Цель лекции:Изучить структуру потерь электроэнергии и освоить методику составления балансов электроэнергии.
Рассматриваемые вопросы
· Структура отчетных потерь.
· Небалансы электроэнергии на объектах.
· Нормирование потерь
Согласно правилам организации и функционирования розничного рынка электроэнергии Республики Казахстан, фактические (отчетные) потери электроэнергии определяются как разность между поступлением (поставкой) электрической энергии в электрическую сеть и суммарным объёмом электроэнергии, отпущенной потребителям и использованной энергопередающей организацией на хозяйственные нужды. Структура отчетных потерь электроэнергии приведена на рисунке 6.1.
Рисунок 6.1 - Структура отчетных потерь электроэнергии
Технологические потери (технологический расход) – это сумма технических потерь, расхода электроэнергии на собственные нужды и потерь, обусловленных инструментальными погрешностями системы учета электроэнергии.
Технологические потери электроэнергии определяются раздельно по составляющим.
Расход электроэнергии на собственные нужды подстанций определяется в соответствии с показаниями приборов учета. При отсутствии приборов учета используются результаты энергетического обследования.
Технические потери и инструментальные погрешности системы учета определяются расчетным путем.
Технологические потери электроэнергии при ее передаче по электрическим сетям рассчитываются по уровням напряжения:
на высоком напряжении – 110 кВ и выше (раздельно для уровней напряжения 110-150 кВ, 220 кВ, 330 кВ, 400-500 кВ и 750-1150 кВ);
на среднем первом напряжении – 27,5-60 кВ;
на среднем втором напряжении – 1-20 кВ;
на низком напряжении – ниже 1 кВ.
Технические потери – это потери электроэнергии, обусловленные физическими процессами, происходящими при передаче электрической энергии.
Технические потери электроэнергии состоят из условно-постоянных и нагрузочных потерь.
Условно-постоянные потери - часть технических потерь в электрических сетях, не зависящая от передаваемой мощности.
Нагрузочные (переменные) потери - потери в линиях, силовых трансформаторах и токоограничивающих реакторах, зависящие от передаваемой нагрузки.
Для анализа и обеспечения достоверности учета электроэнергии необходимо определять и сравнивать значения фактического (НБФ) и допустимого (НБД) небалансов.
Значение фактического небаланса должно быть меньше или равно значению допустимого небаланса, т.е. НБФ£ НБД.
Фактический небаланс электроэнергии на объекте – это разность электроэнергии, поступившей на объект, и суммы трёх составляющих:
а) электроэнергии, отпущенной с объекта;
б) расхода электроэнергии на собственные нужды электростанций и подстанций;
в) технических потерь в сетях и оборудовании объекта.
Допустимый небаланс определяется как сумма допустимой инструментальной погрешности системы учета, погрешности используемого метода расчета технических потерь и допустимого уровня коммерческих (нетехнических) потерь.
Коммерческие потери, обусловленные хищением электроэнергии и различными организационными причинами, не имеют самостоятельного математического описания и могут быть определены лишь косвенно. Их значение определяют как разность между фактическими и технологическими потерями.
Расчеты потерь электроэнергии в электрических сетях проводят для решения задач, которые можно разделить на две группы:
а) внутриобъектные технико-экономические задачи;
б) внешнеэкономические задачи, связанные со статистической отчётностью и утверждением нормативов потерь электроэнергии.
Для решения внутриобъектных задач требуется максимально возможная детализация расчетов с определением потерь во всех элементах сети, выявлением зон повышенных технических и коммерческих потерь, технико-экономической оценкой целесообразности проведения конкретных мероприятий по их снижению. Эти расчеты могут проводиться лишь для ограниченной части сети. Результаты расчетов не теряют своей ценности, если расчеты для остальных частей сети не были проведены.
К расчетам потерь для внешнеэкономических задач предъявляются принципиально иные требования:
а) расчет должен быть проведен для всех сетей РЭК;
б) результаты расчетов должны быть представлены в форме, обеспечивающей ясность обоснования, прозрачность структуры и динамики изменения потерь для неспециалиста в этой области.
