕМ енергосистем технічні втрати в мережах 0,38 - 6 - 10 кВ розраховуються щомісяця та додаються за рік. Отримані значення втрат використовуються для розрахунку планованого нормативу втрат електроенергії на наступний рік.
Далі докладніше розглянемо структурні складові технічних втрат електроенергії.

1.2 Навантажувальні втрати електроенергії

Втрати енергії в проводах, кабелях і обмотках трансформаторів пропорційні квадрату протікає через них навантаження, і тому з називають навантажувальними втратами. Струм навантаження, як правило, змінюється в часі, і навантажувальні втрати часто називають змінними [1].
Навантажувальні втрати електроенергії включають:
Втрати в лініях і силових трансформаторах, які в загальному вигляді можна визначити за формулою, тис. кВт-год:
, (1.2)
де I (t) - струм елемента в момент часу t;
Δ t - інтервал часу між послідовними його вимірами, якщо останні здійснювалися через рівні досить малі інтервали часу. Втрати в трансформаторах струму. Втрати активної потужності в ТТ і його вторинному ланцюзі визначають сумою трьох складових: втрат в первинній ΔР 1 і вторинної ΔР 2 обмотках і втрат у навантаженні вторинної ланцюга ΔР н2. Нормоване значення навантаження вторинного ланцюга більшості ТТ напругою 10 кВ і номінальним струмом менше 2000 А, що складають основну частину всіх ТТ, експлуатованих у мережах становить 10 ВА при класі точності ТТ До ТТ = 0,5 і 1 ВА при К ТТ = 1,0. Для ТТ напругою 10 кВ і номінальним струмом 2000 А і більше та для ТТ напругою 35 кВ ці значення у два рази більше, а для ТТ напругою 110 кВ і вище - у три рази більше. Для втрат електроенергії в ТТ одного приєднання, тис. кВт-год за розрахунковий період тривалістю Т, днів:
, (1.3)
де β ТТекв - коефіцієнт еквівалентної струмового завантаження ТТ;
а і b - коефіцієнти залежності питомих втрат потужності в ТТ і в
його вторинному ланцюзі Δр ТТ, яка має вигляд:
. (1.4)
Втрати у високочастотних загороджувача зв'язку. Сумарні втрати в ВЗ і пристрої приєднання на одній фазі ВЛ можуть бути визначені за формулою, тис. кВт-год:
, (1.5)
де β вз - відношення середньоквадратичного робочого струму ВЗ за розрахунковий
період до його номінального струму;
Δ Р пр - втрати в пристроях приєднання.

1.3 Втрати холостого ходу

Для електричних мереж 0,38 - 6 - 10 кВ складові втрат холостого ходу (умовно-постійних втрат) включають:
Втрати електроенергії холостого ходу в силовому трансформаторі, які визначають за час Т за формулою, тис. кВт-год:
, (1.6)
де Δ Р х - втрати потужності холостого ходу трансформатора при номінальній напрузі U Н;
U (t) - напруга в точці підключення (на вводі ВН) трансформатора в момент часу t.
Втрати у компенсаційних пристроях (КУ), що залежать від типу пристрою. У розподільних мережах 0,38-6-10 кВ використовуються в основному батареї статичних конденсаторів (БСК). Втрати в них визначають на основі відомих питомих втрат потужності Δр Б CК, кВт / квар:
, (1.7)
де W Q Б CК - реактивна енергія, вироблена батареєю конденсаторів за розрахунковий період. Зазвичай Δр Б CК = 0,003 кВт / квар.
Втрати в трансформаторах напруги. Втрати активної потужності в ТН складаються із втрат в самому ТН і у вторинній навантаженні:
ΔР ТН = ΔР 1тн + ΔР 2тн. (1.8)
Втрати в самому ТН ΔР 1тн складаються в основному з втрат у сталевому муздрамтеатрі трансформатора. Вони ростуть з ростом номінальної напруги і для однієї фази при номінальній напрузі чисельно приблизно рівні номінальній напрузі мережі. У розподільних мережах напругою 0,38-6-10 кВ вони складають близько 6-10 Вт
Втрати у вторинній навантаженні ΔР 2тн залежать від класу точності ТН До ТН. Причому, для трансформаторів напругою 6-10 кВ ця залежність лінійна. При номінальному навантаженні для ТН даного класу напруги ΔР 2тн ≈ 40 Вт. Однак на практиці вторинні кола ТН часто перевантажуються, тому зазначені значення необхідно множити на коефіцієнт завантаження вторинної ланцюга ТН β 2тн. Враховуючи вищевикладене, сумарні втрати електроенергії в ТН і навантаженні його вторинному ланцюзі визначають за формулами, тис. кВт-год:
. (1.9)
Втрати в ізоляції кабельних ліній, які визначають за формулою, кВтг:
, (1.10)
де b c - емкостная провідність кабелю, Сим / км;
U - напруга, кВ;
L каб - довжина кабелю, км;
tgφ - тангенс кута діелектричних втрат, визначається за формулою:
, (1.11)
де Т сл - число років експлуатації кабелю;
а τ - коефіцієнт старіння, що враховує старіння ізоляції протягом
експлуатації. Те, що відбувається при цьому збільшення тангенса кута
діелектричних втрат відображається друге дужкою формули.

1.4 Кліматичні втрати електроенергії

Коригування з погодними умовами існує для більшості видів втрат. Рівень електроспоживання, що визначає потоки потужності в гілках і напруга у вузлах мережі, істотно залежить від погодних умов. Сезонна динаміка зримо проявляється в навантажувальних втратах, витраті електроенергії на власні потреби підстанцій і недообліку електроенергії. Але в цих випадках залежність від погодних умов виражається в основному через один чинник - температуру повітря.
Разом з тим існують складові втрат, значення яких визначається не стільки температурою, скільки виглядом погоди. До них насамперед, слід віднести втрати на корону, яка виникає на проводах високовольтних ліній електропередачі через великий напруженості електричного поля на їх поверхні. В якості типових видів погоди при розрахунку втрат на корону прийнято виділяти гарну погоду, сухий сніг, дощ і паморозь (у порядку зростання втрат).
При зволоження забрудненого ізолятора на його поверхні виникає проводить середа, (електроліт), що сприяє суттєвому зростанню струму витоку. Ці втрати відбуваються в основному за вологої погоди (туман, роса, дощів). За даними статистики річні втрати електроенергії в мережах АТ-енерго через струмів витоку по ізоляторах ПЛ всіх напруг виявляються співрозмірними з втратами на корону. При цьому приблизно половина їх сумарного значення припадає на мережі 35 кВ і нижче. Важливо те, що і струми витоку, і втрати на корону мають чисто активний характер і тому є прямою складової втрат електроенергії.
Кліматичні втрати включають:
Втрати на корону. Втрати на корону залежать від перетину дроту і робочої напруги (чим менше перетин і вище напруга, тим більше питома напруженість на поверхні проводу і тим більше втрати), конструкції фази, протяжності лінії, а також від погоди. Питомі втрати при різних погодних умовах визначають на підставі експериментальних досліджень. Втрати від струмів витоку по ізоляторах повітряних ліній. Мінімальна довжина шляху струму витоку ізоляторам нормується залежно від ступеня забрудненості атмосфери (СЗА). При цьому наведені у літературі дані про опорах ізоляторів дуже різнорідні і не прив'язані до рівня СЗА.
Потужність, що виділяється на одному ізоляторі, визначають за формулою, кВт:
, (1.11)
де U з - напруга, що припадає на ізолятор, кВ;
R з - його опір, кОм.
Втрати електроенергії, зумовлені струмами витоку ізоляторам ПЛ, можна визначити за формулою, тис. кВт-год:
, (1.12)
де Т вл - тривалість в розрахунковому періоді вологої погоди
(Туман, роса і дощів);
N гир - число гірлянд ізоляторів.
Далі розглянемо методи розрахунку втрат електроенергії.

