Как рассчитать потери электроэнергии в линии

Пример определения потерь электроэнергии в линии

Определить потери электроэнергии за год в трехфазной воздушной линии напряжением 6 кВ, питающее промышленное предприятие с трехсменной работой.

• Номинальное напряжение линии – Uном. = 6 кВ;
• Длина линии – l = 8,2 км;
• Марка провода — АС95;
• Максимальная мощность, передаваемая по линии – Рмакс. = 830 кВт;
• Коэффициент мощности – cosϕ = 0,8.

Потери электроэнергии для проектируемого объекта можно рассчитать двумя способами или по величине среднеквадратичного тока Iср с учетом времени включения линии Тв, или по максимальному току Iмакс. при времени потерь τ.

1. Определяем общее активное сопротивление линии:

R = r0*l = 0,33*8,2 = 2,7 Ом

где: r0 = 0,33 Ом/км – активное сопротивление провода АС95, определяется по таблице 1.11 [Л2, с.17].

2. Определяем годовой расход при максимальной нагрузке по выражению 4.52 [Л1, с. 116]:

W = Tмакс.*Рмакс. = 6000*830 = 4980*103 кВт*ч

3. Определяем среднеквадратичный ток, который представляет собой эквивалентный ток, который, проходя за время Тв (сутки, месяц, год), вызывает те же потери мощности и электроэнергии, что и действительный, изменяющийся за то же время ток, по выражению 4.46-4.47 [Л1, с. 115]:

• kф = 1,05-1,1 – коэффициент формы определяется с достаточной для практических расчетов точностью по данным проектных организаций при любом числе (более двух) токоприемников с длительным режимом работы и числом токоприемников более двадцати с повторно-кратковременным режимом.
• Тв = 8760 ч – время включение линии за год.

4. Определяем потери электроэнергии за год по выражению 4.48 и 4.49 [Л1, с. 115]:

5. Определяем потери активной электроэнергии в процентном соотношении:

Потерю электроэнергии можно определить иным способ, если известен годовой расход электроэнергии W = 4980*103 кВт*ч.

1. Определяем время использования максимума нагрузки Тмакс. исходя из характера производства и сменности работы потребителя составляет в среднем в год (ч) согласно [Л1, с. 116]:

• Для осветительных нагрузок – 1500 – 2000;
• Для односменных предприятий – 1800 – 2500;
• Для двухсменных предприятий – 3500 – 4500;
• Для трехсменных предприятий – 5000 – 7000;

Принимаем Тмакс. = 6000 ч – для трехсменных предприятий.

2. По графику, представленному на рис.4.8 [Л1, с. 116] определяем время потерь τ = 4700 ч, исходя из cosϕ = 0,8 и времени использования максимума нагрузки Тмакс. = 6000 ч.

3. Определяем максимальный ток за рассматриваемый промежуток времени (сутки, год) по выражению 4.53 [Л1, с. 117]:

4. Определяем потери электроэнергии за год по выражению 4.54 [Л1, с. 115]:

Как мы видим в данном случае результаты расчетов совпали, но может так получится, что у вас результаты расчетов могут не много отличатся друг от друга, связано это с погрешностью при определении времени потерь τ и коэффициента формы kф.

1. Электроснабжение промышленных предприятий и установок. Третье издание. Б.Ю. Липкин. 1981 г.
2. Справочник по проектированию электроснабжению. Ю.Г. Барыбина. 1990 г.

Всего наилучшего! До новых встреч на сайте Raschet.info.
Поделиться в социальных сетях

Благодарность: Если вы нашли ответ на свой вопрос и у вас есть желание отблагодарить автора статьи за его труд, можете воспользоваться платформой для перевода средств «WebMoney Funding» и «PayPal» . Данный проект поддерживается и развивается исключительно на средства от добровольных пожертвований. Проявив лояльность к сайту, Вы можете перечислить любую сумму денег, тем самым вы поможете улучшить данный сайт, повысить регулярность появления новых интересных статей и оплатить регулярные расходы, такие как: оплата хостинга, доменного имени, SSL-сертификата, зарплата нашим авторам.

Ещё записи из рубрики «Выбор электрооборудования»

26.09.2017 · 11 ·

Расчет емкости маслоприемника для трансформатора В данной статье будет рассматриваться расчет объема маслоприемника без отвода масла для.

