--PAGE_BREAK--, (1.3)
где βТТэкв — коэффициент эквивалентной токовой загрузки ТТ;
а и b — коэффициенты зависимости удельных потерь мощности в ТТ и в
его вторичной цепи ΔрТТ, имеющей вид:
. (1.4)
Потери в высокочастотных заградителях связи. Суммарные потери в ВЗ и устройстве присоединения на одной фазе ВЛ могут быть определены по формуле, тыс. кВт-ч:
, (1.5)
где βвз — отношение среднеквадратичного рабочего тока ВЗ за расчетный
период к его номинальному току;
ΔРпр — потери в устройствах присоединения.
1.3 Потери холостого хода Для электрических сетей 0,38 — 6 — 10 кВ составляющие потерь холостого хода (условно-постоянных потерь) включают:
Потери электроэнергии холостого хода в силовом трансформаторе, которые определяют за время Т по формуле, тыс. кВт-ч:
, (1.6)
где ΔРх — потери мощности холостого хода трансформатора при номинальном напряжении UН;
U (t) — напряжение в точке подключения (на вводе ВН) трансформатора в момент времени t.
Потери в компенсирующих устройствах (КУ), зависящие от типа устройства. В распределительных сетях 0,38-6-10 кВ используются в основном батареи статических конденсаторов (БСК). Потери в них определяют на основе известных удельных потерь мощности ΔрБCК, кВт/квар:
, (1.7)
где WQ БCК — реактивная энергия, выработанная батареей конденсаторов за расчетный период. Обычно ΔрБCК = 0,003 кВт/квар.
Потери в трансформаторах напряжения. Потери активной мощности в ТН состоят из потерь в самом ТН и во вторичной нагрузке:
ΔРТН = ΔР1ТН + ΔР2ТН. (1.8)
Потери в самом ТН ΔР1ТН состоят в основном из потерь в стальном магнитопроводе трансформатора. Они растут с ростом номинального напряжения и для одной фазы при номинальном напряжении численно примерно равны номинальному напряжению сети. В распределительных сетях напряжением 0,38-6-10 кВ они составляют около 6-10 Вт.
Потери во вторичной нагрузке ΔР2ТН зависят от класса точности ТН КТН. Причем, для трансформаторов напряжением 6-10 кВ эта зависимость линейная. При номинальной нагрузке для ТН данного класса напряжения ΔР2ТН ≈ 40 Вт. Однако на практике вторичные цепи ТН часто перегружаются, поэтому указанные значения необходимо умножать на коэффициент загрузки вторичной цепи ТН β2ТН. Учитывая вышеизложенное, суммарные потери электроэнергии в ТН и нагрузке его вторичной цепи определяют по формулам, тыс. кВт-ч:
. (1.9)
Потери в изоляции кабельных линий, которые определяют по формуле, кВтч:
, (1.10)
где bc — емкостная проводимость кабеля, Сим/км;
U — напряжение, кВ;
Lкаб — длина кабеля, км;
tgφ — тангенс угла диэлектрических потерь, определяемый по формуле:
, (1.11)
где Тсл — число лет эксплуатации кабеля;
аτ — коэффициент старения, учитывающий старение изоляции в течение
эксплуатации. Происходящее при этом увеличение тангенса угла
диэлектрических потерь отражается второй скобкой формулы.
1.4 Климатические потери электроэнергии Корректировка с погодными условиями существует для большинства видов потерь. Уровень электропотребления, определяющий потоки мощности в ветвях и напряжение в узлах сети, существенно зависит от погодных условий. Сезонная динамика зримо проявляется в нагрузочных потерях, расходе электроэнергии на собственные нужды подстанций и недоучете электроэнергии. Но в этих случаях зависимость от погодных условий выражается в основном через один фактор — температуру воздуха.
Вместе с тем существуют составляющие потерь, значение которых определяется не столько температурой, сколько видом погоды. К ним прежде всего, следует отнести потери на корону, возникающую на проводах высоковольтных линий электропередачи из-за большой напряженности электрического поля на их поверхности. В качестве типовых видов погоды при расчете потерь на корону принято выделять хорошую погоду, сухой снег, дождь и изморозь (в порядке возрастания потерь).
При увлажнение загрязненного изолятора на его поверхности возникает проводящая среда, (электролит), что способствует существенному возрастанию тока утечки. Эти потери происходят в основном при влажной погоде (туман, роса, моросящие дожди). По данным статистики годовые потери электроэнергии в сетях АО-энерго из-за токов утечки по изоляторам ВЛ всех напряжений оказываются соизмеримыми с потерями на корону. При этом приблизительно половина их суммарного значения приходится на сети 35 кВ и ниже. Важно то, что и токи утечки, и потери на корону имеют чисто активный характер и поэтому являются прямой составляющей потерь электроэнергии.
