Расчет потерь электроэнергии в сетях

В перечень мероприятий по совершенствованию учета входят:- использование приборов учета (электросчетчики, измерительные трансформаторы) более высокого класса точности;- защита от несанкционированного доступа к клеммам средств измерений;- внедрение автоматизированных систем учета, сбора и передачи информации (АСКУЭ);- проведение организационных по предупреждению выявления хищений электрической энергии.Особенностью режима работы электрических сетей 0,4 кВ является неравномерность загрузки фаз.- Величина потерь мощности при неравномерной нагрузке фаз ΔРнвыражается какгде ΔРс - потери мощности при симметричной нагрузке фаз, кВт;Kд.п - коэффициент дополнительных потерь при неравномерной нагрузке.Выравнивание нагрузок осуществляется за счет переключения нагрузки с более загруженной фазы на менее загруженные на основании замеров и анализа результатов.Отрицательное влияние несимметрииможно уменьшить следующими действиями:заменой силовых трансформаторов со схемой соединения обмоток "звезда-звезда" на трансформаторы со схемой "звезда-зигзаг" или "треугольник-звезда", которые менее чувствительны к несимметрии нагрузок;увеличением сечения нулевого провода в линии 0,4 кВ до сечения фазного провода.В приложении 1 приводится пример расчета эффективности мероприятий выравнивания нагрузки фаз в сети 0,4 кВ.Важным мероприятием по сокращению технологического расхода электроэнергии является сезонные отключения одного из двух трансформаторов двухтрансформаторной подстанции. При этом отключается трансформатор, работающий с наименьшей нагрузкой, и его нагрузка переводится на другой трансформатор. Пример расчета эффективности данного мероприятия приводится в приложении 2.Сокращение потерь электроэнергии достигается заменой трансформаторов при устойчивом недоиспользовании их мощности. При коэффициенте загрузки трансформатора 10(6)/0,4 кВ меньше 0,5, возникает относительное увеличение потерь электроэнергии за счет потерь холостого хода.Снижение потерь электроэнергии в результате замены трансформаторов определяется по формуле:((32)где ΔРх.х.1, ΔРх.х.2- потери мощности холостого хода трансформаторов, кВт;ΔРкз.1,ΔРкз.2 - потери мощности короткого замыкания трансформаторов, кВт;Т - время использования максимальной нагрузки;τ - время максимальных потерь.В приложении 2 приведен пример расчета эффективности замены малозагруженных трансформаторов трансформаторами меньшей мощности.8 Определение потерь напряжения в электрических сетяхПотери напряжения в распределительной сети 0,38-0,22, 6-35кВрассчитываются с использованием метода удельных потерь напряжения по формуле:U=UудPl, (33)гдеUуд – удельные потери напряжения на участке линии длиной 1 км, при нагрузке в 1 кВт и заданном cosφ, отнесенные к номинальному напряжению сети, %/кВт.км; Р – нагрузка в начале участка линии, кВт;l – длина линии, км.Для линий, состоящих из частей кабеля различных марок и сечений, удельные потери напряжения усредняются по формуле:,(34)гдеn – число составных частей;ΔUуд.i – удельные потери напряжения, соответствующие данному i-му участку;li – длина i-го участка;L – общая длина линии ();Нагрузку верхнего участка линии определяют по формуле:Pгу= UIгуcosφ(35)гдеIгу – ток головного участка линии, А;U – напряжение на шинах 0,4 кВ трансформатора 6-10/0,4 кВ;cosφ - коэффициент мощности линии.Величины U, Iгу, cosφопределяются по результатам измерений в распределительных сетях 0,38 -0,22 кВ.При равномерно распределенной нагрузке потери напряжения до наиболее удаленного потребителя (ЭП) определяют по формуле:,(36)а потери напряжения до ближайшего ЭП;(37)гдеl0 – расстояние от начала линии до первого потребителя (ЭП);L – длина линии.Потери напряжения в линии с убывающей по линейному закону нагрузкой до наиболее удаленного потребителя (дома):(38)до ближайшего(39)Потери напряжения в линии с возрастающей по линейному закону нагрузкой до наиболее удаленного потребителя (дома):(40)до ближайшего:(41)Для сокращения объема расчетов рекомендуется предварительно разделать линии 0,38- 0,22 кВ, выбирая наименее и наиболее загруженные, наиболее короткие и длинные, для которых и следует производить расчеты потерь напряжения.В результате по каждому трансформатору определяется линия с минимальными потерями напряжения до ближайшего потребителя и линия с максимальными потерями напряжения до наиболее удаленного потребителя.Потери напряжения в сетях среднего напряжения определяются в основном потерями в трансформаторах 6-35/0,4 кВ и линиях 6-35кВ, для чего используются программы расчета потерь электроэнергии в распределительных электрических сетях.