2. Методи розрахунку втрат електроенергії

2.1 Методи розрахунку втрат електроенергії для різних мереж

Точне визначення втрат за інтервал часу Т можливо при відомих параметрах R і Δ Р х і функцій часу I (t) і U (t) на всьому інтервалі. Параметри R і Δ Р х зазвичай відомі, і в розрахунках їх вважають постійними [2]. Але при цьому опір провідника залежить від температури.
Інформація про режимних параметрах I (t) і U (t) є зазвичай лише для днів контрольних замірів. На більшості підстанцій без обслуговуючого персоналу вони реєструються 3 рази за контрольні добу. Ця інформація є неповною і обмежена достовірної, так як виміри проводяться апаратурою з певним класом точності і не одночасно на всіх підстанціях.
У залежності від повноти інформації про навантаження елементів мережі для розрахунків навантажувальних втрат можуть використовуватися такі методи:
Методи поелементних розрахунків, що використовують формулу:
, (2.1)
де k - число елементів мережі;
I ij - струмова навантаження i-го елемента опором R i в
момент часу j;
Δ t - періодичність опитування датчиків, які фіксують
струмові навантаження елементів.
Методи характерних режимів, що використовують формулу:
, (2.2)
де Δ Р i - навантажувальні втрати потужності в мережі в i-му режимі
тривалістю t i годин;
n - кількість режимів.
Методи характерних діб, використовують формулу:
, (2.3)
де m - число характерних діб, втрати електроенергії за кожні з яких, розраховані за відомим графіках навантаження
у вузлах мережі, складають Δ W н c i,
Д ек i - еквівалентна тривалість в році i-го характерного
графіка (число діб).
4. Методи числа годин найбільших втрат τ, використовують формулу:
, (2.4)
де Δ Р max - втрати потужності в режимі максимального навантаження мережі.
5. Методи середніх навантажень, використовують формулу:
, (2.5)
де Δ Р з p - втрати потужності в мережі при середніх навантаженнях вузлів
(Або в мережі в цілому) за час Т;
k ф - коефіцієнт форми графіка потужності або струму.
6. Статистичні методи, які використовують регресійні залежності втрат електроенергії від узагальнених характеристик схем і режимів електричних мереж.
Методи 1-5 передбачають проведення електричних розрахунків мережі при заданих значеннях параметрів схеми і навантажень. Інакше їх називають схемотехническим [2].
При використанні статистичних методів втрати електроенергії розраховують на основі стійких статистичних залежностей втрат від узагальнених параметрів мережі, наприклад сумарного навантаження, сумарної довжини ліній, числа підстанцій і т.п. Самі ж залежності отримують їм основі статистичної обробки певної кількості схемотехнічних розрахунків, для кожного з яких відомі розраховане значення втрат і значення чинників, зв'язок втрат з якими встановлюється.
Статистичні методи не дозволяють намітити конкретні заходи по зниженню втрат. Їх використовують для оцінки сумарних втрат в мережі. Але при цьому, застосовані до безлічі об'єктів, наприклад ліній 6-10 кВ, дозволяють з великою ймовірністю виявити ті з них, в яких знаходяться місця з підвищеними втратами [2]. Це дає можливість сильно скоротити обсяг схемотехнічних розрахунків, а отже, і зменшити трудовитрати на їх проведення.
При проведенні схемотехнічних розрахунків ряд вихідних даних і результати розрахунків можуть представлятися в ймовірнісної формі, наприклад у вигляді математичних сподівань і дисперсій. У цих випадках застосовується апарат теорії ймовірностей, тому ці методи називаються імовірнісними схемотехническим методами [4].
Для визначення τ і k ф, використовуваних в методах 4 і 5, існує ряд формул. Найбільш прийнятними для практичних розрахунків є наступні:
; (2.6)
, (2.7)
де k з - коефіцієнт заповнення графіка, рівний відносного числа годин використання максимального навантаження.
За особливостями схем і режимів електричних мереж та інформаційної забезпеченості розрахунків виділяють п'ять груп мереж, розрахунок втрат електроенергії в яких виробляють різними методами [1]:
транзитні електричні мережі 220 кВ і вище (міжсистемні зв'язку), через які здійснюється обмін потужністю між енергосистемами.
Для транзитних електричних мереж характерна наявність навантажень, змінних за значенням, а часто і за знаком (реверсивні потоки потужності). Параметри режимів цих мереж зазвичай вимірюються щогодини.
замкнуті електричні мережі 110 кВ і вище, практично не беруть участь в обміні потужністю між енергосистемами;
розімкнуті (радіальні) електричні мережі 35-150 кВ.
Для живильних електричних мереж 110 кВ і вище і розімкнутих розподільних мереж 35-150 кВ параметри режиму вимірюються в дні контрольних замірів (характерні зимовий і літній дні). Розімкнені мережі 35-150 кВ виділяються в окрему групу у зв'язку з можливістю проведення розрахунків втрат у них окремо від розрахунків втрат в замкнутій мережі.
розподільні електричні мережі 6-10 кВ.
Для розімкнутих мереж 6-10 кВ відомі навантаження на головному ділянці кожної лінії (у вигляді електроенергії або струму).
розподільні електричні мережі 0,38 кВ.
Для електричних мереж 0,38 кВ є лише дані епізодичних вимірів сумарного навантаження у вигляді струмів фаз і втрат напруги в мережі.
Відповідно до викладеного для мереж різного призначення рекомендуються такі методи розрахунку [2].
Методи поелементних розрахунків рекомендуються як переважні для окремих ліній і трансформаторів, втрати в яких істотно залежать від транзитних перетоків.
Методи характерних режимів рекомендуються для розрахунку втрат у системоутворюючою і транзитної мережі за наявності телеінформації про навантаження вузлів, періодично переданої у ВЦ енергосистеми. Обидва методи - поелементних розрахунків і характерних режимів - засновані на оперативних розрахунках втрат потужності в мережі або її елементах.
Методи характерних доби і кількості годин найбільших втрат можуть використовуватися для розрахунку втрат у замкнутих мережах 35 кВ і вище самобалансірующіхся енергосистем і в розімкнутих мережах 6-150 кВ.
Методи середніх навантажень застосовні при відносно однорідних графіках навантаження вузлів. Вони рекомендуються як переважні для розімкнутих мереж 6-150 кВ при наявності даних про електроенергію, пропущеної за аналізований період по головному ділянки мережі. Відсутність даних про навантаження вузлів мережі змушує припускати їх однорідність.
Статистичні методи рекомендуються як переважні для визначення втрат в мережах 0,38 кВ.
Всі методи, які застосовуються до розрахунків втрат у мережах більш високих напруг, при наявності відповідної інформації можуть використовуватися для розрахунку втрат і в мережах більш низьких напруг.

