Потери мощности и электроэнергии

 

Нагрузочные потери электроэнергии в линиях и трансформаторах при проектировании определяются методом числа часов максимальных потерь.

,

 

где – коэффициент, учитывающий влияние потерь в арматуре ВЛ и принимаемый равным 1,02 для линий напряжением 110 кВ и выше и равным 1,0 для линий более низких напряжений;

– потери мощности в режиме максимальной нагрузки сети;

– число часов наибольших потерь мощности.

Потери мощности в режиме максимальной нагрузки сети определены при выполнении расчётов.

Число часов наибольших потерь мощности за год определяется по формуле

,

 

где – коэффициент заполнения графика суммарной нагрузки сети.

Условно-постоянные потери в основном определяются потерями холостого хода трансформаторов (АТ) и потерями на корону в ВЛ.

 

.

 

Потери холостого хода определяются по паспортным данным трансформаторов (АТ).

,

 

где – потери активной мощности холостого хода i -го трансформатора.

Потери на корону определяются для средних погодных условий региона по данным приведённым в табл. 3.1. Ростовская область условно относится к пятому региону.

,

 

где – удельные потери на корону из табл. 3.1 для одной цепи j -й ВЛ;

– длина j -й ВЛ (для двухцепных линий – длина двух цепей).

 

Таблица 3.1. – Удельные годовые потери электроэнергии на корону

Номинальное напряжение ВЛ, кВ	Материал опор, число цепей и сечение проводов в фазе	Удельные потери электроэнергии на корону, тыс. кВт·ч/км в год (5-й регион)
	2х400	32,1
	Сталь-1х300	12,2
Сталь 2 цепи -1х300	11,8
Железобетон-1х300	17,7
Железобетон 2 цепи -1х300	15,1
	Сталь-1х120	0,66
Сталь 2 цепи -1х120	0,44
Железобетон-1х120	1,06

 

Структура потерь электроэнергии показана на рис. 3.7. Здесь потери в трансформаторах и АТ составляют около 30 % суммарных потерь в сети соответствующего номинального напряжения.

При проектировании развития электрических сетей предусматриваются следующие основные мероприятия по ограничению потерь электроэнергии.

Мероприятия по развитию электрических сетей с сопутствующим эффектом ограничения потерь, требующие капиталовложений:

 

Рис. 3.7. Потери электроэнергии в сетях ЭЭС

· сооружение новых центров питания электрической сети (подстанций высшего напряжения);

· установка дополнительных трансформаторов и замена на более мощные перегруженных трансформаторов;

· строительство «разгрузочных» BЛ и подстанций;

· установка компенсирующих устройств с целью обеспечения нормативных уровней напряжения;

· перевод распределительных линий на повышенное напряжение.

Мероприятия, требующие капиталовложений, направленные специально на снижение потерь электроэнергии:

· повышение степени компенсации реактивной мощности у потребителей;

· установка в электрических сетях системы дополнительных компенсирующих устройств, сверх необходимых для обеспечения нормативных уровней напряжения;

· установка выключателей на подстанциях для секционирования сети с целью оптимизации режима её работы;

· установка устройств продольно-поперечного регулирования потоков мощности в неоднородных замкнутых сетях.

Мероприятия, не требующие капиталовложений (организационные):

· оптимизация мест размыкания неоднородных сетей;

· оптимизация уровней напряжения в сети;

· отключение трансформаторов с сезонной нагрузкой;

· перевод генераторов в режим синхронного компенсатора.

 

 

Анализ результатов расчёта

 

Разнообразие схем электрических сетей, для которых проводятся расчёты режимов, и задач расчёта приводит к соответствующему многообразию операций с результатами расчёта. Рассмотрим типичные операции, выполняемые в процессе анализа результатов практически всех видов расчётов.

А. Сравнение результатов расчёта с критериальными значениями. Для многих параметров, получаемых в результате расчётов режимов, можно заранее указать некоторые технические, экономические или логические пределы. Их значения могут устанавливаться на основе различного рода нормативов, технико-экономических исследований, опыта эксплуатации и проектирования.

Примеры таких значений параметра режима: в расчётах установившихся режимов — допустимая передаваемая по линии мощность по условиям нагрева проводов, номинальная мощность трансформаторов, наивысшее рабочее напряжение, экономическая плотность тока и др.; в расчётах токов трёхфазного КЗ – отключающая способность наиболее мощного из установленных выключателей; в расчётах токов однофазного КЗ – токи трёхфазного КЗ; в расчётах устойчивости – пропускная способность по нагреву проводов, предел устойчивости по сечению. Элементы сети, параметры которых выходят за критические значения, подлежат более детальному рассмотрению.

