МЕТОДЫ РАСЧЕТА ПОТЕРЬ ЭЛЕКТРОЭНЕРГИИ В ЭЛЕКТРИЧЕСКИХ СЕТЯХ 0,4 КВ

Электрические сети до 0,4 кВ являются завершающими электротехническими составляющими в системе передачи и распределения электрической энергии от ее выработки на электростанциях до конечных потребителей.

Электрические сети до 0,4 кВ в целом составляют около 40% от суммарной протяженности электрических сетей всех уровней напряжения.

Экономичность электроснабжения потребителей, надежность и качество зависят от степени загрузки и надежности работы сетей 0,4 кВ, а точность расчетов технических потерь в сетях 0,4 кВ в значительной степени определяет точность выявления коммерческих потерь в электрических сетях в целом.

Характерными особенностями электрических сетей до 0,4 кВ являются следующие:

• 
  большая протяженность и разветвленность электрических сетей напряжением до 0,4 кВ;
  
• 
  высокая динамика изменения режимных параметров и схем электрических сетей;
  

• 
  различное исполнение сетей до 0,4 кВ: пяти- (три фазы, ноль и фонарный провод), четырех- (три фазы и ноль), трех- (две фазы и ноль) и двухпроводные (одна фаза и ноль);
  
• 
  неравномерность загрузки по фазам питающего напряжения и неодинаковость фазных напряжений на шинах питающей ТП;
  

• 
  низкая достоверность значительной по объему информации о текущем состоянии и режимах сетей.
  

С учетом этих особенностей, а также того, что методы расчета режимов, уровней напряжения в узлах и потерь мощности и электроэнергии электрических сетей должны быть в максимальной степени адаптированы к условиям эксплуатации, схемным и режимным параметрам, представляется, что в сетях 0,4 кВ расчет потерь электроэнергии является наиболее трудоемким.

Для определения потерь электроэнергии разработаны, прошли апробацию и разную степень использования различные методики. Эти методики основаны на различных вариантах исходной информации, имеют различную сложность и дают различный результат.

Для сопоставления рассмотрены методы расчета технических потерь электроэнергии в электрических сетях 0,4 кВ: от самых простых, грубых, оценочных и неточных по результатам, до более совершенных, обеспечивающих наибольшую точность и требующих, естественно, более значительного объема достоверной исходной информации.
Методика расчёта потерь электроэнергии по суммарной длине электрических сетей 0,38 кВ, средним удельным потерям электроэнергии на 1 км длины для средней загрузки характерных сетей

Наиболее простой и наименее точной является оценочная методика расчета потерь электроэнергии по суммарной длине электрических сетей 0,4 кВ, средним удельным потерям электроэнергии на 1 км длины для средней загрузки характерных сетей:

, (1)
где L_S0,38 – суммарная длина электрических сетей 0,4 кВ;

_0,38 – время потерь для электрических сетей 0,4 кВ;

DР_НУ0,38т – средние удельные нагрузочные потери мощности на 1 км линии 0,4 кВ в часы максимума нагрузки энергосистемы, рассчитываемые по формуле:
_{, (2)}
где S_НОМ(ср) – средняя мощность трансформатора;

k_ЗГ(ср) – средняя загрузка трансформатора в максимум нагрузки по данным контрольных измерений;

k_Р – коэффициент распределения нагрузки по длине сети;

R₀ – удельное сопротивление линии 0,4 кВ с маркой провода, принимаемой в расчетах средней.

Пример [ ] определения усредненного норматива потерь мощности и электроэнергии в электрических сетях 0,4 кВ.
Исходные данные:

• 
  суммарное количество распределительных трансформаторов (РТ) 6(10) кВ по РФ – 16464 шт.;
  
• 
  суммарная установленная мощность РТ 6(10) кВ по РФ – 4180 МВА;
  
• 
  средняя загрузка одного РТ 6(10) кВ в максимум нагрузки – 0,4 о.е.;
  
• 
  среднее число фидеров 0,4 кВ на 1 РТ 6(10) кВ – 2 шт.;
  
• 
  среднее сечение магистрального провода 0,4 кВ АС-35 с r₀=0,92 Ом/км;
  
• 
  число часов наибольших потерь 1200 ч.
  