2.2 Методи розрахунку втрат електроенергії в розподільних мережах 0,38-6-10 кВ

Мережі 0,38 - 6 - 10 кВ енергосистем характеризуються відносною простотою схеми кожній лінії, великою кількістю таких ліній і низькою достовірністю інформації про навантаження трансформаторів. Перераховані фактори роблять недоцільним на даному етапі застосування для розрахунків втрат електроенергії у цих мережах методів, аналогічних застосовуваним у мережах більш високих напруг і заснованих на наявності інформації про кожен елемент мережі. У зв'язку з цим набули поширення методи, засновані на представленні ліній 0,38-6-10 кВ у вигляді еквівалентних опорів [3].
Навантажувальні втрати електроенергії в лінії визначають за однією з двох формул в залежності від того, яка інформація про навантаження головного ділянки є - активна W Р і реактивна w Q енергія, передана за час Т чи максимальна струмова навантаження I max:
, (2.8)
Або
, (2.9)
де k ФР і k ф Q - коефіцієнти форми графіків активної та реактивної потужності;
U ек - еквівалентний напруга мережі, що враховує зміна фактичного напруги як у часі, так і вздовж лінії.
Якщо графіки Р і Q на головному ділянці не реєструються, коефіцієнт форми графіка рекомендується визначати за (2.7).
Еквівалентна напруга визначають за емпіричною формулою:
, (2.10)
де U 1, U 2 - напруження в ЦП в режимах найбільших і найменших навантажень; k 1 = 0,9 для мереж 0,38-6-10 кВ. У цьому випадку формула (2.8) набуває вигляду:
, (2.11)
де k ф 2 визначають за (2.7), виходячи з даних про коефіцієнт заповнення графіка активного навантаження. У зв'язку з розбіжністю часу заміру струмового навантаження з невідомим часом її дійсного максимуму формула (2.9) дає занижені результати. Усунення систематичної похибки досягається збільшенням значення, одержуваного за (2.9), в 1,37 рази. Розрахункова формула набуває вигляду:
. (2.12)
Еквівалентний опір ліній 0,38-6-10 кВ при невідомих навантаженнях елементів визначають виходячи з припущення однаковою відносної завантаження трансформаторів. У цьому випадку розрахункова формула має вигляд:
, (2.13)
де S т i - сумарна номінальна потужність розподільних трансформаторів (РТ), одержують харчування за i-й ділянці ліній опором R л i,
п - число ділянок ліній;
S т j - номінальна потужність i-го PТ опором R т j;
т - число РТ;
S т. г - сумарна потужність РТ, приєднаних до даної лінії.
Розрахунок R ек за (2.13) передбачає обробку схеми кожної лінії 0,38-6-10 кВ (нумерацію вузлів, кодування марок проводів і потужностей РТ і т.п.). Внаслідок великої кількості ліній такий розрахунок R ек може бути складним через великих трудовитрат. У цьому випадку використовують регресійні залежності, що дозволяють визначати R ек, виходячи з узагальнених параметрів лінії: сумарної довжини ділянок лінії, перетину дроту і довжини магістралі, розгалужень і т.п. Для практичного використання найбільш доцільна залежність:
, (2.14)
де R Г - опір головного ділянки лінії;
l м а, l м з - сумарні довжини ділянок магістралі (без головного ділянки) з алюмінієвими і сталевими дротами відповідно;
l о а, l про с - те ж ділянок лінії, що відносяться до відгалуженням від магістралі;
F M - перетин дроти магістралі;
а 1 - а 4 - табличні коефіцієнти.
У зв'язку з цим залежність (2.14) і наступне визначення з її допомогою втрат електроенергії в лінії доцільно використовувати для вирішення двох завдань:
визначення сумарних втрат в k лініях як суми значень, розрахованих за (2.11) або (2.12) для кожної лінії (в цьому випадку погрішності зменшуються приблизно в √ k разів);
визначення ліній з підвищеними втратами (вогнища втрат). До таких лініях відносять лінії, для яких верхня межа інтервалу невизначеності втрат перевищує встановлену норму (наприклад, 5%).

3. Програми розрахунку втрат електроенергії в розподільних електричних мережах

3.1 Необхідність розрахунку технічних втрат електроенергії

В даний час в багатьох енергосистемах Росії втрати в мережах ростуть навіть при зменшенні енергоспоживання. При цьому збільшуються і абсолютні, і відносні втрати, які де-не-де вже досягли 25-30%. Для того, щоб визначити, яка частка цих втрат припадає дійсно на фізично обумовлену технічну складову, а яка на комерційну, пов'язану з недостовірністю обліку, розкраданнями, недоліками в системі виставлення рахунків і збору даних про корисний відпуск, необхідно вміти рахувати технічні втрати [6] .
Навантажувальні втрати активної потужності в елементі мережі з опором R при напрузі U визначають за формулою:
, (3.1)
де P і Q - активна і реактивна потужності, що передаються по елементу.
У більшості випадків значення Р і Q на елементах мережі спочатку невідомі. Як правило, відомі навантаження у вузлах мережі (на підстанціях). Метою електричного розрахунку (розрахунку усталеного режиму - УР) у будь-якій мережі є визначення значень Р і Q в кожній гілці мережі за даними їх значень у вузлах [1]. Після цього визначення сумарних втрат потужності в мережі являє собою просту завдання підсумовування значень, визначених за формулою (3.1).
Обсяг і характер вихідних даних про схеми і навантаженнях істотно розрізняються для мереж різних класів напруги [4].
Для мереж 35 кВ і вище зазвичай відомі значення P і Q в вузлах навантаження. У результаті розрахунку УР виявляються потоки Р і Q в кожному елементі.
Для мереж 6-10 кВ відомий, як правило, лише відпустку електроенергії через головний ділянку фідера, тобто фактично сумарна навантаження всіх ТП 6-10/0, 38 кВ, включаючи втрати в фідері. З відпуску енергії можуть бути визначені середні значення Р і Q на головному ділянці фідера. Для розрахунку значень Р і Q в кожному елементі необхідно прийняти будь-яке припущення про розподіл сумарного навантаження між ТП. Зазвичай приймають єдино можливе в цьому разі допущення про розподіл навантаження пропорційно встановленим потужностям ТП. Потім за допомогою ітераційного розрахунку знизу вгору і згори вниз коректують ці навантаження так, щоб домогтися рівності суми вузлових навантажень і втрат в мережі заданому навантаженні головного ділянки. Таким чином, штучно відновлюються відсутні дані про вузлових навантаженнях, і завдання зводиться до першого випадку.
В описаних завданнях схема і параметри елементів мережі імовірно відомі. Відмінністю розрахунків є те, що в першій задачі вузлові навантаження вважаються вихідними, а сумарна навантаження виходить в результаті розрахунку, у другій - відома сумарне навантаження, а вузлові навантаження отримують в результаті розрахунку.
При розрахунку втрат у мережах 0,38 кВ при відомих схемах цих мереж теоретично можна використати той же алгоритм, що і для мереж 6 - 10 кВ. Однак велика кількість ліній 0,4 кВ, складності введення в програми інформації за поопорним (постолбовим) схемам, відсутність достовірних даних про вузлових навантаженнях (навантаженнях будівель) робить такий розрахунок винятково важким, і, головне, неясно, чи досягається при цьому бажане уточнення результатів . Разом з тим, мінімальний обсяг даних про узагальнених параметрах цих мереж (сумарна довжина, кількість ліній і перетину головних ділянок) дозволяє оцінити втрати в них з не меншою точністю, ніж при скрупульозному поелементному розрахунку на основі сумнівних даних про вузлових навантаженнях.