24.12.2016 · 0 ·

Выбор экрана кабеля с изоляцией из сшитого полиэтилена на термическую устойчивость В случае выбора кабеля с изоляцией из сшитого полиэтилена помимо проверки кабеля: по нагреву.

04.07.2020 · 0 ·

Расчет реактивной мощности воздушной линии 10 кВ В данной статье будет рассматриваться пример расчета реактивной мощности воздушной линии напряжением 10.

11.07.2017 · 0 ·

Выбор напряжения конденсатора для конденсаторного двигателя Выбор напряжения конденсатора для конденсаторного двигателя является не менее важным, чем определение.

27.12.2020 · 0 ·

Выбор кабеля при повторно-кратковременном режиме работы В данной статье будет рассматриваться выбор кабеля (провода) по нагреву при повторно-кратковременном.

Оставить комментарий Отменить ответ

Отправляя сообщение, Вы разрешаете сбор и обработку персональных данных.
Политика конфиденциальности.

Калькулятор расчета потерь напряжения в электрическом кабеле

Кабельные линии большой протяженности отличаются значительным сопротивлением, которое вносит свои коррективы в работу сети. В зависимости от марки кабеля и других параметров будет отличаться и величина сопротивления. А величина потеть напряжения на кабельной линии прямо пропорциональна этому сопротивлению.

При помощи онлайн калькулятора расчет потерь напряжения в кабеле сводится к таким действиям:

• Укажите длину кабеля в метрах и материал токоведущих жил в соответствующих окошках;
• Сечение проводника в мм²;
• Количество потребляемой электроэнергии в амперах или ваттах (при этом поставьте указатель напротив мощности или силы тока, в зависимости от того, какой параметр вам известен, и какую величину вы будете указывать);
• Проставьте величину напряжения в сети;
• Внесите коэффициент мощности cosφ;
• Укажите температуру кабеля;

После того как вы внесли вышеперечисленных данные в поля калькулятора, нажмите кнопку «вычислить» и в соответствующих графах вы получите результат расчета — величину потерь напряжения в кабеле ΔU в %, сопротивление самого провода R_пр в Ом, реактивную мощность Q_пр в ВАр и напряжение на нагрузке U_н.

Для вычисления этих величин вся система, включающая кабель и нагрузку, заменяется на эквивалентную, которую можно представить таким образом:

Как видите на рисунке, в зависимости от типа питания нагрузки (однофазная или трехфазная), сопротивление кабельной линии будет иметь последовательное или параллельное соединение по отношению к нагрузке. Расчет в калькуляторе осуществляется по таким формулам:

• для однофазной сети: ΔU = I*Z_К = I*2*(R_К+X_К) и для расчета в процентном соотношении:
  
• для трехфазной системы: Для расчета в процентном соотношении:

• ΔU – потеря напряжения;
• U_Л – линейное напряжение;
• U_Ф – фазное напряжение;
• I – ток, протекающий в линии;
• Z_К – полное сопротивление кабельной линии;
• R_К – активное сопротивление кабельной линии;
• X_К – реактивное сопротивление кабельной линии.

Из них U_Л, U_Ф, I, — задаются на этапе введения данных. Для определения полного сопротивления Z_К производится арифметическое сложение его активной R_К и реактивной X_К составляющей. Активное и реактивное сопротивление определяется по формулам:

R_К – активное сопротивление кабельной линии, где

ρ – удельное сопротивление для соответствующего металла (медь или алюминий), но величина удельного сопротивления материала величина не постоянная и может изменяться в зависимости от температуры, из-за чего для приведения его к реальным условиям выполняется пересчет по отношению к температуре:

• a – это коэффициент температурного изменения удельного сопротивления материала.
• ρ₂₀ – удельное сопротивление материала при температуре +20ºС.
• t – реальная температура проводника, в данный момент времени.
• l – длина кабельной линии (если нагрузка однофазная, а кабель имеет две жилы, то обе они включены последовательно и длину необходимо умножить на 2)
• S – площадь сечения проводника.

Зная активное сопротивление можно рассчитать реактивное X_К, через коэффициент мощности по такой формуле:

Реактивная мощность определяется по такой формуле: Q = S*sin φ, где

Где S – это полная мощность, которую можно определить, как произведение тока в цепи на входное напряжение источника или как отношение активной мощности к коэффициенту мощности.

Для вычисления величины напряжения, приходящейся на нагрузку, производятся такие расчеты: U_Н = U — ΔU, где

• Где U_Н – величина напряжения, приложенная к нагрузке;
• U – напряжение на вводе в кабельную линию
• ΔU – падение напряжения в кабельной линии.