Климатические потери включают:
Потери на корону. Потери на корону зависят от сечения провода и рабочего напряжения (чем меньше сечение и выше напряжение, тем больше удельная напряженность на поверхности провода и тем больше потери), конструкции фазы, протяженности линии, а также от погоды. Удельные потери при различных погодных условиях определяют на основании экспериментальных исследований. Потери от токов утечки по изоляторам воздушных линий. Минимальная длина пути тока утечки по изоляторам нормируется в зависимости от степени загрязненности атмосферы (СЗА). При этом приводимые в литературе данные о сопротивлениях изоляторов весьма разнородны и не привязаны к уровню СЗА.
Мощность, выделяющуюся на одном изоляторе, определяют по формуле, кВт:
, (1.11)
где Uиз — напряжение, приходящееся на изолятор, кВ;
Rиз — его сопротивление, кОм.
Потери электроэнергии, обусловленные токами утечки по изоляторам ВЛ, можно определить по формуле, тыс. кВт-ч:
, (1.12)
где Твл — продолжительность в расчетном периоде влажной погоды
(туман, роса и моросящие дожди);
Nгир — число гирлянд изоляторов.
Далее рассмотрим методы расчета потерь электроэнергии.
2. Методы расчета потерь электроэнергии 2.1 Методы расчета потерь электроэнергии для различных сетей Точное определение потерь за интервал времени Т возможно при известных параметрах R и ΔРх и функций времени I (t) и U (t) на всем интервале. Параметры R и ΔРх обычно известны, и в расчетах их считают постоянными [2]. Но при этом сопротивление проводника зависит от температуры.
Информация о режимных параметрах I (t) и U (t) имеется обычно лишь для дней контрольных замеров. На большинстве подстанций без обслуживающего персонала они регистрируются 3 раза за контрольные сутки. Эта информация является неполной и ограничено достоверной, так как замеры проводятся аппаратурой с определенным классом точности и не одновременно на всех подстанциях.
В зависимости от полноты информации о нагрузках элементов сети для расчетов нагрузочных потерь могут использоваться следующие методы:
Методы поэлементных расчетов, использующие формулу:
, (2.1)
где k — число элементов сети;
Iij — токовая нагрузка i-го элемента сопротивлением Ri в
момент времени j;
Δt — периодичность опроса датчиков, фиксирующих
токовые нагрузки элементов.
Методы характерных режимов, использующие формулу:
, (2.2)
где ΔРi — нагрузочные потери мощности в сети в i-м режиме
продолжительностью ti часов;
n — число режимов.
Методы характерных суток, использующие формулу:
, (2.3)
где m — число характерных суток, потери электроэнергии за каждые из которых, рассчитанные по известным графикам нагрузки
в узлах сети, составляют ΔWнci,
Дэкi — эквивалентная продолжительность в году i-го характерного
графика (число суток).
4. Методы числа часов наибольших потерь τ, использующие формулу:
, (2.4)
где ΔРmax — потери мощности в режиме максимальной нагрузки сети.
5. Методы средних нагрузок, использующие формулу:
, (2.5)
где ΔРсp — потери мощности в сети при средних нагрузках узлов
(или в сети в целом) за время Т;
kф— коэффициент формы графика мощности или тока.
6. Статистические методы, использующие регрессионные зависимости потерь электроэнергии от обобщенных характеристик схем и режимов электрических сетей.
Методы 1-5 предусматривают проведение электрических расчетов сети при заданных значениях параметров схемы и нагрузок. Иначе их называют схемотехническими [2].
При использовании статистических методов потери электроэнергии рассчитывают на основе устойчивых статистических зависимостей потерь от обобщенных параметров сети, например суммарной нагрузки, суммарной длины линий, числа подстанций и т.п. Сами же зависимости получают им основе статистической обработки определенного количества схемотехнических расчетов, для каждого из которых известны рассчитанное значение потерь и значения факторов, связь потерь с которыми устанавливается.
Статистические методы не позволяют наметить конкретные мероприятия по снижению потерь. Их используют для оценки суммарных потерь в сети. Но при этом, примененные к множеству объектов, например линий 6-10 кВ, позволяют с большой вероятностью выявить те из них, в которых находятся места с повышенными потерями [2]. Это дает возможность сильно сократить объем схемотехнических расчетов, а следовательно, и уменьшить трудозатраты на их проведение.