3.2 Застосування програмного забезпечення для розрахунку втрат електроенергії в розподільних мережах 0,38 - 6 - 10 кВ

Одним з найбільш трудомістких є розрахунок втрат електроенергії в розподільних мережах 0,38 - 6 - 10 кВ, тому для спрощення проведення подібних розрахунків було розроблено безліч програм, заснованих на різних методах. У своїй роботі я розгляну деякі з них.
Для розрахунку всіх складових детальної структури технологічних втрат потужності та електроенергії в електричних мережах, нормативних витрат електроенергії на власні потреби підстанцій, фактичних і допустимих небалансів електроенергії на енергооб'єктах, а також нормативних характеристик втрат потужності та електроенергії був розроблений комплекс програм РАП - 95 [1], складається з семи програм:
РАП - ОС, призначеної для розрахунку технічних втрат у замкнутих мережах 110 кВ і вище;
НП - 1, яка призначена для розрахунку коефіцієнтів нормативних характеристик технічних втрат у замкнутих мережах 110 кВ і вище на основі результатів РАП - ОС;
РАП - 110, яка призначена для розрахунку технічних втрат та їх нормативних характеристик в радіальних мережах 35 - 110 кВ;
РАП - 10, призначеної для розрахунку технічних втрат та їх нормативних характеристик в розподільних мережах 0,38-6-10 кВ;
Розпис, призначеної для розрахунку технічних втрат в обладнанні мереж і підстанцій;
Ропу, призначеної для розрахунку втрат, зумовлених похибками приладів обліку електроенергії, а також фактичних і допустимих небалансів електроенергії на об'єктах;
СП, яка призначена для розрахунку показників звітних форм на основі даних про відпуск електроенергії в мережі різних напруг і результатів розрахунку за програмами 1-6.
Зупинимося докладніше на описі програми РАП - 10, яка здійснює такі розрахунки:
визначає структуру втрат по напруженням, групами елементів;
розраховує напруги у вузлах фідера, потоки активної та реактивної потужності в гілках з зазначенням їх частки в сумарних втрати потужності;
виділяє фідери, які є осередками втрат, і розраховує кратності підвищення норм навантажувальних втрат і втрат холостого ходу;
розраховує коефіцієнти характеристик технічних втрат по ЦП, РЕЗ та ПЕС.
Програма дозволяє розраховувати втрати електроенергії в фідерах 6-10 кВ двома методами:
середніх навантажень, коли коефіцієнт форми графіка визначається на основі заданого коефіцієнта заповнення графіка навантаження головного ділянки k з або приймається рівним виміряного за графіком навантаження головного ділянки. У цьому випадку значення k з має відповідати розрахункового періоду (місяця або року);
розрахункової доби (типових графіків), де задане значення k ф 2 повинен відповідати графіку робочих діб.
Також в програмі реалізовані два оцінні методу розрахунку втрат електроенергії в мережах 0,38 кВ:
за сумарною довжиною і кількістю ліній з різними перерізами головних ділянок;
за максимальною втрати напруги в лінії або її середньому значенні в групі ліній.
В обох методах задається енергія, відпущена в лінію або групу ліній, перетин головного ділянки, а також значення коефіцієнта розгалуженості лінії, частка розподілених навантажень, коефіцієнт заповнення графіка і коефіцієнт реактивної потужності.
Розрахунок втрат може проводитися на рівні ЦП, РЕЗ або ПЕС. На кожному рівні вихідна друк містить структуру втрат під входять в цей рівень складових (на рівні ЦП - по фідерах, на рівні РЕЗ - по ЦП, на рівні ПЕМ - за РЕЗ), а також сумарні втрати та їх структуру.
Для більш легкого, швидкого та наочного формування розрахункової схеми, зручного виду надання результатів розрахунку та всіх необхідних даних для аналізу цих результатів була розроблена програма "Розрахунок технічних втрат (РТП)" 3.1 [5].
Зміст бази даних по електричних мережах представлено таким чином, щоб користувач завжди швидко міг знайти потрібний фідер за належністю до району електричних мереж, номінальній напрузі, підстанції.
Введення схеми у цій програмі істотно полегшується і прискорюється набором редагованих довідників. При виникненні будь-яких питань під час роботи з програмою завжди можна звернутися за допомогою до довідки або до інструкції користувача. Інтерфейс програми зручний і простий, що дозволяє скоротити витрати праці на підготовку і розрахунок електричної мережі.
На рис.1 представлена ​​розрахункова схема, введення якої здійснюється на основі нормальної оперативної схеми фідера. Елементами фідера є вузли та лінії. Перший вузол фідера - це завжди центр харчування, отпайка - точка з'єднання двох або більше ліній, трансформаторна підстанція - вузол з ТП, а також перехідні трансформатори 6 / 10 кВ (блок - трансформатори). Лінії бувають двох типів: дроти - повітряна або кабельна лінія з довжиною і маркою дроти і сполучні лінії - фіктивна лінія з нульовою довжиною і без марки дроту. Зображення фідера можна збільшувати або зменшувати за допомогою функції зміни масштабу, а також пересувати по екрану смугами прокрутки або мишкою.
Параметри розрахункової схеми або властивості будь-якого її елемента доступні для перегляду в будь-якому режимі. Після розрахунку фідера додатково до вихідної інформації про елемент у вікно з його характеристиками додаються результати розрахунку.