Расчет потерь электроэнергии в сетях 0,4 кВ: формулы, схемы

В таких сетях нет оборудования, в котором имели бы место потери холостого хода. Расчет нагрузочных потерь по известной схеме сети в силу указанных ранее особенностей их схем и нагрузок проводят для каждой фазы. На рис. 2.1 приведена в однолинейном исполнении схема участка сети ВЛ 0,4 кВ, питающегося от одного из ТП 10/0,4 кВ небольшого города. Одного взгляда на этот рисунок достаточно, чтобы понять, насколько трудоемкой является работа по внесению в компьютер данных о схемах всех таких линий, находящихся на балансе сетевой организации. Поэтому оценку потерь в линиях 0,4 кВ при большом их числе обычно проводят на основе упрощенных методов.

Одной из проблем расчета потерь в линиях 0,4 кВ, независимо от применяемого метода расчета, является отсутствие данных об энергии, отпущенной в каждую линию. При установке счетчиков на головных участках линий 0,4 кВ не только существенно увеличивается точность расчета технических потерь, но и решается задача выявления очагов коммерческих потерь.

Рассмотрим методы возможного определения этих данных на основе известного отпуска энергии в фидер 6–20 кВ. Из заданного отпуска энергии в фидер 6–20 кВ необходимо вычесть рассчитанные потери в фидере; энергию, отпускаемую в ТП, находящиеся на балансе потребителя (линии 0,4 кВ, питающиеся от данного ТП, также находятся на балансе потребителя); энергию, проходящую по фидеру 6–20 кВ транзитом. Остальная энергия уходит на шины 0,4 кВ ТП, принадлежащих энергоснабжающей организации.

Распределение суммарного отпуска по линиям 0,4 кВ производится на основе следующего алгоритма. В группе линий 0,4 кВ, питающихся от конкретного фидера 6–20 кВ, могут быть линии, на которых установлены счетчики (есть данные об энергии, отпущенной в линию), и линии, для которых таких данных нет.

Из суммарного отпуска энергии во все линии 0,4 кВ данного фидера необходимо вычесть энергию линий, на которых она задана, а остаток распределить по линиям с неизвестными значениями

Рис. 2.1. Схема участка сети ВЛ 0,4 кВ 58

энергии пропорционально сечениям их головных участков (другое условие придумать трудно).

Ниже изложены методы расчета потерь как основе полных схем линий 0,4 кВ, так и оценочные методы.

Расчет потерь на основе полных схем линий

Основной информацией о нагрузке линии является энергия, отпускаемая в линию с шин 0,4 кВ ТП 6–20/0,4 кВ. Как и в сетях 6–20 кВ, энергия, потребляемая в некоторых узлах сети 0,4 кВ, может быть известна. Это относится к относительно крупным (для этих сетей) потребителям – коммунально-бытовым и производственным предприятиям (водокачки, бойлерные, магазины, дома культуры, мастерские по ремонту сельскохозяйственной техники и т. п.). Аналогичная информация по бытовым абонентам может быть получена практически только по данным об оплате электроэнергии.

Оплата часто осуществляется с опозданием или, наоборот, впрок; она, как правило, не вполне соответствует фактическому потреблению энергии в расчетном периоде. Поэтому необходимо использовать какие-то допущения о распределении по узлам (и фазам) суммарной энергии (разности между отпуском электроэнергии в данную линию и суммой энергии, заданной в узлах с известным потреблением).

Нагрузки в каждом узле задают в виде трех значений (фазы А, В и С), поэтому число задаваемых нагрузок будет в три раза больше числа узлов схемы. Нагрузки узлов с известным потреблением указывают в виде значений энергии по каждой фазе – для трехфазных нагрузок в каждой фазе указывают 1/3 потребления. Для узлов с неизвестным потреблением указывают коэффициенты, пропорционально которым программа будет распределять остаток энергии.

В сетях 6–10 кВ энергия головного участка распределяется пропорционально мощностям ТП; здесь же нет параметра, хоть как-то характеризующего нагрузку каждой фазы каждого узла, поэтому задавать коэффициенты пропорциональности приходится экспертным путем. Для селитебной территории можно для каждой фазы в узле указывать, например, число присоединенных к ней квартир. Можно взять нагрузку какой-либо фазы какого-либо узла за единицу, а остальные указывать по отношению к ней. Можно распределить по 3 ∙ n точкам 100 единиц, понимая под ними процентное распределение нагрузок.

