Структура потерь электрической энергии сетевой компании

Отчетные (фактические) потери
Технические потери		Расход на СН и плавку гололеда		Недоучет электроэнергии		Коммерческие потери
Нагрузочные		Холостого хода		Климатические		24 типа электроприемников		Режимы работы и состояние ТТ, ТН и счетчиков		Способы расчета полезного отпуска
			Контроль за потреблением
В силовых трансформаторах		В силовых трансформаторах		На корону			Покупательная способность населения
В линиях		В компенсирующих устройствах		от токов утечки по изоляторам ВЛ
В трансформаторах тока (ТТ)
В высокочастотных заградителях		В ТН и устрой-ствах ВЧ связи
В токоограничива-ющих реакторах		В изоляции кабельных линий
Оптимизация схем и режимов		Расчет нормативного расхода		Расчет допустимого недоучета		Экспертная оценка коммерческих потерь
Автоматизация управления
Замена оборудования
Механизм выявления резервов

Рис. 2

В таблице 2 приведен пример месячного баланса электроэнергии предприятия электрических сетей со структурой потерь. В таблице 3 представлена годовая структура потерь по классам напряжения, характеру потерь и группам элементов. На рис 3 приведена диаграмма годовой структуры потерь.

Баланс электрической энергии производственного отделения за июль 2008 года
					Таблица 2
№ п/п	Показатели	Количество энергии тыс.кВт*ч	% поступлению
	Прием электрической энергии	236 428,66	121,72
	Транзит электрической энергии	42 195,08	21,72
	Потери от транзита	0,00	0,00
	Итого поступление электрической энергии в сеть	194 233,58	100,00
	Хозяйственные нужды системы	192,96
	Полезный отпуск потребителям 1 сбытовой компании	54 309,38
	Полезный отпуск потребителям 2 сбытовой компании	132 278,52
	Всего полезный отпуск	186 780,86	96,16
	Фактические отчетные потери	7 452,72	3,84
	Технические потери:
Потери электрической энергии в сетях и трансформаторах	в сети тыс. кВт*ч	Процент потерь
Расчетные потери в сети 0,4 кВ	15 023,83	3,00	450,71	0,23
Расчетные потери в сети 6-10 кВ	25 153,00	6,92	1 739,74	0,90
в т.ч. холостого хода трансформаторов		5,16	1 298,15	0,67
Расчетные потери в сети 35 кВ	47 645,46	1,55	737,71	0,38
в т.ч. холостого хода трансформаторов		0,51	243,44	0,13
Расчетные потери в сети 110 кВ	151 097,23	1,34	2 023,92	1,04
в т.ч. холостого хода трансформаторов		0,34	520,16	0,27
Расчетные потери всего	4 952,09	2,55
Потери в СН и оборудовании всего	338,81	0,17
Расход на СН ПС	105,42	0,05
потери в ТСН	15,94	0,01
потери в ТТ, ТН, ВЧ св., счетчиках, ОПН, РВ	217,45	0,11
Климатические потери всего	254,60	0,13
Расчетные потери в изоляции ВЛ	215,24	0,11
Расчетные потери в изоляции КЛ	3,20	0,00
Расчетные потери на корону в ВЛ-110 кВ	36,16	0,02
Технические потери всего	5 545,50	2,86
Нормативный небаланс систем учета	582,70	0,30
	Технологические потери с допустимой погрешностью учета	6 128,20	3,16
	Коммерческие потери	1 324,53	0,68
	в т. ч. сверхнормативная погрешность систем учета	526,37	0,27
	В т. ч. потери в чужих электрических сетях	90,1	0,046
	в т. ч. хищения, безучетное потребление	708,05	0,41

Годовая структура потерь по региональной сетевой компании за 2008 г.(форма 7-энерго) млн.кВт.ч
1-ая часть макета									Таблица 3
Напряжение, кВ	ВЛ	Трансформаторы	Собствен- ные нужды подстанций	СК и БСК	Реакторы	ТТ, ТН, счетчики электроэнергии	Прочие	Суммарные потери электроэнергии
Нагру-зочные	Корона	Нагру-зочные	Холостой ход
	89,26	5,85	25,90	35,74	12,83			2,54	7,05	179,18
35-60	12,72		5,38	15,07	2,77			1,06	3,72	40,71
1-20	24,15		15,54	50,65	0,54			1,12	21,05	113,05
0,4	46,38				0,00			11,16	0,00	57,54
Всего	172,51	5,85	46,82	101,45	16,14			15,88	31,82	390,47
2-ая часть макета
Отпуск в сеть	Потери электроэнергии
отчетные	норматив	техничес-кие	от погрешности системы учета электроэнергии	технологические	коммерческие
млн.кВт.ч	млн.кВт.ч	%	%	млн.кВт.ч	млн.кВт.ч	млн.кВт.ч	%	млн.кВт.ч	%
		4,55	3,85	390,47	33,00	423,47	4,55	76,53	0,00
3-я часть макета							тыс. кВт.ч
Напряжение, кВ	«Прочие» потери, в т.ч.:
изоляция кабелей	СП ПС	РВ	ОПН	УПВЧ	от токов утечки	расход э.э. на плавку гололеда	Всего
		948,79	49,94	18,31	52,94	5979,37		7049,35
35-60		372,22	11,68	1,67	4,85	3329,75		3720,17
6÷20	90,34	11837,64	94,46	0,9	0,02	9022,95		21046,31
0,4
Всего:	90,34	13158,65	156,08	20,88	57,81	18332,07		31815,83

Рис. 2

4. Методы расчета нагрузочных потерь электроэнергии.