Б. Определение обобщённых показателей режима сети в целом. Для повышения эффективности анализа больших массивов информации, представляемых специалисту в результате проведённых расчётов режимов, необходимо обеспечить оптимальное сочетание множества детальных количественных показателей с малым числом интегральных качественных и количественных характеристик, формирующих общую картину и позволяющих быстро оценить основные результаты расчёта. К интегральным характеристикам режима сети в целом относятся:

· пределы изменения параметра;

· среднее (среднеквадратичное, средневзвешенное) значение параметра, а также отклонения от среднего значения;

· кривые распределения значения параметра по определённым интер­валам, по числу элементов схемы (или распределение числа элементов по интервалам значений параметра), гистограммы;

· количество элементов (абсолютное и относительное), для которых значения рассматриваемого параметра выходят за заданные пределы.

В качестве примера применения таких показателей можно привести следующие результаты расчёта уровней напряжения в сети 330 кВ:

· пределы изменения напряжения – 292…350 кВ;

· в 10 точках (7% общего количества подстанций) напряжение ниже 300 кВ;

· среднее значение напряжения 325 кВ.

Примеры кривых распределения приведены на рис.3.8, 3.9.

В. Выявление определяющих исходных данных и анализ устойчивости результатов расчёта. Примером определяющей исходной информации могут служить:

· в расчётах нормальных установившихся режимов – максимумы нагрузки энергосистем, мощности крупных электростанций, состояния основных сетевых объектов, заданные напряжения в узлах и др.;

· в расчётах токов КЗ – принятое секционирование;

· в расчётах устойчивости – станции, между которыми производится основное перераспределение мощностей, системы возбуждения ближайших к исследуемому сечению электростанций и т. п.

Рис. 3.8. Интегральная зависимость распределения длины ВЛ 220…500 кВ по плотности тока: 1 – 220 кВ; 2 – 330 кВ; 3 – 500 кВ	Рис.3.9. Распределение количества узлов по диапазонам расчётных напряжений в сети 110 кВ

 

Результаты расчёта режима сложной сети сильно зависят от большого количества принятых исходных данных, значительная часть которых для перспективных схем носит вероятностный характер или является в большей мере неопределённой. Для выявления влияния неопределённости или неточности исходной информации на принимаемые инженерные решения результаты расчёта режима должны кроме прямого и однозначного ответа на поставленный вопрос дать характеристику возможных изменений этого ответа при «раскачивании» исходных данных в реальных пределах. Эта характеристика составляется на основе вариантных расчётов.

Г. Выбор формы и техники представления информации о результатах расчёта. Основными формами представления результатов расчётов режимов являются:

· таблицы, содержащие перечень заданных объектов и один или несколько параметров рассчитанного режима (рис. 3.10).

 

Рис.3.10. Представление результатов расчёта в программе Rastr для схемы,

показанной на рис. 3.2

 

Объекты могут представляться в той же последовательности, в которой они приводились в исходных данных, а могут быть упорядочены по одному из параметров, например, перечень линий может приводиться в порядке убывания загрузки, перечень подстанций — в порядке возрастания напряжения на шинах и т. п.;

схемы сети с нанесёнными на них параметрами режима (рис. 3.11). При изображении схемы необходимо стремиться к сохранению относительного расположения объектов и выделению характерных участков схемы, например, сечения между энергосистемами или крупными энергорайонами, группы связей, обеспечивающих выдачу избыточной мощности крупной электростанции в систему и т. п. При нанесении элементов ЭЭС на карту-схему сети используются условные графические обозначения (табл. 3.2). Рекомендуется линии разных номинальных напряжений и подстанции 110, 220 кВ различать по толщине линии и размеру круга, также – цвету.

Таблица 3.2. – Графические обозначения

энергетических объектов

По обеим формам (в виде таблиц, и в виде схем) могут представляться результаты расчёта как по сети в целом, так и по отдельному её участку, если оставшаяся часть схемы не имеет непосредственного отношения к данной задаче, а включена в расчёты лишь для учета её влияния на параметры режима рассматриваемых объектов.

 

Рис. 3.11. Схема потокораспределения в сетях 110 и 330 кВ