Порядок расчета:

1. 
   Средняя установленная мощность РТ 6(10) кВ:
   

.

2. 
   Средняя максимальная нагрузка одного РТ 6(10) кВ:
   

кВА.
3.Средняя нагрузка на один фидер 0,4 кВ:
кВА.

4. 
   Средний ток нагрузки на один фидер 0,4 кВ:
   

_{5. Средний ток нагрузки на 1 км линий 0,4 кВ:
,}
где k_Р – коэффициент распределения нагрузки по длине сети.
6. Средние максимальные потери мощности в фидере 0,4 кВ с маркой провода АС-35, длиной 1 км и нагрузкой 36,1 А:
.
7. Средние годовые потери электроэнергии:
.
8. Средние относительные максимальные потери мощности:
.
9. Средние относительные потери электроэнергии:



Методика расчёта по потере напряжения до наиболее электрически удалённой от ТП точки сети
Наиболее распространенной в практике эксплуатации методикой расчета потерь мощности и электроэнергии, рекомендуемой отраслевой Инструкцией 1, является методика расчета по потере напряжения до наиболее электрически удаленной от ТП точки сети. Данная методика позволяет определить потери электроэнергии в линиях, учитывая неравномерность загрузки фаз линии 0,4 кВ.

В качестве исходной информации используются результаты контрольных измерений уровней напряжения на шинах ТП и в наиболее электрически удаленной точке сети 0,4 кВ, фазных токов головного участка в максимум нагрузки:

, (3)
где U_ср% – средняя относительная величина потерь напряжения для сети;

K_ДП – коэффициент дополнительных потерь, учитывающий неравномерность загрузки фаз сети 0,4 кВ, рассчитываемый по формуле:

, (4)

где I_A, I_B, I_C – измеренные токовые нагрузки фаз;

R_H и R_Ф – сопротивления нулевого и фазного проводов;

К_м/н – коэффициент связи относительных потерь мощности с относительными потерями напряжения, в общем случае зависящий от конфигурации сети, плотности нагрузки и других факторов, предлагается определять по формуле:

, (5)
где r и х – активное и реактивное сопротивления головного участка линии 0,4 кВ,

К_разв – коэффициент разветвленности схемы [2].

Так как выполнить расчеты потерь электроэнергии во всех распределительных линиях 0,4 кВ в масштабах энергосистемы даже с помощью сравнительно простого метода К_м/н часто оказывается затруднительным, поэтому для оценки потерь в совокупности сетей 0,4 кВ оправданным и целесообразным следует считать применение метода случайной выборки с последующим распространением результатов расчета с заданной доверительной вероятностью на всю рассматриваемую сеть [3].

Суть метода состоит в расчете относительных потерь электроэнергии не во всех сетях, а только в их части, определенной по одному из способов случайного отбора. При отборе электрических сетей необходимо обеспечить равную вероятность попадания различных распределительных сетей в выборку.

В ряде случаев более точным является расчет потерь мощности в сети по контрольным измерениям уровней напряжения на шинах ТП, фазных токов головного участка в максимум нагрузки, характеру потребителей сети 0,4 кВ и их нагрузке. При таком объеме исходной информации появляется возможность рассчитывать установившийся режим электрической сети 0,4 кВ, уровни напряжения в узлах, потери напряжения и мощности на участках для каждой распределительной линии и их совокупности по ТП, РЭС и ПЭС в целом.

В зависимости от характера и вида нагрузки потребителей, а также исходной информации на головном участке линии 0,4 кВ расчеты выполняются по разным методикам.