Коэффициенты во всех точках должны иметь одинаковый масштаб. Они определяют пропорциональность распределения энергии, поэтому, если их изменить в одинаковое число раз, это не повлияет на результаты расчета. Если, например, для конкретного узла задано А = 30; В = 12; С = 0, это означает, что однофазные нагрузки 59 присоединены к фазам А и В (потребители на двухфазном ответвлении), причем энергия, потребляемая от фазы А в 2,5 раза больше, чем от фазы В.

Все заданные «весовые» коэффициенты суммируются программой. Например, при трех узлах с заданными коэффициентами (заданы в виде процентного распределения нагрузок):

1-й узел: А=30; В=12; С=0;

2-й узел: А=20; В=0, С=15;

3-й узел: А=7; В=6, С=10

программа определит сумму всех коэффициентов 30 + 12 + 20 + 15 + + 7 + 6 + 10 = 100, затем определит «цену» в кВт⋅ч одной единицы, разделив распределяемую энергию на 100, и рассчитает все нагрузки в кВт⋅ч, умножив «цену» на коэффициент. Такое распределение нагрузок используется программой РАП-10-ст. Далее расчет проводится методом средних нагрузок.

Расчет потерь электроэнергии на основе измеренных максимальных потерь напряжения в линии

Так как формулы для расчета потерь мощности и потерь напряжения в линии содержат одни и те же параметры, то потери мощности и потери напряжения могут быть выражены друг через друга (см. прил. 3). Расчетная формула для относительных потерь электроэнергии имеет вид:

При наличии ЭП, потребляющих электроэнергию непосредственно с шин 0,4 кВ ТП или на незначительном расстоянии от него («беспотерьное» потребление), рассчитанное значение ∆W% применяется к электроэнергии, уменьшенной на величину такого потребления.

При расчете потерь в линии с одинаковыми проводами на всех участках коэффициент kэ/н определяют по формуле (прил. 3)

Для воздушных линий x0 ≈ 0,4 Ом/км, а r0 ≈ 28,5/Fг , где Fг – сечение провода головного участка. При этом ξ ≈ F / 71. Учитывая снижение сечения проводов по мере удаления от ТП (особенно на ответвлении, в удаленной точке которого и проводят измерения напряжения), эквивалентное значение ξ снижается. Для практических расчетов примем ξ = Fг /100. При этом формула для коэффициента kэ/н будет иметь вид:

Коэффициент kнн в формуле (2.50) определяют по формуле (П3.18, см. прил. 3). Она довольно сложна для практического применения, так как исходит из необходимости замера токов во всех фазах. Если же характеризовать отличие токов в фазах относительным значением неодинаковости нагрузок фаз δIф = (Iмакс – Iмин) / Iср и принять в качестве характерного значения δIф = 0,5 (что соответствует относительным токам в трех фазах 1,25; 1,0 и 0,75), то коэффициент kнн при одинаковом сечении нулевого и фазного проводов составит 1,13, а при сечении нулевого проводов в два раза меньшем фазного – 1,21. Для линий с различным распределением нагрузок по длине линии целесообразно применять более простую формулу (П3.19).

Недостатком метода расчета потерь мощности по измеренным потерям напряжения в линии является то, что он не учитывает потери энергии в ответвлениях. Потери напряжения до удаленной точки сети не изменяются от того, потребляется ли энергия непосредственно от какого-либо узла магистрали или проходит дальше еще и по ответвлению. Проблемой же практического использования этого метода является необходимость осуществления замеров потерь напряжения в линиях в режиме максимальной нагрузки. Такие замеры не только связаны с большими трудозатратами, но и имеют низкую достоверность. Это обусловлено необходимостью определения времени замеров, соответствующего максимуму нагрузки, и низкой точностью определения потерь напряжения как разности двух близких значений напряжения: каждое из них измерено прибором, конкретная погрешность которого в пределах диапазона, соответствующего классу точности, неизвестна. Другой проблемой является практическая невозможность проверки достоверности этих измерений на стадии экспертизы расчета. Поэтому данный метод можно считать скорее теоретическим, чем практическим, тем более для определения потерь во всех линиях 0,4 кВ, находящихся на балансе сетевой организации.

Расчет потерь на основе обобщенных данных о схемах линий

К обобщенным данным относятся: количество линий 0,4 кВ, сечение проводов их головных участков и суммарные длины магистрали, однофазных, двухфазных и трехфазных ответвлений.