рис.1. Розрахункова схема мережі.
Розрахунок усталеного режиму включає в себе визначення струмів і потоків потужностей по гілках, рівнів напруги у вузлах, навантажувальних втрат потужності та електроенергії в лініях і трансформаторах, а також втрат холостого ходу за довідковими даними, коефіцієнтів завантаження ліній і трансформаторів. Вихідними даними для розрахунку є виміряні струм на головному ділянці фідера і напруга на шинах 0,38 - 6 - 10 кВ у режимні дні, а також навантаження на всіх або частини трансформаторних підстанцій [6]. Крім зазначених вихідних даних для розрахунку передбачений режим завдання електроенергії на головному ділянці. Можлива фіксація дати розрахунку.
Одночасно з розрахунком втрат потужності ведеться розрахунок втрат електроенергії. Результати розрахунку по кожному фідера зберігаються у файлі, в якому вони підсумовуються за центрами живлення, районам електричних мереж і всім електричних мереж в цілому, що дозволяє проводити докладний аналіз результатів.
Детальні результати розрахунку складаються з двох таблиць з докладною інформацією про параметри режиму і результати розрахунку по гілках і вузлах фідера. Докладні результати розрахунку, можна зберігати в текстовому форматі або форматі Excel. Це дозволяє використовувати широкі можливості цього Windows - додатку при складанні звіту або аналізі результатів.
У програмі передбачений гнучкий режим редагування, що дозволяє вводити будь-які необхідні зміни вихідних даних, схем електричних мереж: додати або відредагувати фідер, назва електричних мереж, районів, центрів харчування, відредагувати довідники. При редагуванні фідера можна змінити розташування і властивості будь-якого елемента на екрані, вставити лінію, замінити елемент, видалити лінію, трансформатор, вузол і ін
Програма РТП 3.1 дозволяє працювати з декількома базами даних, для цього необхідно тільки вказати до них дорогу. Вона виконує різні перевірки вихідних даних і результатів розрахунку (замкнутість мережі, коефіцієнти завантаження трансформаторів, струм головного ділянки повинен бути більшим сумарного струму холостого ходу встановлених трансформаторів і ін)
У результаті комутаційних перемикань в ремонтних і післяаварійних режимах і відповідної зміни конфігурації схеми електричної мережі можуть виникнути неприпустимі перевантаження ліній і трансформаторів, рівні напруги у вузлах, завищені втрати потужності та електроенергії в мережі. Для цього в програмі передбачена оцінка режимних наслідків оперативних перемикань в мережі, а також перевірка допустимості режимів по втраті напруги, втрат потужності, струму навантаження, струмам захисту. Для оцінки таких режимів у програмі передбачена можливість перемиканні окремих ділянок розподільчих ліній з одного центру харчування на інший, якщо є резервні перемички. Для реалізації можливості комутаційних перемикань між фідерах різних ЦП необхідно встановити зв'язки між ними.
Всі перераховані можливості істотно скорочують час на підготовку вихідної інформації. Зокрема, за допомогою програми за один робочий день один оператор може ввести інформацію для розрахунку технічних втрат по 30 розподільчим лініях 6 - 10 кВ середньої складності.
Програма РТП 3.1 є одним з модулів багаторівневої інтегрованої системи розрахунку і аналізу втрат електроенергії в електричних мережах АТ - енерго, в якій результати розрахунку по даному ПЕМ підсумовуються з результатами розрахунку за іншими ПЕМ і по енергосистемі в цілому [6].
Більш докладно розглянемо розрахунок втрат електроенергії програмою РТП 3.1 у п'ятому розділі.

4. Нормування втрат електроенергії

Перш ніж давати поняття нормативу втрат електроенергії, слід уточнити сам термін "норматив", що дається енциклопедичними словниками.
Під нормативами розуміються розрахункові величини витрат матеріальних ресурсів, застосовувані в плануванні та управлінні господарською діяльністю підприємств. Нормативи повинні бути науково обгрунтованими, прогресивними і динамічними, тобто систематично переглядатися в міру організаційно-технічних зрушень у виробництві.
Хоча викладене наведено в словниках для матеріальних ресурсів у широкому плані, воно цілком відображає вимоги, що пред'являються до нормування втрат електроенергії.

4.1 Поняття нормативу втрат. Методи встановлення нормативів на практиці

Нормування - це процедура встановлення для даного періоду часу прийнятного (нормального) за економічними критеріями рівня втрат (нормативу втрат), значення якого визначають на основі розрахунків втрат, аналізуючи можливості зниження в планованому періоді кожної складової їх фактичної структури [1].
Під нормативом звітних втрат необхідно розуміти суму нормативів чотирьох складових структури втрат, кожна з яких має самостійну природу і, як наслідок, вимагає індивідуального підходу до визначення її прийнятного (нормального) рівня на аналізований період. Норматив кожної складової повинен визначатися на основі розрахунку її фактичного рівня та аналізу можливостей реалізації виявлених резервів її зниження.
Якщо відняти з сьогоднішніх фактичних втрат всі наявні резерви їх зниження в повному обсязі, результат можна назвати оптимальними втратами при існуючих навантаженнях мережі та існуючих цінах на обладнання. Рівень оптимальних втрат змінюється з року в рік, так як змінюються навантаження мережі і ціни на устаткування. Якщо ж норматив втрат визначений за перспективним навантажень мережі (на розрахунковий рік) з урахуванням ефекту від реалізації всіх економічно обгрунтованих заходів, його можна назвати перспективним нормативом. У зв'язку з поступовим уточненням даних перспективний норматив також необхідно періодично уточнювати.
Очевидно, що для впровадження всіх економічно обгрунтованих заходів потрібен певний термін. Тому при визначенні нормативу втрат на майбутній рік слід враховувати ефект лише від тих заходів, які реально можуть бути проведені за цей період. Такий норматив називають поточним нормативом.
Норматив втрат визначають при конкретних значеннях навантажень мережі. Перед планованим періодом ці навантаження визначають з прогнозних розрахунків. Тому для даного року можна виділити два значення такого нормативу:
прогнозоване (визначене за прогнозованим навантажень);
фактичне (визначене в кінці періоду по відбувся навантажень).
Що стосується нормативу втрат, що включаються в тариф, то тут завжди використовується його прогнозоване значення. Фактичне ж значення нормативу доцільно використовувати при розгляді питань преміювання персоналу. При істотній зміні схем і режимів роботи мереж у звітному періоді втрати можуть як істотно знизитися (у чому немає ніякої заслуги персоналу), так і збільшитися. Відмова від коректування нормативу несправедливий в обох випадках.
Для встановлення нормативів на практиці використовуються три методи [2]: аналітико-розрахунковий, дослідно-виробничий і звітно-статистичний.
Аналітично-розрахунковий метод найбільш прогресивний і науково обгрунтований. Він базується на поєднанні строгих техніко-економічних розрахунків з аналізом виробничих умов і резервів економії матеріальних витрат.
Дослідно-виробничий метод застосовується, коли проведення суворих техніко-економічних розрахунків з яких-небудь причин неможливо (відсутність або складність методик таких розрахунків, труднощі отримання об'єктивних вихідних даних і т.п.). Нормативи отримують на основі випробувань.
Звітно-статистичний метод найменш обгрунтований. Норми на черговий плановий період встановлюють за звітно-статистичним даним про витрату матеріалів за минулий період.
Нормування витрати електроенергії на власні потреби підстанцій здійснюється з метою його контролю і планування, а також виявлення місць нераціонального витрати. Норми витрати виражені в тисячах кіловат-годин на рік на одиницю устаткування або на одну підстанцію. Чисельні значення норм залежать від кліматичних умов.
Через відмінності в структурі мереж і в їх протяжності норматив втрат для кожної енергопостачальної організації являє собою індивідуальне значення, яке визначається на основі схем і режимів роботи електричних мереж і особливостей обліку надходження і відпуску електроенергії.
У зв'язку з тим, що тарифи встановлюють диференційовано для трьох категорій споживачів, одержуючих енергію від мереж напругою 110 кВ і вище, 35-6 кВ і 0,38 кВ, загальний норматив втрат повинен бути розділений на три складові. Цей поділ має здійснюватися з урахуванням ступеня використання кожною категорією споживачів мереж різних класів напруги [3].
Тимчасово допустимі комерційні втрати, що включаються в тариф, розподіляють рівномірно між усіма категоріями споживачів, так як комерційні втрати, що представляють собою в значній мірі розкрадання енергії, не можуть розглядатися як проблема, оплата якої має покладатися тільки на споживачів, які живляться від мереж 0,38 кВ .
З чотирьох складових втрат найбільш складною для подання у формі, ясною для співробітників контролюючих органів, є технічні втрати (особливо їх навантажувальна складова), так як вони представляють собою суму втрат у сотнях і тисячах елементів, для розрахунку яких необхідно володіти електротехнічними знаннями. Виходом з положення є використання нормативних характеристик технічних втрат, що представляють собою залежності втрат від факторів, що відображаються в офіційній звітності [4].