При расчете электрических сетей с коммунально-бытовой нагрузкой, которая принимается равномерно распределенной по длине сети, потери электроэнергии для линии 0,4 кВ определяются по формулам:
, _{(6)
где РН0,38i – потери мощности, рассчитываемые для каждого участка линии 0,4 кВ [4]:
, (7)}
где I_Р – равномерно распределенная по длине токовая нагрузка, приходящаяся на одну фазу каждого участка сети:

, (8)

где Li – длина i-го участка сети, L_ - суммарная протяженность;

I_С – сосредоточенные токовые нагрузки для каждого участка сети, приходящиеся на одну фазу:
, (9)
где k – номер участка, для которого определяется сосредоточенный ток.
При расчете электрических сетей с производственной нагрузкой, которая принимается сосредоточенной в узлах сети, необходимо предусматривать учет следующих видов задания нагрузки: присоединенной мощности нагрузки, потребляемой электроэнергии за год, результаты измерений нагрузки в зимний максимум.

Если нагрузка задана присоединенной мощностью, то расчет потерь мощности и напряжения ведется итерационным путем. На первом шаге итерации мощность головного участка распределяется пропорционально установленной в узлах мощности нагрузок потребителей. По данным головного участка вычисляется коэффициент дополнительных потерь, возникающих из-за неравномерности загрузки фаз, и принимается одинаковым для каждого участка. Определяются потери электроэнергии по формуле (6). Если нагрузка задана потребляемой электроэнергией за год, расчет выполняется аналогично с пересчетом электроэнергии в мощность.

Для распределения рассчитанных годовых потерь электроэнергии в электрической сети 0,4 кВ по месяцам можно воспользоваться графиком помесячного отпуска электроэнергии в сеть 6(10) кВ, от которой питается рассматриваемая сеть 0,4 кВ.

Порядок расчета представлен для всех линий 0,4 кВ, получающих питание от фидера 6(10) кВ.

1. Определяют потери электроэнергии в линиях 0,4 кВ за декабрь в год (t-1):
, (10)
где - годовые потери электроэнергии в линиях 0,4 кВ;

К_i - отношение отпуска электроэнергии в фидер 6(10) кВ в i-й месяц (t 1) года к отпуску электроэнергии в декабре месяце этого же года:

. (11)
2. Рассчитываются потери электроэнергии в линиях 0,4 кВ i-й месяц года t:
. (12)
Например, для расчета нормативных потерь электроэнергии за январь 2002 года, формула (12) примет вид:
,
за февраль 2002 года:
, и т.д.

3. 
   Потери электроэнергии в линиях 0,4 кВ за декабрь месяц 2001 по формуле (10) определяются:
   
4. 
   
   

, (13)

; и т.д. (14)

Из формул (10)-(14) видно, что их использование основано на допущении о том, что переменные потери электроэнергии в электрической сети 0,4 кВ пропорциональны квадрату переданной по ней электроэнергии, если параметры сети при этом остаются неизменными.

Если в качестве нагрузки используется потребляемая (или оплаченная) электроэнергия за месяц и известен отпуск электроэнергии в данную линию 0,4 кВ за тот же расчетный период (W_А) потери электроэнергии определяются:
, (15)
U_С – среднее за период Т напряжение на шинах ТП;

R_Э – эквивалентное сопротивление рассчитываемой линии 0,4 кВ;

k_фг – коэффициент формы графика нагрузки головного участка распределительной линии.
Наиболее точной и вместе с тем наиболее трудоемкой, требующей максимального объема исходной информации является методика расчета, основанная на контрольных измерениях уровней напряжения на шинах ТП, фазных токов головного участка в максимум нагрузки, установленной мощности, характеру и типовым графикам нагрузки потребителей, отпуску электроэнергии в сеть 0,4 кВ или суммарному потреблению электроэнергии присоединенным к сети потребителями.

