Uэк - эквивалентное напряжение сети, учитывающее изменение фактического напряжения как во времени, так и вдоль линии.
Если графики Р и Q на головном участке не регистрируются, коэффициент формы графика рекомендуется определять по (2.7).
Эквивалентное напряжение определяют по эмпирической формуле:
, (2.10)
где U1, U2 - напряжения в ЦП в режимах наибольших и наименьших нагрузок; k1 = 0,9 для сетей 0,38-6-10 кВ. В этом случае формула (2.8) приобретает вид:
, (2.11)
где kф2 определяют по (2.7), исходя из данных о коэффициенте заполнения графика активной нагрузки. В связи с несовпадением времени замера токовой нагрузки с неизвестным временем ее действительного максимума формула (2.9) дает заниженные результаты. Устранение систематической погрешности достигается увеличением значения, получаемого по (2.9), в 1,37 раза. Расчетная формула приобретает вид:
. (2.12)
Эквивалентное сопротивление линий 0,38-6-10 кВ при неизвестных нагрузках элементов определяют исходя из допущения одинаковой относительной загрузки трансформаторов. В этом случае расчетная формула имеет вид:
, (2.13)
где Sтi - суммарная номинальная мощность распределительных трансформаторов (РТ), получающих питание по i-му участку линий сопротивлением Rлi,
п - число участков линий;
Sтj - номинальная мощность i-го PТ сопротивлением Rтj;
т - число РТ;
Sт. г - суммарная мощность РТ, присоединенных к рассматриваемой линии.
Расчет Rэк по (2.13) предполагает обработку схемы каждой линии 0,38-6-10 кВ (нумерацию узлов, кодирование марок проводов и мощностей РТ и т.п.). Вследствие большого числа линий такой расчет Rэк может быть затруднительным из-за больших трудозатрат. В этом случае используют регрессионные зависимости, позволяющие определять Rэк, исходя из обобщенных параметров линии: суммарной длины участков линии, сечения провода и длины магистрали, разветвлений и т.п. Для практического использования наиболее целесообразна зависимость:
, (2.14)
где RГ - сопротивление головного участка линии;
lма, lмс - суммарные длины участков магистрали (без головного участка) с алюминиевыми и стальными проводами соответственно;
lоа, lос - то же участков линии, относящихся к ответвлениям от магистрали;
FM - сечение провода магистрали;
а1 - а4 - табличные коэффициенты.
В связи с этим зависимость (2.14) и последующее определение с ее помощью потерь электроэнергии в линии целесообразно использовать для решения двух задач:
определения суммарных потерь в k линиях как суммы значений, рассчитанных по (2.11) или (2.12) для каждой линии (в этом случае погрешности уменьшаются приблизительно в √k раз);
определения линий с повышенными потерями (очаги потерь). К таким линиям относят линии, для которых верхняя граница интервала неопределенности потерь превышает установленную норму (например, 5%).
3. Программы расчета потерь электроэнергии в распределительных электрических сетях
3.1 Необходимость расчета технических потерь электроэнергии
В настоящее время во многих энергосистемах России потери в сетях растут даже при уменьшении энергопотребления. При этом увеличиваются и абсолютные, и относительные потери, которые кое-где уже достигли 25-30%. Для того, чтобы определить, какая доля этих потерь приходится действительно на физически обусловленную техническую составляющую, а какая на коммерческую, связанную с недостоверностью учета, хищениями, недостатками в системе выставления счетов и сбора данных о полезном отпуске, необходимо уметь считать технические потери [6].
Нагрузочные потери активной мощности в элементе сети с сопротивлением R при напряжении U определяют по формуле:
, (3.1)
где P и Q - активная и реактивная мощности, передаваемые по элементу.
В большинстве случаев значения Р и Q на элементах сети изначально неизвестны. Как правило, известны нагрузки в узлах сети (на подстанциях). Целью электрического расчета (расчета установившегося режима - УР) в любой сети является определение значений Р и Q в каждой ветви сети по данным их значений в узлах [1]. После этого определение суммарных потерь мощности в сети представляет собой простую задачу суммирования значений, определенных по формуле (3.1).
Объем и характер исходных данных о схемах и нагрузках существенно различаются для сетей различных классов напряжения [4].
Для сетей 35 кВ и выше обычно известны значения P и Q в узлах нагрузки. В результате расчета УР выявляются потоки Р и Q в каждом элементе.
Для сетей 6-10 кВ известен, как правило, лишь отпуск электроэнергии через головной участок фидера, т.е. фактически суммарная нагрузка всех ТП 6-10/0,38 кВ, включая потери в фидере. По отпуску энергии могут быть определены средние значения Р и Q на головном участке фидера. Для расчета значений Р и Q в каждом элементе необходимо принять какое-либо допущение о распределении суммарной нагрузки между ТП. Обычно принимают единственно возможное в этом случае допущение о распределении нагрузки пропорционально установленным мощностям ТП. Затем с помощью итерационного расчета снизу вверх и сверху вниз корректируют эти нагрузки так, чтобы добиться равенства суммы узловых нагрузок и потерь в сети заданной нагрузке головного участка. Таким образом, искусственно восстанавливаются отсутствующие данные об узловых нагрузках, и задача сводится к первому случаю.