Очевидно, что значение потерь зависит не только от суммарной длины участков линий, но и от особенностей их схем и распределения нагрузок по длине линий. Потери в линии, представляющей собой вытянутую магистраль, существенно отличаются от потерь в линии с такой же суммарной длиной участков, но со схемой, похожей на разветвленное дерево. Потери в линии с нагрузкой, сосредоточенной в ее конце, существенно отличаются от потерь в линии с нагрузками, распределенными по ее длине, и тем более с большой нагрузкой, сосредоточенной в ее начале.

Потери электроэнергии в линии 0,4 кВ определяют по формуле (прил. 3)

Из формулы (2.53) видно, что расчетное значение потерь существенно зависит от величины dн. Например, при dн = 0,2 значение потерь снижается до (1–0,2)2 = 0,64 от его значения при dн = 0. На рис. 2.1 к беспотерьным потребителям относятся бойлерная и клуб, получающие питание непосредственно с шин 0,4 кВ ТП. Если не указать их долю в виде dн, то расчет по формуле (2.53) соответствует ситуации равномерного распределения потребляемой ими энергии по всем остальным точкам сети, что при dн = 0,2 приводит к завышению расчетного значения потерь в 1/0,64 = 1,56 раза. В линиях с большой долей потребления энергии вблизи шин 0,4 кВ ТП это увеличение будет еще более существенным. Например, при dн = 0,7 потери окажутся завышенными в 1/0,09 = 11,1 раза и вместо реальных 5 % расчет приведет к 55,5 %. Такой результат вызывает у расчетчика представление об ошибочности метода, хотя причина заключается в ошибочности заданных исходных данных.

Под сечением провода магистрали в формуле (2.53) понимается основное сечение проводов на ее участках. Если, например, с шин трансформатора осуществлен кабельный вывод сечением 120 мм2 и длиной 20 м, а затем идет магистраль длиной 200 м, выполненная проводом сечением 35 мм2 , то следует использовать значение Fм = 35 мм2 .

При отсутствии данных о коэффициенте заполнения графика и (или) коэффициенте реактивной мощности принимают характерные для бытовых потребителей значения kз = 0,3; tgj = 0,6.

Эквивалентную длину линии определяют по формуле

Под магистралью понимается наибольшее расстояние от шин 0,4 кВ ТП 6–20/0,4 кВ до наиболее удаленного потребителя, присоединенного к трехфазной линии.

При наличии стальных или медных проводов в магистрали или ответвлениях в формулу (2.54) подставляют длины линий, определяемые по формуле

Коэффициент k0,4 при расчете потерь электроэнергии в одной линии определяют по формуле

Распределенными нагрузками можно считать потребление энергии бытовыми абонентами (населением). Его можно определить на основе отчетности о полезном отпуске электроэнергии. Долю энергии, потребляемой распределенными нагрузками, определяют по формуле

Долю энергии, потребляемой непосредственно с шин 0,4 кВ ТП или на незначительном расстоянии от него dн, можно принять равной доле энергии, потребляемой коммунальными, торговыми 63 и культурно-просветительными предприятиями (в сельской местности ТП обычно проектировались рядом с такими потребителями).

В качестве расчетного сечения магистрали для совокупности линий принимают средневзвешенное сечение, определяемое с учетом распределения общего объема энергии по линиям с различными сечениями проводов головных участков. Более правильно определять потери для групп линий с одинаковыми сечениями проводов магистрали.

Следует иметь в виду, что формула (2.53) выведена для усредненной модели линии, поэтому определенные по ней расчетные потери в конкретной линии могут отличаться (иногда существенно) от их значения, определенного при представлении линии полной схемой. Областью использования этой формулы является расчет суммарных потерь в большом числе линий. При таком расчете разнонаправленные погрешности определения потерь в отдельных линиях в значительной степени компенсируются в суммарной величине.

П р и м е р. Рассчитать потери электроэнергии за апрель месяц (Д = 30) в ВЛ 0,4 кВ длиной 1 км, выполненной проводом А-95 (r0 = = 0,30 Ом, x0 = 0,4 Ом) с сосредоточенной в ее конце нагрузкой. За месяц в линию отпущено 10 тыс. кВт⋅ч. Остальные параметры, используемые в расчете, имеют следующие значения: tgj = 0,5; kз = 0,3; kнн = 1,05. Так как данная ВЛ является линией с сосредоточенной нагрузкой, то dр = 0.