Одновременное знание контрольных замеров нагрузки по сетям 0,4 кВ и электропотребления позволяют привести их в определенное соответствие через расчет серии установившихся режимов и потерь мощности при изменении нагрузок в узлах согласно графикам нагрузки с накоплением результатов расчета потерь мощности за характерные сутки.

На головном участке в качестве исходных данных могут использоваться: активный отпуск электроэнергии за характерные сутки, месяц, квартал, год.

Статистические показатели типового графика нагрузки зависят от величины нагрузки. Для каждого типового графика приведена стандартная величина максимального значения математического ожидания активных нагрузок. Для пересчета типового графика для любой другой нагрузки необходимо определить коэффициент подобия 5:

• 
  при известной величине максимальной активной нагрузки Р_М:
  

, (16)
где – математическое ожидание максимальной нагрузки;

 – коэффициент надежности расчета (при вероятности 0,975=2);

С_РМ – вариация в максимум активной нагрузки.

• 
  при известной величине математического ожидания максимальной активной нагрузки :
  

; (17)

• 
  при известной величине потребление электроэнергии за год:
  
• 
  
  

, (18)
где W_СТ – годовое потребление электроэнергии, соответствующее данному типовому графику

, (19)
где к_рj – коэффициент сезонности;

Р_ik – математическое ожидание активной нагрузки i-го часа k-го сезона;

m_k – число дней в месяце.
Показатели пересчитываемого графика для расчета нагрузки любого i-го часа и месяца (Р_ij) и их среднеквадратического отклонения (_ij) определяются:
, (20)
. (21)
Тогда максимальное значение нагрузки за i-й час:
. (22)
Расчет токораспределения в сети, потокораспределения и потерь напряжения в ней осуществляется известными методами.

Последняя методика в наибольшей степени соответствует требованиям задачи выявления и оценки коммерческих потерь электроэнергии.

Информация, необходимая для ее решения, может быть использована также для определения характерных точек сети с максимальным и минимальным отклонениями напряжения для выбора законов регулирования в центрах питания распределительных сетей 0,4 кВ.

В то же время, если выполняется совместный расчет электрической сети 6-10 кВ и всех питающихся от нее сетей 0,4 кВ имеется возможность:

• 
  уточнить потокораспределение, потери напряжения, мощности и электроэнергии в сети 6-10 кВ за счет более точного знания нагрузок присоединенных ТП;
  
• 
  рассчитать баланс нагрузок и электроэнергии по сетям 6(10) 0,4 кВ с учетом технических потерь мощности и электроэнергии в них;
  
• 
  определить участки сети с недопустимым небалансом электроэнергии.
  

Таким образом, первые три методики могут рассматриваться как оценочные при недостаточно развитой системе информационного обеспечения расчетов режимов и потерь в сетях 0,4 кВ.

Четвертая методика является на сегодняшний день наиболее точной и наиболее перспективной. Переход к ней должен осуществляться поэтапно от отдельных наиболее загруженных узлов нагрузки и наиболее протяженных сетей 0,4 кВ к участкам, районам электрических сетей, ПЭС и энергосистеме в целом. Для практического внедрения четвертой методики необходимо тесное взаимодействие районов электрических сетей (измерения нагрузок, напряжений), служб распределительных сетей и диспетчерских служб ПЭС (схемы электрических сетей и их параметры), отделений энергосбыта (электропотребление и графики нагрузок).
Список литературы:

1. 
   Инструкция по расчету и анализу технологического расхода электрической энергии на передачу по электрическим сетям энергосистем и энергообъединений. И 34-70-030-87. – М.: СПО ''Союзтехэнерго'', 1987;
   
2. 
   В.Э. Воротницкий, М.А. Калинкина. Расчет, нормирование и снижение потерь электроэнергии в электрических сетях. / Учебно-методическое пособие. – М.: ИПКгосслужбы, 2000;
   
