Расчет потерь электроэнергии в сетях

Заключение

Рассмотрены основные методы, предназначенные для расчета технологических потерь электрической энергии в электрических сетях организаций, осуществляющих передачу электрической энергии по электрическим сетям. Представлены основные термины и определения по рассматриваемой тематике.
Определены мероприятия по снижению потерь электрической энергии в электрических сетях. Основным условием работы электрической сети с минимальными потерями является ее рациональное построение.
Представлена методика определения потерь напряжения в электрических сетях напряжением 0,38/0,22 кВ и 6-10 кВ.

...

Введение 2
1 Методика расчета технологических потерь электроэнергии в электрических сетях 3
2 Методы расчета технологических потерь при транспортировке электроэнергии 4
2.1 Методы расчета нагрузочных потерь 4
3 Нормативные методы расчета нагрузочных потерь 5
4 Методы расчета потерь, зависящих от погодных условий 7
5 Методы расчета потерь, обусловленных погрешностями 12
6 Методы расчета нормативных характеристик технологических потерь электроэнергии 13
7 Мероприятия по снижению потерь электрической энергии в электрических сетях 16
8 Определение потерь напряжения в электрических сетях 20
Заключение 23
Список использованной литературы 24
Приложение 1 26
Приложение 2 28

Введение

Электрическая энергия является особенным видом продукции, для транспортировки которого от мест производства до мест потребления не используются другие ресурсы. Для этого расходуется часть самой передаваемой электроэнергии, поэтому ее потери неизбежны, задача состоит в определении их уровня и определения мероприятий по их снижению. Снижение потерь электроэнергии в электрических сетях до этого установленного уровня - одно из важных направлений энергосбережения.
В течение всего периода с 1991 г. по 2010 г. общие потери в электрических сетях России росли и в абсолютном значении, и в процентах отпуска электроэнергии в сеть [1].
Рост потерь энергии в электрических сетях является следствием вполне объективных закономерностей в развитии всей энергетики в целом. Основными из них являютс я: тенденция к концентрации производства электроэнергии на крупных электростанциях; непрерывный рост нагрузок электрических сетей, связанный с естественным ростом нагрузок потребителей и отставанием темпов прироста пропускной способности сети от темпов прироста потребления электроэнергии и генерирующих мощностей.
В связи с развитием рыночных отношений в стране актуальность проблемы потерь электроэнергии многократно возросла. Разработка методов расчета, анализа потерь электроэнергии и выбора экономически обоснованных мероприятий по их снижению ведется во многих ведущих научных центрах уже более 30 лет. Для расчета всех составляющих потерь электроэнергии в сетях всех классов напряжения и в оборудовании сетей и подстанций и их нормативных характеристик разработаны многочисленные программные комплексы [3].
В связи со трудоемкостью расчета потерь и наличием значительных погрешностей, в последнее время особое внимание уделяется разработке методик нормирования потерь электроэнергии [2].
По полученным нормам потерь электроэнергии устанавливаются тарифы на электроэнергию. Регулирование тарифов возлагается на государственные органы ФЭК и РЭК (федеральную и региональные энергетические комиссии). Энергоснабжающие организации должны обосновывать уровень потерь электроэнергии, который они считают целесообразным включить в тариф, а энергетические комиссии - анализировать эти обоснования и принимать или корректировать их [3,4].
В данной работе рассмотрена проблема расчета, анализа и нормирования потерь электроэнергии с современных позиций; изложены теоретические положения расчетов и изложен опыт практических расчетов.