При проведении схемотехнических расчетов ряд исходных данных и результаты расчетов могут представляться в вероятностной форме, например в виде математических ожиданий и дисперсий. В этих случаях применяется аппарат теории вероятностей, поэтому эти методы называются вероятностными схемотехническими методами [4].
Для определения τ и kф, используемых в методах 4 и 5, существует ряд формул. Наиболее приемлемыми для практических расчетов являются следующие:
; (2.6)
, (2.7)
где kз — коэффициент заполнения графика, равный относительному числу часов использования максимальной нагрузки.
По особенностям схем и режимов электрических сетей и информационной обеспеченности расчетов выделяют пять групп сетей, расчет потерь электроэнергии в которых производят различными методами [1]:
транзитные электрические сети 220 кВ и выше (межсистемные связи), через которые осуществляется обмен мощностью между энергосистемами.
Для транзитных электрических сетей характерно наличие нагрузок, переменных по значению, а часто и по знаку (реверсивные потоки мощности). Параметры режимов этих сетей обычно измеряются ежечасно.
замкнутые электрические сети 110 кВ и выше, практически не участвующие в обмене мощностью между энергосистемами;
разомкнутые (радиальные) электрические сети 35-150 кВ.
Для питающих электрических сетей 110 кВ и выше и разомкнутых распределительных сетей 35-150 кВ параметры режима измеряются в дни контрольных замеров (характерные зимний и летний дни). Разомкнутые сети 35-150 кВ выделяются в отдельную группу в связи с возможностью проведения расчетов потерь в них отдельно от расчетов потерь в замкнутой сети.
распределительные электрические сети 6-10 кВ.
Для разомкнутых сетей 6-10 кВ известны нагрузки на головном участке каждой линии (в виде электроэнергии или тока).
распределительные электрические сети 0,38 кВ.
Для электрических сетей 0,38 кВ имеются лишь данные эпизодических замеров суммарной нагрузки в виде токов фаз и потерь напряжения в сети.
В соответствии с изложенным для сетей различного назначения рекомендуются следующие методы расчета [2].
Методы поэлементных расчетов рекомендуются как предпочтительные для отдельных линий и трансформаторов, потери в которых существенно зависят от транзитных перетоков.
Методы характерных режимов рекомендуются для расчета потерь в системообразующей и транзитной сети при наличии телеинформации о нагрузках узлов, периодически передаваемой в ВЦ энергосистемы. Оба метода — поэлементных расчетов и характерных режимов — основаны на оперативных расчетах потерь мощности в сети или ее элементах.
Методы характерных суток и числа часов наибольших потерь могут использоваться для расчета потерь в замкнутых сетях 35 кВ и выше самобалансирующихся энергосистем и в разомкнутых сетях 6-150 кВ.
Методы средних нагрузок применимы при относительно однородных графиках нагрузки узлов. Они рекомендуются как предпочтительные для разомкнутых сетей 6-150 кВ при наличии данных об электроэнергии, пропущенной за рассматриваемый период по головному участку сети. Отсутствие данных о нагрузках узлов сети заставляет предполагать их однородность.
Статистические методы рекомендуются как предпочтительные для определения потерь в сетях 0,38 кВ.
Все методы, применимые к расчетам потерь в сетях более высоких напряжений, при наличии соответствующей информации могут использоваться для расчета потерь и в сетях более низких напряжений.
2.2 Методы расчета потерь электроэнергии в распределительных сетях 0,38-6-10 кВ Сети 0,38 — 6 — 10 кВ энергосистем характеризуются относительной простотой схемы каждой линии, большим количеством таких линий и низкой достоверностью информации о нагрузках трансформаторов. Перечисленные факторы делают нецелесообразным на данном этапе применение для расчетов потерь электроэнергии в этих сетях методов, аналогичных применяемым в сетях более высоких напряжений и основанных на наличии информации о каждом элементе сети. В связи с этим получили распространение методы, основанные на представлении линий 0,38-6-10 кВ в виде эквивалентных сопротивлений [3].
Нагрузочные потери электроэнергии в линии определяют по одной из двух формул в зависимости от того, какая информация о нагрузке головного участка имеется — активная WРи реактивная wQ энергия, переданная за время Т или максимальная токовая нагрузка Imax:
, (2.8)
Или
, (2.9)
где kфР и kфQ — коэффициенты формы графиков активной и реактивной мощности;
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 kф2определяют 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 Rэкпо (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 Rэкможет 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].
продолжение
--PAGE_BREAK--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 иQ вузлах 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 иQ наголовном 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].
Оглавление базы данных по электрическим сетям представлено таким образом, чтобы пользователь всегда быстро мог найти нужный фидер по принадлежности к району электрических сетей, номинальному напряжению, подстанции.