4.2 Нормативні характеристики втрат

Характеристика втрат електроенергії - залежність втрат електроенергії від факторів, що відображаються в офіційній звітності.
Нормативна характеристика втрат електроенергії - залежність прийнятного рівня втрат електроенергії (враховує ефект від МСП, проведення яких погоджено з організацією, яка каже норматив втрат) від факторів, що відображаються в офіційній звітності.
Параметри нормативної характеристики досить стабільні і тому, одного разу розраховані, узгоджені та затверджені, вони можуть використовуватися протягом тривалого періоду - до тих пір, поки не відбудеться істотних змін схем мереж. При нинішньому, досить низькому рівні мережного будівництва нормативні характеристики, розраховані для існуючих схем мереж, можуть використовуватися протягом 5-7 років. При цьому похибка відображення ними втрат не перевищує 6-8%. У разі ж роботу або виведення з роботи в цей період істотних елементів електричних мереж такі характеристики дають надійні базові значення втрат, щодо яких має оцінюватися вплив проведених змін схеми на втрати.
Для радіальної мережі навантажувальні втрати електроенергії виражаються формулою:
, (4.1)
де W - відпустка електроенергії в мережу за період Т;
tg φ - коефіцієнт реактивної потужності;
R екв - еквівалентний опір мережі;
U - середнє робочу напругу.
У силу того, що еквівалентний опір мережі, напруга, а також коефіцієнти реактивної потужності і форми графіка змінюються в порівняно вузьких межах, вони можуть бути "зібрані" в один коефіцієнт А, розрахунок якого для конкретної мережі необхідно виконати один раз:
. (4.2)
B цьому випадку (4.1) перетворюється в характеристику навантажувальних втрат електроенергії:
. (4.3)
При наявності характеристики (4.3) навантажувальні втрати для будь-якого періоду Т визначають на основі єдиного вихідного значення - відпуску електроенергії в мережу.
Характеристика втрат холостого ходу має вигляд:
. (4.4)
Значення коефіцієнта З визначають на основі втрат електроенергії холостого ходу, розрахованих з урахуванням фактичних напружень на обладнанні - Δ W х за формулою (4.4) або на основі втрат потужності холостого ходу ΔР х.
Коефіцієнти А і С характеристики сумарних втрат в п радіальних лініях 35, 6-10 або 0,38 кВ визначають за формулами:
; (4.5)
, (4.6)
де А i і С i - значення коефіцієнтів для вхідних в мережу ліній;
W i - відпустка електроенергії в i-у лінію;
W Σ - те ж, в усі лінії в цілому.
Відносний недооблік електроенергії ΔW залежить від обсягів енергії, що відпускається - чим нижче обсяг, тим нижче струмова завантаження ТТ і тим більше негативна похибка. Визначення середніх значень недообліку проводять за кожен місяць року і в нормативній характеристиці місячних втрат вони відображаються індивідуальним доданком для кожного місяця, а в характеристиці річних втрат - сумарним значенням.
Таким же чином відбиваються у нормативній характеристиці кліматичні втрати, а також витрата електроенергії на власні потреби підстанцій W nc, що має різку залежність від місяця року.
Нормативна характеристика втрат в радіальній мережі має вигляд:
, (4.7)
де Δ W м - сума описаних вище чотирьох складових:
Δ W м = Δ W у + Δ W кор + Δ W з + Δ W ПС. (4.8)
Нормативна характеристика втрат електроенергії в мережах об'єкта, на балансі якого знаходяться розподільні мережі напругою 6-10 і 0,38 кВ, має вигляд, млн. кВт-год:
, (4.9)
де W 6-10 - відпуск електроенергії в мережі 6-10 кВ, млн. кВт-год, за вирахуванням відпуску споживачам безпосередньо з шин 6-10 кВ підстанцій 35-220/6-10 кВ і електростанцій; W 0,38 - то ж, в мережі 0,38 кВ; А 6-10 і А 0,38 - коефіцієнти характеристики. Величина Δ W м для цих підприємств включає в себе, як правило, лише перше і четверте складові формули (4.8). При відсутності обліку електроенергії на стороні 0,38 кВ розподільних трансформаторів 6-10/0, 38 кВ значення W 0,38 визначають, віднімаючи з значення W 6-10 відпуск електроенергії споживачам безпосередньо з мережі 6-10 кВ і втрати в ній, які визначаються за формулою (4.8) з виключеним другим доданком.

4.3 Порядок розрахунку нормативів втрат електроенергії в розподільних мережах 0,38 - 6 - 10 кВ