Потери электроэнергии на корону определяются на основе данных об удельных потерях мощности, приведенных в табл. 1, и о продолжительностях того или иного типа погоды. При этом к хорошей погоды (для целей расчета потерь на корону) относят погоду с влажностью менее 100 % и гололед; к периодам влажной погоды – дождь, мокрый снег, туман.Таблица 1. Удельные потери мощности на корону.Напряжение ВЛ, тип опоры, число и сечение проводов в фазеСуммарное сечение проводов в фазе, мм2Потери мощности на корону, кВт/км,при погоде,:хорошаясухой снегвлажнаяизморозь750ст-5х24012003,915,555,0115,0750жб-4х60024004,617,565,0130,0500ст-3х40012002,49,130,279,2500ст-8х30024000,10,51,54,5330ст-2х4008000,83,311,033,5220ст-1х3003000,31,55,416,5220ст/2-1х3003000,62,810,030,7220жб-1х3003000,42,08,124,5220жб/2-1х3003000,83,713,340,9220-3х50015000,020,050,270,98154ст-1х1851850,120,351,204,20154/2ст-1х1851850,170,511,746,12110ст-1х1201200,0130,040,170,69110ст/2-1х1201200,0150,050,250,93110жб-1х1201200,0180,060,301,10110жб/2-1х1201200,0200,070,351,21Примечания: 1. Вариант 500-8х300 соответствует линии 500 кВ, построенной в габаритах 1150 кВ, вариант 220-3х500– линии 220 кВ, построенной в габаритах 500 кВ. Варианты 220/2-1х300, 154/2-1х185 и 110/2-1х120 соответствуют двухцепным линиям. Потери во всех случаях приведены в расчете на одну цепь.Индексы «ст» и «жб» обозначают стальные и железобетонные опоры.При отсутствии данных о продолжительностях видов погоды в течение расчетного периода потери электроэнергии на корону определяют по табл. 2 в зависимости от региона нахождения линии. Распределение территориальных образований Российской Федерации по регионам для целей расчета потерь, зависящих от погодных условий, приведено в приложении 2.Таблица 2. Удельные годовые потери электроэнергии на коронуНапряжение ВЛ, кВ, число и сечениепроводов в фазеУдельные потери электроэнергии на корону, тыс. кВтч/км в год, в регионе1234567750-5х240193,3176,6163,8144,6130,6115,1153,6750-4х600222,5203,9189,8167,2151,0133,2177,3500-3х400130,3116,8106,093,284,274,2103,4500-8х3006,65,85,24,64,13,55,1330-2х40050,144,339,935,232,127,539,8220ст-1х30019,416,814,813,312,210,415,3220ст/2-1х30036,131,227,524,722,719,328,5220жб-1х30028,124,421,519,317,715,122,2220жб/2-1х30048,041,536,632,930,225,737,9220-3х5001,31,11,00,90,80,71,0154-1х1857,26,35,54,94,63,95,7154/2-1х18510,49,18,07,16,85,78,3110ст-1х1201,070,920,800,720,660,550,85110ст/2-1х1201,421,221,070,960,880,731,13110жб-1х1201,711,461,281,151,060,881,36110жб/2-1х1201,851,591,391,251,140,951,47Примечание. Значения потерь, приведенные в табл. 2 и 4, соответствуют году с числом дней 365. При расчете нормативных потерь в високосном году применяется коэффициент к = 366/365.При расчете потерь на линиях с сечениями, отличающимися от приведенных в табл.1, расчетные значения, приведенные в таблицах 1 и 2, умножают на отношение Fт/Fф , где Fт – суммарное сечение проводов фазы, приведенное в табл. 1; Fф – фактическое сечение проводов линии.Влияние рабочего напряжения линии на потери на корону учитывают, умножая данные, приведенные в таблицах 1 и 2, на коэффициент, определяемый по формуле:KU кор= 6,88 U2отн – 5,88 Uотн , (30)где Uотн – отношение рабочего напряжения линии к его номинальному значению.Потери электроэнергии от токов утечки по изоляторам воздушных линий определяют на основе данных об удельных потерях мощности, приведенных в табл. 3, и о продолжительностях видов погоды в течение расчетного периода.По влиянию на токи утечки виды погоды должны объединяться в 3 группы: 1 группа – хорошая погода с влажностью менее 90 %, сухой снег, изморозь, гололед; 2 группа – дождь, мокрый снег, роса, хорошая погода с влажностью 90 % и более; 3 группа – туман. Таблица 3. Удельные потери мощности от токов утечки по изоляторам ВЛГруппа погодыПотери мощности от токов утечки по изоляторам, кВт/км, на ВЛ напряжением, кВ6101520356011015422033050075010,0110,0170,0250,0330,0350,0440,0550,0630,0690,1030,1560,23520,0940,1530,2270,3020,3240,4080,5100,5870,6370,9531,4402,16030,1540,2550,3760,5070,5430,6800,8500,9781,0611,5872,4003,600При отсутствии