1. Оперативных расчетов в режиме текущего времени (в темпе процесса) применяется при условиях:

- наличие часовых значений об энергиях по данным автоматизированной информационно-измерительной системы коммерческого учета электроэнергии (АИИСКУЭ);

- необходимости расчета потерь электроэнергии до точки разграничения балансовой принадлежности:

N

ΔW_i = ΔP_i = (P_i² +Q_i²)/U² * L*R_o; ΔW_пер =∑ ΔW_i (15)

I=1

2. Аналитические.

2.1. Метод средних нагрузок предпочтителен в условиях реальной эксплуатации, где известно количество энергии, отпущенной в объект и известен режим работа (график нагрузки):

ΔW_пер = 3*I²_cр*R_o *L* К_ф²*Т_пер (16)

I²_cр = (W² +V²)/(T²_пер *U² *3); (17)

Подставляя формулу тока (17) в формулу (16) получим;

ΔW_пер = (W² +V²)* R_o *L* К_ф² /T_пер *U² _. (18)

2.2. Числа часов наибольших потерь мощности применяется при проектировании, где расчетная (максимальная) нагрузка и режим ее работы определяются в проекте

ΔW_пер = 3*I²_р*R_o *L* Т_пер* τ₀ = Δ Р_макс* Т_пер* τ₀ (19)

3. Оценочные.

3.1 Оценки потерь по обобщенной информации о схемах и нагрузках сети. Используется, например, в программе РАП-10-Стандарт для расчета потерь в сети напряжением 0,4 кВ

(20)

5. Программные комплексы по расчету режимов и потерь электроэнергии и напряжения

5.1. Для расчета режимов в энергосистеме используется программа RASTR.

5.2. Для расчета и нормирования потерь в сетевом предприятии используются сертифицированные программные комплексы:

РТП-3 и РАП-Стандарт. РАП - Стандарт находится в эксплуатации с 1995 года. На сегодняшний день работает в 70 энергосистемах, адаптирован под норматив потерь (приказ № 267 2005 года, версия А-3), (приказ № 326 2008 года, версия В1). РАП – Стандарт состоит из программ: РАПОС – расчет потерь в основной (замкнутой) сети; РАП-110 – расчет потерь в радиальной сети 110÷35 кВ; РАП-10 – расчет потерь в радиальной сети 6÷10 кВ; РОСП – расчет потерь в оборудовании сетей и подстанций; РАПУ – расчет погрешности систем учета

6. Расчет и оптимизация потерь электроэнергии в ЛЭП. Примеры и решения.

7.1 Пути оптимизации нагрузочных потерь проанализируем, исследуя составляющие расчетных формул.

ΔW_пер = 3*I²_cр*R_o *L* К_ф²*Т_пер = (W² +V²)* R_o *L* К_ф² /T_пер *U² (21)

1 – Только при симметричной по полюсам нагрузке применима эта формула. Любая несимметрия нагрузок приводит к росту нагрузочных потерь, что показано в следующем примере;

2 - Снижение сопротивления проводника за счет увеличения сечения провода или заменой на материал с меньшим удельным сопротивлением, в том числе и сверхпроводник;

3 - Снижение длины передачи (оптимизация схемных решений). Оптимально предельными считаются длины ЛЭП, приведенные в таблице 5.

Таблица 5

Напряжение, кВ	Длина, км
	6÷10
	10÷12,5
	30÷35
	70÷110
	150÷180
	250÷350

4 -Выравнивание графика нагрузки;

5 - Снижение передачи реактивной энергии за счет ее компенсации в конце питающей ЛЭП (у потребителя);

6 - Поддержание напряжения в пределах ГОСТ-13109-97. Казалось бы, напряжение стоит в знаменателе формулы и его рост должен привести к снижению тока. Дело заключается в следующем:

- для части электроприемников с ростом напряжения происходит рост нагрузки, а значит и тока;

- с ростом напряжения происходит рост потерь холостого хода в магнитопроводах трансформаторов и двигателей, а также рост потребления реактивной мощности.

7.2 Пути снижения климатических потерь в ЛЭП

Потери электроэнергии на корону в воздушных линиях и утечки в изоляции определяются по удельным показателям:

ΔW_пер = (р_кор.уд + р_из.уд)*L*T_пер (22)

Эти потери очень сильно зависят от погодных условий. На практике их определяют по среднегодовым для данного региона показателям. Потери на корону зависят от эффективного диаметра провода (на высоком напряжении провод приходится расщеплять). Потери в изоляции, кроме климатических условий зависят от степени загрязнения атмосферы.