3. 
   Потери электроэнергии в электрических сетях энергосистем / В.Э. Воротницкий, Ю.С. Железко, В.Н. Казанцев и др.; Под ред. В.Н. Казанцева. – М.: Энергоатомиздат, 1983;
   
4. 
   Г.Е. Поспелов, Н.М. Сыч. Потери мощности и энергии в электрических сетях./Под ред. Г.Е. Поспелова. – М.: Энергоиздат, 1981;
   
5. 
   Руководящие материалы по проектированию электроснабжения сельского хозяйства./ Методические указания по расчету электрических нагрузок в сетях 0,38-110 кВ сельскохозяйственного назначения. Ноябрь. – М.: Всесоюзный государственный проектно-изыскательский и научно-исследовательский институт ''Сельэнергопроект'', 1985.
   

3. 
   МЕТОДИЧЕСКИЕ РЕКОМЕНДАЦИИ
   

ПО ОПРЕДЕЛЕНИЮ ПОТЕРЬ ЭЛЕКТРИЧЕСКОЙ ЭНЕРГИИ В ЭЛЕКТРИЧЕСКИХ СЕТЯХ НАПРЯЖЕНИЕМ 0,4-0,23 кВ
Основные организационно-технические мероприятия по снижению потерь электрической энергии

Методические рекомендации по определению потерь электрической энергии в электрических сетях напряжением 0,4 кВ позволяют выполнять технически обоснованные расчеты, анализировать уровень потерь электрической энергии, разрабатывать мероприятия по оптимизации конфигурации и режимов работы электрических сетей по критерию минимизации потерь.

Настоящие Методические рекомендации определяют требования для обоснования уточненных значений потерь электрической энергии с учетом реальной структуры электрических сетей 0,4 кВ и исходной информации.

В Методических рекомендациях рассмотрены основные организационно-технические мероприятия, направленные на снижение расхода электрической энергии напряжением 0,4-0,23 кВ при ее передаче и распределении.

ОБЩИЕ ПОЛОЖЕНИЯ
1. Настоящие "Методические рекомендации по определению потерь электрической энергии в городских электрических сетях напряжением до 0,4 кВ" (далее - Методика) предназначена для применения организациями системы жилищно-коммунального хозяйства, эксплуатирующими электрические сети напряжением до 0,4 кВ.

2. В Методике рассматриваются положения, относящиеся к определению потерь электроэнергии в трансформаторах (W_тр) и линиях электропередачи (W_л).

3. Другие составляющие технологического расхода электроэнергии при ее передаче и распределении определяются:

- погрешность измерения активной электроэнергии (W_и) - по Методическим указаниям РД 34.11.325-90, утвержденным Главтехуправлением Минэнерго СССР 12.12.90 [1];

- расход электрической энергии на собственные нужды подстанций (W_сн) и хозяйственные нужды предприятий электрических сетей (W_хн) - по Типовой инструкции по учету электроэнергии при ее производстве, передаче и распределении РД 34.09.101-94, утвержденной Главэнергонадзором России 02.09.94 [2].

В приложении 1 к настоящим Методическим рекомендациям приводятся извлечения из приложений 3, 4 Типовой инструкции РД 34.09.101-94.

4. Методика содержит порядок определения потерь электроэнергии методом поэлементного расчета и средних нагрузок, которые рекомендуются как предпочтительные для разомкнутых сетей 10(6) кВ.

Применение поэлементного метода расчета позволяет рассчитывать потери по отдельным конкретным элементам (распределительные линии 10(6) кВ; трансформаторы 10(6)/0,4 кВ; распределительные линии 0,4 кВ), а также по сети в целом.

5. Для выполнения расчетов и анализа потерь электроэнергии в городских электрических сетях должны использоваться программы расчетов с применением ЭВМ, имеющие сертификат соответствия. До внедрения программ, расчеты потерь в сетях могут проводиться без использования ЭВМ с соблюдением требований настоящей Методики.