В даний час для розрахунку нормативів втрат електроенергії в розподільних мережах РЕЗ та ПЕМ АТ "Смоленськенерго" застосовуються схемотехнічні методи з використанням різного програмного забезпечення. Але в умовах неповноти і малу вірогідність вихідної інформації про режимних параметрах мережі застосування цих методів призводить до значних похибок розрахунків при досить великих трудовитратах персоналу РЕЗ та ПЕМ на їх проведення. Для розрахунків та регулювання тарифів на електроенергію Федеральна Енергетична комісія (ФЕК) затвердила нормативи технологічних витрат електроенергії на її передачу, тобто нормативи втрат електроенергії. Втрати електроенергії рекомендується розраховувати за укрупненими нормативами для електричних мереж енергосистем при використанні значень узагальнених параметрів (сумарної довжини ліній електропередачі, сумарної потужності силових трансформаторів) та відпуску електроенергії в мережу [1]. Подібна оцінка втрат електроенергії, особливо для безлічі розгалужених мереж 0,38 - 6 - 10 кВ, дозволяє з великою ймовірністю виявити підрозділи енергосистеми (РЕЗ та ПЕМ) з підвищеними втратами, скорегувати значення втрат, що розраховуються схемотехническим методами, знизити трудовитрати на проведення розрахунків втрат електроенергії . Для розрахунку річних нормативів втрат електроенергії для мереж АТ-енерго використовуються такі вирази:
, (4.10)
, (4.11)
де Δ W пер - технологічні змінні втрати електроенергії (норматив втрат) за рік у розподільних мережах 0,38 - 6 - 10 кВ, кВт ∙ год;
Δ W ПН, Δ W СН - змінні втрати в мережах низького (НН) та середнього (СН) напруги, кВт ∙ год;
Δω 0 НН - питомі втрати електроенергії в мережах низької напруги, тис. кВт ∙ год / км;
Δω 0 СН - питомі втрати електроенергії в мережах середньої напруги,% до відпуску електроенергії;
W ОТС - відпуск електроенергії в мережі середньої напруги, кВт ∙ год;
V СН - поправочний коефіцієнт, відн. од.;
ΔW п - умовно-постійні втрати електроенергії, кВт ∙ год;
Δ Р п - питомі умовно-постійні втрати потужності мережі середньої напруги, кВт / МВА;
S ТΣ - сумарна номінальна потужність трансформаторів 6 - 10 кВ, МВА.
Для АТ "Смоленськенерго" ФЕК задані такі значення питомих нормативних показників, що входять в (4.10) і (4.11):
; ;
; .
Далі, у п'ятому розділі, розглянемо розрахунок нормативів втрат електроенергії в розподільній мережі 10 кВ.

5. Приклад розрахунку втрат електроенергії в розподільних мережах 10 кВ

Для прикладу розрахунку втрат електроенергії в розподільній мережі 10 кВ виберемо реальну лінію, що відходить від ПС "Капиревщіна" (рис.5.1).

рис.5.1. Розрахункова схема розподільної мережі 10 кВ.
Вихідні дані:
номінальна напруга U Н = 10 кВ;
коефіцієнт потужності tgφ = 0,62;
сумарна довжина лінії L = 12,980 км;
сумарна потужність трансформаторів S ΣТ = 423 кВА;
число годин максимального навантаження T max = 5100 год / рік;
коефіцієнт форми графіка навантаження k ф = 1,15.

Деякі результати розрахунку представлені в табл.5.1.
Таблиця 3.1
Результати розрахунку програми РТП 3.1
Напруга в центрі живлення:
10,000 кВ
Струм головного ділянки:
6,170 А
Коеф. потужності головного ділянки:
0,850
Параметри фідера
Р, кВт
Q, квар
Потужність головного ділянки
90,837
56,296
Сумарне споживання
88,385
44,365
Сумарні втрати в лініях
0,549
0, 203
Сумарні втрати в міді трансформаторів
0,440
1,042
Сумарні втрати в сталі трансформаторів
1,464
10,690
Сумарні втрати в трансформаторах
1,905
11,732
Сумарні втрати в фідері
2,454
11,935
Параметри схеми
всього
включено
на балансі
Число вузлів:
120
8

Число трансформаторів:
71
4
4
Сум, потужність трансформаторів, кВА
15429,0
423,0
423,0
Число ліній:
110
7
7
Сумарна довжина ліній, км
157,775
12,980
12,980
Інформація по вузлах
Номер вузла
Потужності
Uв, кВ
Uн, кВ
Рн, кВт
Qн, квар
Iн, A
Втрати потужності
delta Uв,
Кз. тр.,
кВА
Рн, кВт
Qн, квар
РХХ, кВт
Qхх, квар
Р, кВт
Q, квар
%
%
ЦП: ФЦЕС

10,00










0,000

114

9,98










0,231

115

9,95










0,467

117

9,95










0,543

119
100,0
9,94
0,39
20,895
10,488
1,371
0,111
0,254
0,356
2,568
0,467
2,821
1,528
23,38
120
160,0
9,94
0,39
33,432
16,781
2, 191
0,147
0,377
0,494
3,792
0,641
4,169
1,426
23,38
118
100,0
9,95
0,39
20,895
10,488
1,369
0,111
0,253
0,356
2,575
0,467
2,828
1,391
23,38
116
63,0
9,98
0,40
13,164
6,607
0,860
0,072
0,159
0,259
1,756
0,330
1,914
1,152
23,38
Таблиця 3.2
Інформація по лініях
Початок лінії
Кінець лінії
Марка дроти
Довжина лінії, км
Активне сопр., Ом
Реактивний сопр., Ом
Струм, А
Р, кВт
Q, квар
Втрати потужності
Кз. лінії,%
Р, кВт
Q, квар
ЦП: ФЦЕС
114
АС-25
1,780
2,093
0,732
6,170
90,837
56,296
0,239
0,084
4,35
114
115
АС-25
2,130
2,505
0,875
5,246
77,103
47,691
0, 207
0,072
3,69
115
117
А-35
1, 200
1,104
0,422
3,786
55,529
34,302
0,047
0,018
2,23
117
119
А-35
3,340
3,073
1,176
1,462
21,381
13,316
0,020
0,008
0,86
117
120
АС-50
3,000
1,809
1,176
2,324
34,101
20,967
0,029
0,019
1,11
115
118
А-35
0,940
0,865
0,331
1,460
21,367
13,317
0,006
0,002
0,86
114
116
АС-25
0,590
0,466
0,238
0,924
13,495
8,522
0,001
0,001
0,53

Також програма РТП 3.1 проводить розрахунок наступних показників:
втрати електроенергії в лініях електропередач:
(Або 18,2% від сумарних втрат електроенергії);
втрати електроенергії в обмотках трансформаторів (умовно-змінні втрати):
(14,6%);
втрати електроенергії в сталі трансформаторів (умовно-постійні): (67,2%);
сумарні втрати електроенергії:
(Або 2,4% від загального відпуску електроенергії).
Далі розглянемо зміна втрат електроенергії при зміні навантаження на головному ділянці. Для цього:
задамося k ЗТП1 = 0,5 і розрахуємо втрати електроенергії:
втрати в лініях:
, Що складає 39,2% від сумарних втрат і 1,1% від загального відпуску електроенергії;
втрати в обмотках трансформаторів:
, Що становить 31,4% від сумарних втрат і 0,9% від загального відпуску електроенергії;
втрати в сталі трансформаторів:
, Що становить 29,4% від сумарних втрат і 0,8% від загального відпуску електроенергії;
сумарні втрати електроенергії:
, Що становить 2,8% від загального відпуску електроенергії.
Задамося k ЗТП2 = 0,8 і повторимо розрахунок втрат електроенергії аналогічно п.1. Отримаємо:
втрати в лініях:
, Що становить 47,8% від сумарних втрат і 1,7% від загального відпуску електроенергії;
втрати в обмотках трансформаторів:
, Що складає 38,2% від сумарних втрат і 1,4% від загального відпуску електроенергії;
втрати в сталі трансформаторів:
, Що становить 13,9% від сумарних втрат і 0,5% від загального відпуску електроенергії;
сумарні втрати:
, Що становить 3,6% від загального відпуску електроенергії.
Розрахуємо нормативи втрат електроенергії для даної розподільної мережі за формулами (4.10) і (4.11):
норматив технологічних змінних втрат:
,
норматив умовно-постійних втрат:
.
Аналіз проведених розрахунків втрат електроенергії та їх нормативів дозволяє зробити такі основні висновки:
при збільшенні k ЗТП від 0,5 до 0,8 спостерігається збільшення абсолютного значення сумарних втрат електроенергії, що відповідає збільшенню потужності головного ділянки пропорційно k ЗТП. Але, при цьому, збільшення сумарних втрат щодо відпуску електроенергії становить:
для k ЗТП1 = 0,5 - 2,8%, а
для k ЗТП2 = 0,8 - 3,6%,
в тому числі частка умовно-змінних втрат у першому випадку становить 2%, а в другому - 3,1%, тоді як частка умовно-постійних втрат у першому випадку - 0,8%, а в другому - 0,5%. Таким чином, ми спостерігаємо збільшення умовно-змінних втрат з ростом навантаження на головному ділянці, в той час як умовно-постійні втрати залишаються незмінними і займають меншу вагу при підвищенні завантаження лінії.
У підсумку, відносне збільшення втрат електроенергії склало всього 1,2% при значному збільшенні потужності головного ділянки. Цей факт свідчить про більш раціональне використання даної розподільчої мережі.
Розрахунок нормативів втрат електроенергії показує, що і для k ЗТП1, і для k ЗТП2 дотримуються нормативи по втратах. Таким чином, найбільш ефективним є використання даної розподільної мережі при k ЗТП2 = 0,8. При цьому обладнання буде використовуватися більш економічно.