Потери напряжения в трансформаторах 6-35/0,4 кВ определяют по формуле:Uт =Uт.номКзUт.номКз(1(42)гдеUт.ном- номинальные потери напряжения в трансформаторе.Uу - установившееся отклонение от номинального напряжения вторичной обмотки трансформатора - 0,4 кВ;Кз– коэффициент загрузки трансформатора.Потери напряжения в линиях напряжения 6-35 кВ, 110-750 кВ определяют по формуле (33). ЗаключениеРассмотрены основные методы, предназначенные для расчета технологических потерь электрической энергии в электрических сетях организаций, осуществляющих передачу электрической энергии по электрическим сетям. Представлены основные термины и определения по рассматриваемой тематике.Определены мероприятия по снижению потерь электрической энергии в электрических сетях.Основным условием работы электрической сети с минимальными потерями является ее рациональное построение.Представлена методика определения потерь напряжения в электрических сетях напряжением 0,38/0,22 кВ и 6-10 кВ.Список использованной литературы1. Типовая инструкция по учету электроэнергии при ее производстве, передаче и распределении РД 34.09.101-94 - Правила учета электрической энергии, М.: Главгосэнергонадзор России, АОЗТ "Энергосервис", 1997.2. Инструкция по проектированию городских электрических сетей РД 34.20.185-94 (с дополнением раздела 2, утвержденным приказом Минтопэнерго России от 29.06.99 № 213) - М.: Энергоатомиздат, 1995.3. Методические указания по определению потерь электроэнергии и их снижению в городских электрических сетях напряжением 10(6)-0,4кВ местных Советов (утверждены приказом Минжилкомхоза РСФСР от 31.10.80 № 556)-М.: ОНТИ АКХ, 1981.4. Л.Д. Клебанов. Вопросы методики определения и снижения потерь электрической энергии в сетях - Л-д.: изд-во ЛГУ, 1973.5. ГОСТ 13109-97 "Нормы качества электрической энергии в системах электроснабжения общего назначения"6. Сборник нормативных и методических документов по измерениям, коммерческому и техническому учету электрической энергии и мощности - М: Изд-во НЦ ЭНАС, 1998.7. Номограммы для определения потери напряжения в воздушных линиях электропередачи напряжением 0,38 кВ - АО РОСЭП.8. Номограммы для определения потерь напряжения и значений токов короткого замыкания в воздушных линиях электропередачи напряжением 10 кВ - АО РОСЭП.9. Современные методы и средства расчета, нормирования и снижения технических и коммерческих потерь электроэнергии в электрических сетях (информационно-методические материалы международного научно-технического семинара, 20-24.11.2000, г. Москва).10. Воротницкий В.Э., Загорский Я.Т., Апряткин В.Н., Западнов А.А. Расчеты, нормирование и снижение потерь электрической энергии в городских электрических сетях - ж-л "Электрические станции", № 5, 2000.11. Электрические системы. Электрические сети. Под ред. В.А. Веникова и В.А. Строева. – М.: Высшая школа, 1998.12. Электрические системы и сети: в примерах и иллюстрациях. Под ред. В.А. Строева. – М.: Высшая школа, 1999.Приложение 1Пример расчета эффективности мероприятий от выравнивания нагрузки фаз в сети 0,4 кВНомер рубильникаДо проведения выравнивания нагрузки фазток в фазах, Асредний ток Iср,Апотери напряжения, ΔU, Вчисло максимальных потерь, τ, чкоэффициент несимметрииKн2коэффициент дополнительных потерь Kд.ппотери электроэнергии в линии ΔA1, кВт·чIаIвIс12345678910111182016,32,3556501,0421,105322,92652956501456501,0781,18363163181620181,7956501,0081,03253436554645,75,556501,0221,08820855603060506,826501,081,2146061548522,7545501,6842,71188971013703120,645501,6844,5617887Итого 30214После проведения выравнивания нагрузки фаз12345678910116181516,32,3556501,0021,0052182494556501456501,0081,02554463181818181,79565011246440514645,75,556501,0021,00819325505050506,82650111171625251822,7545501,0731,1682373128343120,645501,0221,114354Итого 14190Приложение 2Пример расчета эффективности при сезонном отключении одного из работающих трансформаторов в двухтрансформаторной подстанции (трансформаторы работают на разные шины)Номер трансформатораНоминальная мощность Sн, кВАток, АКоэффициент загрузки Kзчисло часов, чпотери мощности, кВтпотери энергии, кВт-чноминальный IнМаксимальный рабочий IмМаксимальной нагрузки Tмаксимальных потерь τХолостого хода ΔPх.хКороткого замыкания ΔPк.зХолостого хода ΔWх.хКороткого замыкания ΔWхк.зt = 8760 ч11001441100,76678956500,62,4525679152100144850,59678956500,62,452564720t = 6760 ч (трансформаторы на лето отключают)11001441100,76554040000,62,5405656032100144850,59554040000,62,440563342t = 2000 ч(летний период)110014453,30,3712505000,62,41200164