Описание одной из рекомендуемых программ приведено в приложении к настоящей Методике. К использованию для расчета потерь электроэнергии допускаются программы, рекомендованные Госэнергонадзором или Госстроем России.

6. Для объективной оценки и анализа значений потерь электрической энергии целесообразно выполнение следующих видов расчетов:

ретроспективные - выполняются по ретроспективным (отчетным) данным;

оперативные - выполняются по оперативным (текущим) данным, получаемым через устройства телеизмерений;

перспективные - выполняются по прогнозируемым (планируемым) показателям с учетом выполнения мероприятий по оптимизации работы электрической сети.

7. Ретроспективные расчеты выполняются в целях:

определения структуры потерь по элементам (группам элементов) электрической сети;

выявления элементов сети, имеющих повышенные потери;

выявления величин потерь электроэнергии, не входящих в номенклатуру технически обоснованных, и составляющих безучетное потребление;

определения эффективности внедряемых мероприятий по снижению потерь электроэнергии;

составления баланса электроэнергии по системе электроснабжения в целом, по структурным подразделениям предприятия и подстанциям, и разработки мероприятий по снижению небалансов.

8. Оперативные расчеты выполняются в целях:

текущего контроля за значениями потерь электроэнергии и их изменением во времени;

оперативной корректировки режимов и схем электрических сетей в целях минимизации потерь;

определения ожидаемых потерь электроэнергии за месяц, квартал, год;

формирования базы данных, используемых при прогнозировании потерь электроэнергии и выполнении перспективных расчетов.
9. Перспективные расчеты выполняются для:

определения ожидаемых потерь электроэнергии на планируемый и дальнейшие годы;

расчета ожидаемой эффективности планируемых мероприятий по снижению потерь;

сравнения вариантов реконструкции электрических сетей по уровню потерь электроэнергии.

10. Расчеты потерь электроэнергии должны базироваться на данных суточных графиков тока нагрузки и напряжения на шинах ЦП и РП, приходящихся на период контрольных замеров в зимний максимум и летний минимум нагрузок.

Измерения проводятся при нормальном режиме работы электрической сети.

Кроме того, необходимо иметь величину токов трехфазного короткого замыкания на шинах ЦП или реактанс системы (R_с; X_c).
11. Для выполнения расчетов потерь в сети 0,4 кВ измерения токов нагрузки фаз и напряжения в начале и конце линии должны производиться одновременно. Токовые нагрузки измеряются на всех фазах и в нулевом проводе.
12. Результаты расчетов используются для анализа структуры технологического расхода электроэнергии на ее передачу и распределение, выявления элементов с повышенными потерями, разработки мероприятий по снижению потерь электрической энергии, а также при обосновании их размера для целей установления тарифов на электрическую энергию или размера платы за услуги по ее передаче и распределению.
13. На основании выполненных расчетов потерь электроэнергии должен проводиться структурный анализ потерь электроэнергии (по элементам сети), по результатам которого разрабатываются ежегодные планы мероприятий по снижению потерь электроэнергии.
14. Для анализа потерь электрической энергии и достоверности отчетных экономических показателей ежегодно должен составляться баланс, в состав которого включаются следующие показатели:

- поступление электроэнергии с шин ЦП в городскую распределительную сеть (W_п);

- отпуск электроэнергии потребителям (W_о);

- расход электроэнергии на собственные (W_сн) и хозяйственные нужды (W_хн);

- потери электроэнергии в силовых трансформаторах (W_тр);

- потери электроэнергии в распределительных линиях (W_л);

- погрешности измерений (W_и).

Значение фактического небаланса (НБ) определяются по формулам, приведенным в [2].

Если фактическое значение НБ превышает его допустимое значение, необходимо выявить причины этого и принять меры по их устранению.

<предыдущая страница | следующая страница>