данных о продолжительностях различных погодных условий годовые потери электроэнергии от токов утечки по изоляторам воздушных линий принимают по данным табл. 4. Таблица 4. Удельные годовые потери электроэнергии от токов утечки по изоляторам ВЛНомер регионаПотери электроэнергии от токов утечки по изоляторам ВЛ,тыс. кВтч/км в год, при напряжении, кВ6101520356011015422033050075010,210,330,480,640,690,861,081,241,352,013,054,5820,220,350,520,680,730,921,151,321,442,153,254,8730,280,450,670,880,951,191,491,711,862,784,206,3140,310,510,751,001,071,341,681,932,103,144,757,1350,270,440,650,870,921,171,461,681,822,724,116,1860,220,350,520,680,730,921,151,321,442,153,254,8770,160,260,390,510,550,690,860,991,081,612,433,66Номера регионов представлены на картах районирования в ПУЭ и СНиП-2.01.07-85.Нормативный расход электроэнергии на плавку гололеда определяют по табл. 5 в зависимости от района расположения ВЛ по гололеду (гл. 2.5 ПУЭ).Таблица 5. Удельный расход электроэнергии на плавку гололедаЧисло проводовв фазе и сечение,мм2Суммарное сечение проводовв фазе, мм2Расчетный расход электроэнергии на плавку гололеда, тыс. кВт∙ч/км в год, в районе по гололеду:12344х60024000,1710,2360,3000,3608х30024000,2800,3810,4790,5713х50015000,1220,1670,2120,2535х24012000,1640,2230,2800,3363х40012000,1140,1560,1970,2372х4008000,0760,1040,1310,1582х3006000,0700,0950,1200,1431х3303300,0360,0500,0620,0741х3003000,0350,0470,0600,0711х2402400,0330,0460,0560,0671х1851850,0300,0410,0510,0611х1501500,0280,0390,0530,0641х1201200,0270,0370,0460,0541х95950,0240,0310,0380,0445 Методы расчета потерь, обусловленных погрешностямисистемы учета электроэнергииПотери электроэнергии, обусловленные погрешностями системы учета электроэнергии, рассчитывают как сумму значений, определенных для каждой точки учета поступления электроэнергии в сеть и отпуска электроэнергии из сети по формуле:ΔWуч = – (ΔТТβ + ΔТН + Δθβ – ΔUТН + Δсч ) W /100, (31)где ΔТТβ – токовая погрешность ТТ, %, при коэффициенте токовой загрузки βТТ ; ΔТН – погрешность ТН по модулю напряжения, %; Δθβ – погрешность трансформаторной схемы подключения счетчика, %, при коэффициенте токовой загрузки βТТ ; Δсч – погрешность счетчика, %; ΔUТН – потеря напряжения во вторичной цепи ТН, %; W – энергия, зафиксированная счетчиком за расчетный период.Погрешность трансформаторной схемы подключения счетчика определяют по формуле:, (32)где θIβ – угловая погрешность ТТ, мин, при коэффициенте токовой загрузки βТТ ; θU – угловая погрешность ТН, мин; tgφ – коэффициент реактивной мощности контролируемого присоединения.Коэффициент токовой загрузки ТТ за расчетный период определяют по формуле:, (33)где Uном и Iном– номинальные напряжение и ток первичной обмотки ТТ.Значения погрешностей в формулах (31) и (32) определяют на основе данных метрологической поверки. 6 Методы расчета нормативных характеристик технологических потерь электроэнергииНормативную характеристику технологических потерь электроэнергии определяют на основе расчета потерь в базовом периоде методами, изложенными в разделах II и III настоящей методики, и используют для определения норматива потерь на плановый период.Нормативная характеристика технологических потерь электроэнергии имеет вид: , (34)где Wi(j) - значения показателей (поступления и отпуска электроэнергии), отражаемых в отчетности; n – число показателей; Wо – отпуск электроэнергии в сеть; Д – число дней расчетного периода, которому соответствуют задаваемые значения энергии; А, В и С – коэффициенты, отражающие составляющие потерь: Aij и Bi – нагрузочные потери, Спост – условно-постоянные потери, Спог – потери, зависящие от погодных условий, Сс.н. – расход электроэнергии на собственные нужды подстанций, Вуч – потери, обусловленные погрешностями системы учета электроэнергии. Нормативную характеристику нагрузочных потерь электроэнергии в замкнутых сетях определяют на основе предварительно рассчитанной характеристики нагрузочных потерь мощности, имеющей вид: , (35)где Pi(j) - значения мощностей, соответствующих показателям, отраженным формуле (34); aij и bi – коэффициенты нормативной характеристики потерь мощности.