Расчеты должны иметь легитимный характер, в связи с чем важным обстоятельством является факт узаконенности программ расчетов в виде сертификата или другого документа, подтверждающего их одобрение контролирующими организациями.
Нормирование потерь – это процедура установления для рассматриваемого периода времени приемлемого по экономическим критериям уровня потерь (норматива потерь), значения которого определяют на основе расчетов потерь, анализируя возможности снижения в планируемом периоде каждой составляющей их фактической структуры.
Вопросы для самоконтроля
1. Как определяются фактические потери ?
2. Как устанавливаются нормативы технологических потерь ?
3. Фактические потери равны технологическим. Можно ли утверждать, что коммерческие потери гарантированно равны нулю?
4. С какой целью составляются балансы для ограниченной части сети ?
5. Какие потери электроэнергии называются условно-постоянными ?
6. Справедливо ли утверждение, что термин «сверхнормативные потери» являются синонимом коммерческих потерь ?
ЛЕКЦИЯ 7
Нагрузочные потери
Цель лекции:Изучить методы расчета условно-постоянных и нагрузочных потерь электроэнергии в воздушных линиях и силовых трансформаторах. Изучить методы расчета потерь в оборудовании подстанций и изоляции кабельных линий
Рассматриваемые вопросы
· Нагрузочные потери электроэнергии в линиях и силовых трансформаторах.
· Методы расчета.
· Нагрузочные потери в оборудовании подстанции
В большинстве случаев значение мощности в элементах сети заранее неизвестно. Как правило, известны нагрузки в узлах сети (на подстанциях). Целью электрического расчета в любой сети является определение значений активной и реактивной мощности. После этого определение суммарных потерь электроэнергии представляет собой относительно простую задачу.
Объем и характер исходных данных о схемах и нагрузках существенно различаются для сетей различных классов напряжения.
Для сетей 35 кВ и выше обычно известны значения Р и Q в узлах схемы. Для сетей 6-20 кВ известен, как правило, лишь отпуск электроэнергии через головной участок фидера, то есть фактически суммарная нагрузка всех потребительских подстанций, включая потери в фидере.
Обычно принимают допущение о распределении нагрузки пропорционально установленным мощностям ТП. Затем с помощью итерационного расчёта, корректируют нагрузки так, чтобы получить заданную нагрузку головного участка.
При расчете потерь в сетях 0,4 кВ используют минимальный объём об обобщенных параметрах этих сетей (суммарная длина, количество линий и сечения головных участков, а также известные нагрузки головных участков линий) позволяют оценить потери в этих сетях с приемлемой точностью.
Расчеты по данным телеизмерений называют оперативными расчетами, расчеты с использованием интегрирующих множителей – аналитическими, а проводимые на основе обобщенных данных о схемах сети – оценочными.
Обычным допущением при расчете интегрирующих множителей является допущение о чисто квадратичной зависимости потерь от нагрузки. Неточность этого допущения обусловливается тем, что при изменении нагрузки изменяется и напряжение. Однако сравнительно небольшой диапазон его изменения и использование в формулах расчета потерь электроэнергии среднего рабочего напряжения позволяет принять данное допущение в практических расчетах.
В качестве характеристик графиков нагрузок используются интегрирующие множители, которые пропорциональны продолжительности расчетного режима, в течение которого потери мощности этого режима приведут к тем же потерям, что и при реальном графике нагрузки.
В качестве расчетных режимов используют либо максимальные нагрузки сети, либо средние нагрузки (определяемые на основе показаний счетчиков).
В первом случае интегрирующий множитель называется числом наибольших потерь t, во втором – коэффициент формы графика kф .
Нагрузочные потери электроэнергии в каждом элементе электрических сетей могут быть рассчитаны одним из трёх методов в зависимости от информационной обеспеченности (методы представлены в порядке понижения точности получаемых результатов расчета):
1) оперативных расчетов;
2) средних нагрузок.
3) числа часов наибольших потерь
Метод оперативных расчетов
При оперативных расчетах нагрузки узлов получают с помощью телеизмерений.