Висновок

За підсумками виконання даної бакалаврської роботи можна зробити наступні основні висновки:
електрична енергія, що передається по електричних мережах, для свого переміщення витрачає частину самої себе. Частина виробленої електроенергії витрачається в електричних мережах на створення електричних і магнітних полів і є необхідним технологічним витратою на її передачу. Для виявлення вогнищ максимальних втрат, а також проведення необхідних заходів щодо їх зниження необхідно проаналізувати структурні складові втрат електроенергії. Найбільше значення в даний час мають технічні втрати, т.к саме вони є основою для розрахунку планованих нормативів втрат електроенергії.
У залежності від повноти інформації про навантаження елементів мережі для розрахунку втрат електроенергії можуть використовуватися різні методи. Також застосування того чи іншого методу пов'язано з особливістю розраховується мережі. Таким чином, з огляду на простоту схем ліній мереж 0,38 - 6 - 10 кВ, велика кількість таких ліній і низьку достовірність інформації про навантаження трансформаторів, в цих мережах для розрахунку втрат використовуються методи, засновані на представленні ліній у вигляді еквівалентних опорів. Застосування подібних методів доцільно при визначенні сумарних втрат у всіх лініях або в кожній, а також для визначення осередків втрат.
Процес розрахунку втрат електроенергії є досить трудомістким. Для полегшення подібних розрахунків існують різні програми, які мають простий і зручний інтерфейс і дозволяють зробити необхідні розрахунки набагато швидше.
Однією з найбільш зручних є програма розрахунку технічних втрат РТП 3.1, яка завдяки своїм можливостям істотно скорочує час на підготовку вихідної інформації, а отже і розрахунок проводиться з найменшими витратами.
Для встановлення в розглянутому періоді часу прийнятного за економічними критеріями рівня втрат, а також для встановлення тарифів на електроенергію, застосовується нормування втрат електроенергії. Зважаючи на істотні відмінності в структурі мереж, в їх протяжності норматив втрат для кожної енергопостачальної організації являє собою індивідуальне значення, яке визначається на основі схем і режимів роботи електричних мереж і особливостей обліку надходження і відпуску електроенергії.
Більш того, втрати електроенергії рекомендовано розраховувати за нормативами при використанні значень узагальнених параметрів (сумарної довжини лінії електропередачі, сумарної потужності силових трансформаторів) та відпуску електроенергії в мережу. Подібна оцінка втрат, особливо для безлічі розгалужених мереж 0,38 - 6 - 10 кВ, дозволяє істотно знизити трудовитрати на проведення розрахунків.
Приклад розрахунку втрат електроенергії в розподільній мережі 10 кВ показав, що найбільш ефективним є використання мереж з досить високою завантаженням (k ЗТП = 0,8). При цьому спостерігається невелике відносне збільшення умовно-змінних втрат у частці відпуску електроенергії, і зниження умовно-постійних втрат. Таким чином, сумарні втрати збільшуються незначно, а обладнання використовується більш раціонально.

Список літератури

1. Желєзко Ю.С. Розрахунок, аналіз і нормування втрат електроенергії в електричних мережах. - М.: НУ ЕНАС, 2002. - 280с.
2. Желєзко Ю.С. Вибір заходів щодо зниження втрат електроенергії в електричних мережах: Керівництво для практичних розрахунків. - М.: Вища школа, 1989. - 176с.
3. Будзко І.А., Левін М.С. Електропостачання сільськогосподарських підприємств і населених пунктів. - М.: Агропромиздат, 1985. - 320с.
4. Воротніцкій В.Е., Желєзко Ю.С., Казанцев В.М. Втрати електроенергії в електричних мережах енергосистем. - М.: Вища школа, 1983. - 368с.
5. Воротніцкій В.Е., Заслонов С.В., Калінкіна М.А. Програма розрахунку технічних втрат потужності та електроенергії в розподільних мережах 6 - 10 кВ. - Електричні станції, 1999, № 8, с.38-42.
6. Желєзко Ю.С. Принципи нормування втрат електроенергії в електричних мережах і програмне забезпечення розрахунків. - Електричні станції, 2001, № 9, с.33-38.
7. Желєзко Ю.С. Оцінка втрат електроенергії, обумовлених інструментальними похибками вимірювання. - Електричні станції, 2001, № 8, с. 19-24.
8. Галанов В.П., Галанов В.В. Вплив якості електроенергії на рівень її втрат у мережах. - Електричні станції, 2001, № 5, с.54-63.
9. Воротніцкій В.Е., Загорський Я.Т., Апряткін В.М. Розрахунок, нормування та зниження втрат електроенергії в міських електричних мережах. - Електричні станції, 2000, № 5, с.9-13.
10. Овчинников О. Втрати електроенергії в розподільних мережах 0,38 - 6 (10) кВ. - Новини електротехніки, 2003, № 1, с.15-17.
Додати в блог або на сайт

Цей текст може містити помилки.

Фізика та енергетика | Диплом
291.8кб. | скачати


Схожі роботи:
Експлуатація електрообладнання в електричних мережах
Модернізація устаткування розподільних мереж РЕЗ Лютнево
Заходи безпеки при монтажі розподільних пристроїв
Вибір апаратури й устаткування розподільних пристроїв і трансформаторних підстанцій
Ринок електроенергії
Адресація в IP-мережах
У мережах реклами
Втрати від інфляції
Особисті втрати Хубілая
© Усі права захищені
написати до нас
Рейтинг@Mail.ru