Р е ш е н и е. Максимальные значения активной и реактивной нагрузок составляют:

Расчетные потери электроэнергии и потери напряжения в максимум нагрузки, определенные по параметрам линии (эталон для сравнения методов), составляют:

Расчет по формуле (2.53) – по обобщенным параметрам линии – приводит к следующему результату:

Расчет по потерям напряжения в линии выполняем в следующей последовательности. В соответствии с формулой (2.51) при ξ = 0,4 / 0,3 = 1,33:

Если с помощью замера напряжений в начале и конце линии получены потери напряжения, точно соответствующие действительным 14,47 % (что маловероятно), то потери энергии по формуле (2.50) составят:

Полученные результаты показывают, что для такой простой линии результаты расчетов по оценочным выражениям совпадают с результатом точного расчета. Погрешности оценки потерь электроэнергии в реальных сетях более сложных конфигураций будут определяться погрешностями допущений, принятых при выводе формул, и погрешностями измерения потерь напряжения.

Нормативные характеристики потерь электроэнергии: методика расчета, формулы

Из четырех составляющих потерь наиболее сложной для представления в форме, ясной для сотрудников контролирующих органов, являются технические потери (особенно их нагрузочная составляющая), так как они представляют собой сумму потерь в сотнях и тысячах элементов. Выходом из положения является использование нормативных характеристик технологических потерь (НХТП), представляющих собой зависимости потерь от составляющих поступления электроэнергии в сеть и ее отпуска из сети, отражаемых в балансе.

Нормативные характеристики рассчитывают на основе результатов расчета всех составляющих потерь. Параметры (коэффициенты) НХТП достаточно стабильны и поэтому, однажды рассчитанные, согласованные и утвержденные, они могут использоваться для нормирования потерь и оценки влияния на потери изменяющейся структуры баланса в течение длительного времени – до тех пор, пока не произойдет существенных изменений схем сетей. При нынешнем, весьма низком, уровне сетевого строительства НХТП, рассчитанные для существующих схем сетей, могут использоваться в течение 5–7 лет.

Погрешность обобщения расчетных потерь в виде НХТП не превышает 2 %. Учитывая, что расчетное значение суммарных потерь в сетях всех напряжений имеет погрешность порядка 6–8 %, общая погрешность с учетом квадратичного сложения составляющих составит 6,3–8,2 %. Поэтому использование НХТП практически не загрубляет оценку потерь и в то же время обеспечивает ее простоту и наглядность. В случае же ввода в работу или вывода из работы в этот период существенных элементов электрических сетей НХТП дает надежные базовые значения потерь, относительно которых может оцениваться влияние проведенных изменений схемы сети на потери.

Нагрузочные потери электроэнергии в радиальных сетях зависят от одного фактора – отпуска электроэнергии в сеть, поэтому их нормативная характеристика представляет собой простое выражение:

Нормативная характеристика потерь холостого хода имеет еще более простой вид:

Значение коэффициента С определяют на основе рассчитанных потерь холостого хода по формуле

или на основе потерь мощности холостого хода ∆Px :

Коэффициенты A и C характеристики суммарных потерь в n радиальных линиях 35, 6–20 или 0,4 кВ определяют по формулам:

Коэффициенты A и C для сетей 6–20 или 0,4 кВ в целом при наличии их значений, рассчитанных для ограниченной выборки линий (Aв и Cв ), определяют по формулам:

Относительный недоучет электроэнергии ∆Wуч зависит от объемов отпускаемой энергии: чем ниже объем, тем ниже токовая загрузка ТТ и тем больше отрицательная погрешность. Определение средних значений недоучета проводят за каждый месяц года и в нормативной характеристике месячных потерь они отражаются индивидуальным слагаемым для каждого месяца, а в характеристике годовых потерь – суммарным значением. Таким же образом отражаются в нормативной характеристике потери, обусловленные погодными условиями, ∆Wпог и расход электроэнергии на СН подстанций WПС , имеющие различные значения для разных месяцев года.