7.3 Влияние несимметрии нагрузок на величину потерь электроэнергии.

Решим эту задачу на примере электроснабжения жилого дома кабельной линией от трансформаторной подстанции. Схема приведена на рис. 4.

Рассмотрим два варианта:

- симметричная нагрузка током 120 А;

- несимметричная нагрузка, фаза «А»-60 А, фаза «В»-120 А, фаза «С»-180 А;

Удельное сопротивление жилы кабеля 0,447 Ом/км, коэффициент заполнения графика – 0,5, расчетное время 1 месяц (январь).

1. Симметричный режим 1. Определим квадрат коэффициента формы:

К_ф² =(1 +2*К_зап)/3* К_зап; К_ф² =(1 +2*0,5)/3*0,5 = 1, 334.

Потери электроэнергии рассчитаем по (17):

ΔW_пер = 3*I²_cр*R_o *L* К_ф*Т_пер; ΔW_пер = 3*120²*0,447*0,12*1,334*0,744 = 2299,9 кВт*ч;

В относительных единицах эти потери составят:

ΔW^*_пер ΔW_пер *100/W_s; ΔW^*_пер= 2299,9 *100/√3*400*120 = 2,766 %

2. Несимметричный режим. Расчет ведем пофазно, учитывая потери от протекания тока в нулевой жиле. Ток в нулевой жиле может быть определен как сумма векторов токов фаз.

ΔW_А = 60²*0,447*0,12*1,334*0,744 = 175,7 кВт*ч;

ΔW_В = 120²*0,447*0,12*1,334*0,744 = 702,7 кВт*ч;

ΔW_С = 180²*0,447*0,12*1,334*0,744 = 1581,15 кВт*ч;

ΔW_N = 104²*0,447*0,12*1,334*0,744 = 527,8 кВт*ч;

Суммарные потери в кабеле составят: ΔW_пер = 2987,4 кВт*ч;

В абсолютных единицах несимметрия нагрузок приведет к увеличению потерь на 687,5 кВт*ч. Полуторакратная несимметрия токов в фазах привела к 30 % росту потерь электроэнергии. В относительных единицах эти потери составят:

ΔW^*_пер= 2987,4*100/√3*400*120 = 3,59 %.

Этот рост потерь не ограничивается потерями в кабеле, так как растут потери и в силовом трансформаторе.

Несимметрия нагрузок приводит к несимметрии напряжений фаз, характеризующейся в ГОСТ 13109-97 коэффициентом несимметрии нулевой последовательности. Решение этой задачи приведено в 1 части.

2. Симметричный режим 2. При снижении коэффициента заполнения графика до 0,3. Определим квадрат коэффициента формы:

К_ф² =(1 +2*0,3)/3*0,3 = 1, 778

Потери электроэнергии рассчитаем по (17):

ΔW_пер = 3*I²_cр*R_o *L* К_ф*Т_пер; ΔW_пер = 3*120²*0,447*0,12*1,778*0,744 = 3065,3 кВт*ч;

В относительных единицах эти потери составят:

ΔW^*_пер ΔW_пер *100/W_s; ΔW^*_пер= 3065,3 *100/√3*400*120 = 3,687 %

2. Несимметричный режим. Расчет ведем пофазно, учитывая потери от протекания тока в нулевой жиле. Ток в нулевой жиле может быть определен как сумма векторов токов фаз.

ΔW_А = 60²*0,447*0,12*1,778*0,744 = 255,4 кВт*ч;

ΔW_В = 120²*0,447*0,12*1,778*0,744 = 1021,8 кВт*ч;

ΔW_С = 180²*0,447*0,12*1,778*0,744 = 2299 кВт*ч;

ΔW_N = 104²*0,447*0,12*1,778*0,744 = 767,5 кВт*ч;

Суммарные потери в кабеле составят: ΔW_пер = 4343,7 кВт*ч;

В абсолютных единицах несимметрия нагрузок приведет к увеличению потерь на 687,5 кВт*ч. 50% несимметрия приведет к 41,7 % росту потерь электроэнергии. В относительных единицах эти потери составят:

ΔW^*_пер= 4343,7 *100/√3*400*120 = 5,22 %.

Полуторакратная несимметрия токов в фазах привела к росту потерь в 1,417 раза.

7. Расчет и оптимизация потерь электроэнергии в трансформаторах. Примеры и решения.

7.4 Пути оптимизации нагрузочных потерь проанализируем, исследуя составляющие расчетных формул.

ΔW_тр =(Р_х*(U_i/U_ном)² +Р_к К_ф ² *(S_ср/S_ном.тр)²) *T_пер (23)

1 – Приведение номинальной мощности трансформатора к реальной нагрузке;

- Применение современных трансформаторов с малыми потерями холостого хода ТМГ, ТМГМШ. Сравнение параметров трансформаторов напряжением 6÷10/0,4 кВ приведено в таблице 6;

Дата добавления: 2015-11-26