Ввод схемы в данной программе существенно облегчается и ускоряется набором редактируемых справочников. При возникновении каких-либо вопросов во время работы с программой всегда можно обратиться за помощью к справке или к инструкции пользователя. Интерфейс программы удобен и прост, что позволяет сократить затраты труда на подготовку и расчет электрической сети.
На рис.1 представлена расчетная схема, ввод которой осуществляется на основе нормальной оперативной схемы фидера. Элементами фидера являются узлы и линии. Первый узел фидера — это всегда центр питания, отпайка — точка соединения двух или более линий, трансформаторная подстанция — узел с ТП, а также переходные трансформаторы 6/10 кВ (блок — трансформаторы). Линии бывают двух типов: провода — воздушная или кабельная линия с длиной и маркой провода и соединительные линии — фиктивная линия с нулевой длиной и без марки провода. Изображение фидера можно увеличивать или уменьшать с помощью функции изменения масштаба, а также передвигать по экрану полосами прокрутки или мышкой.
Параметры расчетной схемы или свойства любого ее элемента доступны для просмотра в любом режиме. После расчета фидера дополнительно к исходной информации об элементе в окно с его характеристиками добавляются результаты расчета.
рис.1. Расчетная схема сети.
Расчет установившегося режима включает в себя определение токов и потоков мощностей по ветвям, уровней напряжения в узлах, нагрузочных потерь мощности и электроэнергии в линиях и трансформаторах, а также потерь холостого хода по справочным данным, коэффициентов загрузки линий и трансформаторов. Исходными данными для расчета являются измеренные ток на головном участке фидера и напряжение на шинах 0,38 — 6 — 10 кВ в режимные дни, а также нагрузка на всех или части трансформаторных подстанций [6]. Кроме указанных исходных данных для расчета предусмотрен режим задания электроэнергии на головном участке. Возможна фиксация даты расчета.
Одновременно с расчетом потерь мощности ведется расчет потерь электроэнергии. Результаты расчета по каждому фидеру сохраняются в файле, в котором они суммируются по центрам питания, районам электрических сетей и всем электрическим сетям в целом, что позволяет проводить подробный анализ результатов.
Детальные результаты расчета состоят из двух таблиц с подробной информацией о параметрах режима и результатах расчета по ветвям и узлам фидера. Подробные результаты расчета, можно сохранять в текстовом формате или формате Excel. Это позволяет использовать широкие возможности этого Windows — приложения присоставлении отчета или анализе результатов.
В программе предусмотрен гибкий режим редактирования, который позволяет вводить любые необходимые изменения исходных данных, схем электрических сетей: добавить или отредактировать фидер, название электрических сетей, районов, центров питания, отредактировать справочники. При редактировании фидера можно изменить расположение и свойства любого элемента на экране, вставить линию, заменить элемент, удалить линию, трансформатор, узел и др.
Программа РТП 3.1 позволяет работать с несколькими базами данных, для этого необходимо только указать к ним путь. Она выполняет различные проверки исходных данных и результатов расчета (замкнутость сети, коэффициенты загрузки трансформаторов, ток головного участка должен быть больше суммарного тока холостого хода установленных трансформаторов и др.)
В результате коммутационных переключений в ремонтных и послеаварийных режимах и соответствующего изменения конфигурации схемы электрической сети могут возникнуть недопустимые перегрузки линий и трансформаторов, уровни напряжения в узлах, завышенные потери мощности и электроэнергии в сети. Для этого в программе предусмотрена оценка режимных последствий оперативных переключений в сети, а также проверка допустимости режимов по потере напряжения, потерям мощности, току нагрузки, токам защиты. Для оценки таких режимов в программе предусмотрена возможность переключении отдельных участков распределительных линий с одного центра питания на другой, если имеются резервные перемычки. Для реализации возможности коммутационных переключений между фидерами различных ЦП необходимо установить связи между ними.
Все перечисленные возможности существенно сокращают время на подготовку исходной информации. В частности, с помощью программы за один рабочий день один оператор может ввести информацию для расчета технических потерь по 30 распределительным линиям 6 — 10 кВ средней сложности.
Программа РТП 3.1 является одним из модулей многоуровневой интегрированной системы расчета и анализа потерь электроэнергии в электрических сетях АО — энерго, в которой результаты расчета по данному ПЭС суммируются с результатами расчета по другим ПЭС и по энергосистеме в целом [6].
Более подробно рассмотрим расчет потерь электроэнергии программой РТП 3.1 в пятой главе.