НХТП в радиальной сети имеет вид:

НХТП в сетях объекта, на балансе которого находятся сети напряжением 6–20 и 0,4 кВ (сети коммунальных предприятий), определяется следующим образом:

Простота расчета НХТП для радиальных сетей (непосредственно по результатам расчета потерь) обусловлена тем, что в этих сетях нагрузочные потери зависят лишь от одного фактора – отпуска электроэнергии в сеть W. Потери в основной сети зависят, как уже говорилось выше, от достаточно большого числа факторов, как правило, 5–10. Для выявления их влияния на потери необходимо провести вариантные расчеты при различных сочетаниях значений таких факторов. В силу нелинейного характера влияния факторов на нагрузочные потери необходимо провести расчеты потерь как минимум при трех значениях каждого фактора, а затем на основе аппроксимации результатов вариантных расчетов получить зависимость нагрузочных потерь от факторов. Такую аппроксимацию проводят по программе РНХ-ст.

Особенности режимов замкнутых сетей приводят к появлению в аппроксимирующей зависимости не только квадратичных членов, что естественно для нагрузочных потерь, но и линейных членов и постоянной составляющей. В связи с этим НХТП для основной сети имеет более сложный вид:

Для линий с реверсивными перетоками, выраженными двумя значениями – поступления Wп и отпуска Wо , – в формулу (5.44) подставляют эквивалентное значение, определяемое по формуле (прил. 5)

а в качестве произведений факторов – значение, определяемое по формуле

При расчете по формуле (5.46) i-м фактором считается фактор с меньшим значением отношения Wp.o /(Wp.o + Wp.п). Расчетные значения отпуска Wр.о и поступления Wр.п энергии, используемые в формулах (5.44) и (5.45), определяют по формулам:

Нормативную характеристику нагрузочных потерь электроэнергии в замкнутых сетях можно определить на основе вариантных расчетов потерь электроэнергии, однако проще предварительно рассчитать характеристику нагрузочных потерь мощности и затем преобразовать ее коэффициенты. Характеристика нагрузочных потерь мощности имеет вид:

Преобразование коэффициентов характеристики потерь мощности в коэффициенты характеристики потерь электроэнергии производят по формулам:

Пример 5.2. Рассчитать коэффициенты НХТП для сети 10 кВ, потери электроэнергии в которой, рассчитанные для периода продолжительностью Д = 31 день при отпуске электроэнергии 475 млн кВт·ч, 183 составили: нагрузочные потери 22,7 млн кВт·ч; потери холостого хода – 17,3 млн кВт·ч (суммарные потери 40,0 млн кВт·ч или 8,4 %).

Решение. По формулам (5.33) и (5.35) определяем:

Характеристика технических потерь имеет вид:

Пример 5.3. Рассчитать НХТП для сети напряжением 35–220 кВ, представленной на рис. 5.2.

Суммарная нагрузка собственных потребителей на шинах 10 кВ подстанций в базовом режиме равна 42 МВт (100 %). Балансирующим

Рис. 5.2. Схема замкнутой сети 35–220 кВ

узлом (2001) является электрическая станция или узел присоединения к сети Федеральной сетевой компании. По межсистемной связи МС-1 энергия передается в соседнюю РСК (РСК-1), а по межсистемной связи МС-2 рассматриваемая РСК получает ее от РСК-2.

Решение. Вначале устанавливаем диапазоны варьирования факторов. Два дополнительных значения нагрузок собственных потребителей примем на уровнях 90 % базового значения (37,8 МВт) и 80 % (33,6 МВт). Варианты нагрузок межсистемных связей устанавливают в соответствии с диапазоном их изменений в реальных режимах. Для условий примера примем их отличающимися на ±5 МВт от базовых значений.

Результаты расчета потерь мощности для всех сочетаний нагрузок (33 = 27 вариантов), проведенного в автоматическом режиме по программе РАП–ОС-ст, приведены в табл. 5.5. Первые девять вариантов соответствуют базовому значению суммарной нагрузки собственных потребителей (42 МВт), вторые девять вариантов – 37,8 МВт, последние девять вариантов – 33,6 МВт. В качестве фактора Pо (первый столбец) фиксировался суммарный отпуск в сеть для собственных потребителей (суммарная нагрузка на шинах 10 кВ плюс потери в сети).

Кроме суммарных потерь в расчете отдельно фиксировались потери по сетям напряжением 35, 110 и 220 кВ; нормативные характеристики определены для сети каждого напряжения. В табл. 5.5 приведены результаты расчета только суммарных потерь.

Результаты расчетов обработаны с помощью программы РНХ-ст. Полученные значения коэффициентов характеристики потерь мощности (для приведения к удобной размерности они увеличены в 10 3 раз) приведены в табл. 5.6.