В описанных задачах схема и параметры элементов сети предположительно известны. Отличием расчетов является то, что в первой задаче узловые нагрузки считаются исходными, а суммарная нагрузка получается в результате расчета, во второй - известна суммарная нагрузка, а узловые нагрузки получают в результате расчета.
При расчете потерь в сетях 0,38 кВ при известных схемах этих сетей теоретически можно использовать тот же алгоритм, что и для сетей 6 - 10 кВ. Однако большое количество линий 0,4 кВ, сложности введения в программы информации по поопорным (постолбовым) схемам, отсутствие достоверных данных об узловых нагрузках (нагрузках зданий) делает такой расчет исключительно трудным, и, главное, неясно, достигается ли при этом желаемое уточнение результатов. Вместе с тем, минимальный объем данных об обобщенных параметрах этих сетей (суммарная длина, количество линий и сечения головных участков) позволяет оценить потери в них с не меньшей точностью, чем при скрупулезном поэлементном расчете на основе сомнительных данных об узловых нагрузках.
3.2 Применение программного обеспечения для расчета потерь электроэнергии в распределительных сетях 0,38 - 6 - 10 кВ
Одним из наиболее трудоемких является расчет потерь электроэнергии в распределительных сетях 0,38 - 6 - 10 кВ, поэтому для упрощения проведения подобных расчетов было разработано множество программ, основанных на различных методах. В своей работе я рассмотрю некоторые из них.
Для расчета всех составляющих детальной структуры технологических потерь мощности и электроэнергии в электрических сетях, нормативного расхода электроэнергии на собственные нужды подстанций, фактических и допустимых небалансов электроэнергии на энергообъектах, а также нормативных характеристик потерь мощности и электроэнергии был разработан комплекс программ РАП - 95 [1], состоящий из семи программ:
РАП - ОС, предназначенной для расчета технических потерь в замкнутых сетях 110 кВ и выше;
НП - 1, предназначенной для расчета коэффициентов нормативных характеристик технических потерь в замкнутых сетях 110 кВ и выше на основе результатов РАП - ОС;
РАП - 110, предназначенной для расчета технических потерь и их нормативных характеристик в радиальных сетях 35 - 110 кВ;
РАП - 10, предназначенной для расчета технических потерь и их нормативных характеристик в распределительных сетях 0,38-6-10 кВ;
РОСП, предназначенной для расчета технических потерь в оборудовании сетей и подстанций;
РАПУ, предназначенной для расчета потерь, обусловленных погрешностями приборов учета электроэнергии, а также фактических и допустимых небалансов электроэнергии на объектах;
СП, предназначенной для расчета показателей отчетных форм на основе данных об отпуске электроэнергии в сети разных напряжений и результатов расчета по программам 1-6.
Остановимся подробнее на описании программы РАП - 10, которая осуществляет следующие расчеты:
определяет структуру потерь по напряжениям, группам элементов;
рассчитывает напряжения в узлах фидера, потоки активной и реактивной мощности в ветвях с указанием их доли в суммарных потерях мощности;
выделяет фидеры, являющиеся очагами потерь, и рассчитывает кратности повышения норм нагрузочных потерь и потерь холостого хода;
рассчитывает коэффициенты характеристик технических потерь по ЦП, РЭС и ПЭС.
Программа позволяет рассчитывать потери электроэнергии в фидерах 6-10 кВ двумя методами:
средних нагрузок, когда коэффициент формы графика определяется на основе заданного коэффициента заполнения графика нагрузки головного участка kз или принимается равным измеренному по графику нагрузки головного участка. В этом случае значение kз должно соответствовать расчетному периоду (месяцу или году);
расчетных суток (типовых графиков), где заданное значение kф2 должно соответствовать графику рабочих суток.
Также в программе реализованы два оценочных метода расчета потерь электроэнергии в сетях 0,38 кВ:
по суммарной длине и количеству линий с различными сечениями головных участков;
по максимальной потере напряжения в линии или ее среднем значении в группе линий.
В обоих методах задается энергия, отпущенная в линию или группу линий, сечение головного участка, а также значение коэффициента разветвленности линии, доля распределенных нагрузок, коэффициент заполнения графика и коэффициент реактивной мощности.
Расчет потерь может проводиться на уровне ЦП, РЭС или ПЭС. На каждом уровне выходная печать содержит структуру потерь во входящих в этот уровень составляющих (на уровне ЦП - по фидерам, на уровне РЭС - по ЦП, на уровне ПЭС - по РЭС), а также суммарные потери и их структуру.
Для более легкого, быстрого и наглядного формирования расчетной схемы, удобного вида предоставления результатов расчета и всех необходимых данных для анализа этих результатов была разработана программа "Расчет технических потерь (РТП)" 3.1 [5].