4. Нормирование потерь электроэнергии Прежде чем давать понятие норматива потерь электроэнергии, следует уточнить сам термин «норматив», даваемый энциклопедическими словарями.
Под нормативами понимаются расчетные величины затрат материальных ресурсов, применяемые в планировании и управлении хозяйственной деятельностью предприятий. Нормативы должны быть научно обоснованными, прогрессивными и динамичными, т.е. систематически пересматриваться по мере организационно-технических сдвигов в производстве.
Хотя изложенное приведено в словарях для материальных ресурсов в широком плане, оно целиком отражает требования, предъявляемые к нормированию потерь электроэнергии.
4.1 Понятие норматива потерь. Методы установления нормативов на практике Нормирование — это процедура установления для рассматриваемого периода времени приемлемого (нормального) по экономическим критериям уровня потерь (норматива потерь), значение которого определяют на основе расчетов потерь, анализируя возможности снижения в планируемом периоде каждой составляющей их фактической структуры [1].
Под нормативом отчетных потерь необходимо понимать сумму нормативов четырех составляющих структуры потерь, каждая из которых имеет самостоятельную природу и, как следствие, требует индивидуального подхода к определению ее приемлемого (нормального) уровня на рассматриваемый период. Норматив каждой составляющей должен определяться на основе расчета ее фактического уровня и анализа возможностей реализации выявленных резервов ее снижения.
Если вычесть из сегодняшних фактических потерь все имеющиеся резервы их снижения в полном объеме, результат можно назвать оптимальными потерями при существующих нагрузках сети и существующих ценах на оборудование. Уровень оптимальных потерь меняется из года в год, так как меняются нагрузки сети и цены на оборудование. Если же норматив потерь определен по перспективным нагрузкам сети (на расчетный год) с учетом эффекта от реализации всех экономически обоснованных мероприятий, его можно назвать перспективным нормативом. В связи с постепенным уточнением данных перспективный норматив также необходимо периодически уточнять.
Очевидно, что для внедрения всех экономически обоснованных мероприятий требуется определенный срок. Поэтому при определении норматива потерь на предстоящий год следует учитывать эффект лишь от тех мероприятий, которые реально могут быть проведены за этот период. Такой норматив называют текущим нормативом.
Норматив потерь определяют при конкретных значениях нагрузок сети. Перед планируемым периодом эти нагрузки определяют из прогнозных расчетов. Поэтому для рассматриваемого года можно выделить два значения такого норматива:
прогнозируемое(определенное по прогнозируемым нагрузкам);
фактическое (определенное в конце периода по состоявшимся нагрузкам).
Что касается норматива потерь, включаемых в тариф, то здесь всегда используется его прогнозируемое значение. Фактическое же значение норматива целесообразно использовать при рассмотрении вопросов премирования персонала. При существенном изменении схем и режимов работы сетей в отчетном периоде потери могут как существенно снизиться (в чем нет никакой заслуги персонала), так и увеличиться. Отказ от корректировки норматива несправедлив в обоих случаях.
Для установления нормативов на практике используются три метода [2]: аналитико-расчетный, опытно-производственный и отчетно-статистический.
Аналитико-расчетный метод наиболее прогрессивен и научно обоснован. Он базируется на сочетании строгих технико-экономических расчетов с анализом производственных условий и резервов экономии материальных затрат.
Опытно-производственный метод применяется, когда проведение строгих технико-экономических расчетов по каким-либо причинам невозможно (отсутствие или сложность методик таких расчетов, трудности получения объективных исходных данных и т.п.). Нормативы получают на основе испытаний.
Отчетно-статистический метод наименее обоснован. Нормы на очередной плановый период устанавливают по отчетно-статистическим данным о расходе материалов за истекший период.
Нормирование расхода электроэнергии на собственные нужды подстанций осуществляется с целью его контроля и планирования, а также выявления мест нерационального расхода. Нормы расхода выражены в тысячах киловатт-часов в год на единицу оборудования или на одну подстанцию. Численные значения норм зависят от климатических условий.
В силу существенных различий в структуре сетей и в их протяженности норматив потерь для каждой энергоснабжающей организации представляет собой индивидуальное значение, определяемое на основе схем и режимов работы электрических сетей и особенностей учета поступления и отпуска электроэнергии.
В связи с тем, что тарифы устанавливают дифференцированно для трех категорий потребителей, получающих энергию от сетей напряжением 110 кВ и выше, 35-6 кВ и 0,38 кВ, общий норматив потерь должен быть разделен на три составляющие. Это деление должно производиться с учетом степени использования каждой категорией потребителей сетей различных классов напряжения [3].
продолжение
--PAGE_BREAK--