В последнем столбце табл. 5.6 даны погрешности аппроксимации, соответствующие уровню вероятности 0,95 (удвоенные значения среднеквадратичных погрешностей). В таблице приведены также вычисляемые программой вклады составляющих зависимости (суммарные по всем вариантам) в суммарные потери. Их сумма с учетом знаков составляет 100 %.

Как следует из данных таблицы, наименьший вклад соответствует составляющим с коэффициентами a22 (7 %) и b0 (–15 %). Может быть оценена возможность их исключения из зависимости с целью ее упрощения. Коэффициенты, полученные для зависимости без этих слагаемых, приведены в строке ∆PнΣ (вариант 2). Так как погрешность увеличилась незначительно (с 3,8 до 4 %), указанные составляющие могут быть исключены из зависимости.

Результаты вариантных расчетов потерь мощности

Коэффициенты характеристик потерь мощности (×103)

Потери холостого хода при изменении нагрузок также изменяются (в соответствии с изменением напряжений в узлах), поэтому их также можно аппроксимировать квадратичным полиномом в зависимости от факторов P0 , P1 и P2 . Очевидно, что в этой зависимости большой вес будет иметь постоянная составляющая, а коэффициенты при факторах в дальнейшем сложатся с коэффициентами зависимости нагрузочных потерь. Большинство коэффициентов характеристики потерь холостого хода имеют обратный знак по сравнению с коэффициентами характеристики нагрузочных потерь. Это соответствует физике процесса, так как при увеличении нагрузок напряжения в узлах сети снижаются. Нагрузочные потери при этом увеличиваются, а потери холостого хода снижаются (коэффициент корреляции нагрузочных потерь и потерь холостого хода в данном примере составил –0,92). Результаты аппроксимации потерь холостого хода, а также значения коэффициентов характеристики суммарных потерь мощности в основной сети, полученные сложением коэффициентов характеристик нагрузочных потерь и потерь холостого хода, приведены в табл. 5.6.

Окончательно характеристика потерь мощности имеет вид, МВт:

Аппроксимация суммарных потерь (нагрузочных и холостого хода) привела к несколько отличным (в основном, чуть меньшим) значениям коэффициентов (последняя строка в табл. 5.6). При этом постоянная составляющая зависимости увеличилась до 318,3 за счет аппроксимационной постоянной составляющей нагрузочных потерь. Несмотря на некоторое снижение погрешности при аппроксимации суммарных потерь (обычно очень небольшое, в нашем примере – с 3,7 до 3,3 %), целесообразно все же проводить аппроксимацию нагрузочных потерь и потерь холостого хода отдельно – для более ясного отражения характеристикой их структуры.

Следует отметить, что количество членов характеристик потерь определяется только количеством факторов, а не сложностью схемы сети. Для сети любой сложности при трех факторах характеристики будут иметь одинаковый вид и отличаться лишь численными значениями коэффициентов.

Для преобразования коэффициентов характеристики потерь мощности в коэффициенты характеристики потерь электроэнергии применяют формулы (5.50) и (5.51). Коэффициенты формы графиков 188 нагрузки вычисляют по формуле (2.5) либо по (2.17). Для реверсивных межсистемных связей 2 ф k =1,33. Для нереверсивных связей значение 2 ф k рекомендуется принимать равным среднегеометрическому значению между 1,33 и 2 ф k графика собственной нагрузки. Коэффициент формы 2 фi j k при произведении факторов i и j вычисляют по формуле (прил. 1):

Коэффициенты формы графиков должны быть определены на стадии формирования НХТП и введены в нее в виде постоянных значений. При использовании НХТП их корректировка не предусматривается, так как характеристики графиков нагрузки не входят в состав параметров, регистрируемых в официальной отчетности.

Предположив в условиях примера, что все значения 2 ф k = 1,1, получим с учетом формул (5.50) и (5.51) следующую характеристику технических потерь электроэнергии в основной сети:

Как следует из изложенного, НХТП представляет собой компактное выражение, в котором сотни тысяч элементов сети «сжаты» до нескольких коэффициентов при факторах, значения которых отражаются в официальной отчетности. Проверка правильности расчета НХТП для базового периода проста: значение потерь, определенное по НХТП, должно соответствовать потерям, рассчитанным по схемам сетей. Проверка правильности расчета потерь с помощью программных средств осуществляется в соответствии с порядком, описанным в пп. 5.1.2 и 5.3.