Преобразование коэффициентов характеристики потерь мощности в коэффициенты характеристики потерь электроэнергии производят по формулам: ; (36) Bi = bi . (37)Для составляющих нормативной характеристики, содержащих произведения значений энергии, значение kфij2 вычисляют по формуле: , (38)где kфi и kф j коэффициенты формы i-го и j-го графиков активной мощности; rij – коэффициент корреляции i-го и j-го графиков, рассчитываемый по данным ОИК. При отсутствии расчетов rij принимают Коэффициент Спост определяют по формулеCпост = ΔWпост / Д , (39)где ΔWпост – условно-постоянные потери электроэнергии в базовом периоде. Коэффициент Спог определяют по формулеCпог = ΔWпог / Д , (40)где ΔWпост –потери электроэнергии, зависящие от погодных условий, в базовом периоде.Коэффициент Сс.н определяют по формулеСс.н = Wс.н / Д , (41)где ΔWс.н – расход электроэнергии на собственные нужды подстанций в базовом периоде.Коэффициент Вуч определяют по формулеВуч = ΔWуч / Wо , (42)где ΔWуч – потери, обусловленные погрешностями системы учета электроэнергии, в базовом периоде.Нормативная характеристика нагрузочных потерь электроэнергии в радиальных сетях имеет вид: , (43)где WU – отпуск электроэнергии в сеть напряжением U за Д дней; AU - коэффициент нормативной характеристики.Коэффициент AU нормативной характеристики (43) определяют по формуле: , (44)где ΔWнU – нагрузочные потери электроэнергии в сети напряжением U в базовом периоде. Коэффициенты A и С (Спост , Спог и Сс.н) для радиальных сетей 6-35 кВ в целом по их значениям, рассчитанным для входящих в сеть линий (Ai и Ci ), определяют по формулам:; (45) , (46)где Wi –отпуск электроэнергии в i-ю линию; WΣ – то же, в сеть в целом; n – количество линий.Коэффициенты Ai и Ci должны быть рассчитаны для всех линий сети. Их определение на основе расчета ограниченной выборки линий не допускается.Коэффициент A для сетей 0,38 кВ рассчитывают по формуле (43), в которую в качестве ΔWн U подставляют значение суммарных нагрузочных потерь во всех линиях 0,38 кВ ΔWн 0,38 , рассчитанных по формуле (22) с учетом формулы (26).7 Мероприятия по снижению потерь электрической энергии в электрических сетяхСнижение потерь электроэнергии при транспортировке является актуальной задачей энергоснабжающих организаций и одним из основных направлений энергосбережения.Рациональное построение является основным условием работы электрической сети с минимальными потерями. Особое внимание должно уделяться внедрению замкнутых и полузамкнутых схем сети 0,4 кВ, правильному определению точек деления в сетях, обоснованному распределению активных и реактивных мощностейПотери энергии в грамотно построенных и нормально эксплуатируемых сетях не должны превышать рассчитанного технологического расхода энергии при ее транспортировке. Мероприятия по снижению потерь энергии должны проводиться в тех сетях, где есть отклонения от рационального построения и режима эксплуатации.Применение современных математических и численных методов расчета позволяет минимизировать расходы электроэнергии и довести их до минимально возможных величин [12].Снижение потерь электроэнергии возможно за счет оптимизации сети на всех ее уровнях, когда снижение потерь энергии является одной из составляющих частей общего плана, так и в результате проведения мероприятий, направленных только на снижение потерь. По этому признаку все мероприятия по снижению потерь можно условно разделить на три группы:- организационные, которые включают в себя мероприятия по совершенствованию эксплуатационного обслуживания электрических сетей и проведения комплекса мероприятий по оптмизации их схем;- технические, которые основаны на модернизации и строительстве новых сетей;- мероприятия по совершенствованию учета электроэнергии, по внедрению новых видов счетчиков, в том числе многотарифных.К организационным мероприятиям могут относиться:- рассчет точек оптимального деления сети 6-10 кВ;- снижения времени нахождения линии на техническом обслуживании и ремонте оборудования и линий;- снижение несимметрии фаз;- рациональная загрузка силовых трансформаторов.