Нагрузочные потери электроэнергии (кВт×ч) в ВЛ, КЛ, шинопроводе или двухобмоточном трансформаторе за базовый период определяются по формуле:
(7.1)
где R – активное сопротивление ВЛ, КЛ, шинопровода или двухобмоточного трансформатора, Ом;
Ij – токовая нагрузка ВЛ, КЛ, шинопровода или двухобмоточного трансформатора, принимаемая на интервале времени Dtj неизменной, А;
Pj, Qj – значения активной и реактивной мощности ВЛ, КЛ, шинопровода или двухобмоточного трансформатора, принимаемые на интервале времени Dtj неизменными, МВт, Мвар, соответственно;
Uj – значение напряжения на ВЛ, КЛ, шинопровода или двухобмоточного трансформатора, принятое на интервале Dtj неизменным, кВ;
Dtj- интервал времени между последовательными значениями токовых нагрузок элементов, получаемых с помощью устройств телеизмерения, ч;;
m – количество интервалов времени Dtj в расчетном периоде.
Метод средних нагрузок
Нагрузки узлов сети принимаются по данным контрольных измерений. Перед расчетом потерь должна быть проведена балансировка нагрузок узлов с суммарной нагрузкой сети. Для периодов, в которых контрольные измерения нагрузок узлов не проводились, нагрузки должны быть получены с помощью расчета, исходя из известной суммарной нагрузки сети.
Нагрузочные потери определяются по формуле:
(7.2)
где ΔPср – потери мощности в ВЛ, КЛ, шинопроводе или двухобмоточном трансформаторе при средних за расчетный период нагрузках, кВт;
k2ф – квадрат коэффициента формы графика за расчетный период, о.е.;
kk – коэффициент, учитывающий различие конфигураций графиков активной и реактивной нагрузки (принимается равным 0,99), о.е.;
T – число часов в расчетном периоде, ч.
Квадрат коэффициента формы графика определяется по формуле:
о.е., (7.3)
где kз – коэффициент заполнения графика, который определяется по формуле:
(7.4)
где Wo – отпуск электроэнергии в сеть за время T, кВт×ч.
При отсутствии данных о коэффициенте заполнения графика нагрузки, допускается принимать kз = 0,5.
Метод числа часов наибольших потерь мощности состоит в расчете потерь электроэнергии по формуле:
(7.5)
где ΔPmax-потери мощности в режиме наибольшей нагрузки сети, кВт;
- относительное число часов наибольших потерь мощности, определенное по графику суммарной нагрузки сети за расчетный интервал.
kл - коэффициент, учитывающий потери в арматуре воздушных линий и принимаемый равным 1,02 для линий 110 кВ и выше и 1,0 для линий более низких напряжений.
Коэффициент kk принимается равным 1,03.
При отсутствии графика нагрузки значение 
определяется по формуле:
(7.6)
Коэффициент загрузки kз принимается так же, как и в методе средних нагрузок.
Потери электроэнергии холостого хода в силовом трансформаторе определяются на основе приведенных в паспортных данных оборудования потерь мощности холостого хода ΔPх, по формуле:
, (7.7)
где Трi-число часов работы трансформатора (автотрансформатора) в i-м режиме, ч;
Ui- напряжение на высшей стороне трансформатора (автотрансформатора) в i-м режиме, кВ;
Uном- номинальное напряжение высшей обмотки трансформатора (автотрансформатора), кВ.
Напряжение на трансформаторе (автотрансформаторе) определяется с помощью измерений или с помощью расчета установившегося режима сети в соответствии с законами электротехники.
Допускается для силовых трансформаторов потери мощности холостого хода определять с учетом их технического состояния и срока службы путем измерений этих потерь методами, применяемыми на заводах–изготовителях при установлении паспортных данных трансформаторов. При этом в обосновывающие материалы целесообразно включать официально заверенные в установленном порядке протоколы измерений потерь мощности холостого хода.
Дата: 2016-09-30, просмотров: 496.
