2.4.5. Потери мощности и электроэнергии в электрических сетях

Сеть передачи и распределения электрической энергии, как и любой другой технических объект, требует для своего функционирования определенных затрат энергии. Эти затраты называют потерями электроэнергии.

Важно! Технологический расход электроэнергии на функционирование сети традиционно называют «потерями», что среди неспециалистов вызывает представление о плохо организованном процессе транспортировки. Следует понимать, что это не недостатки технологий, а неизбежные затраты, связанных с собственными нуждами подстанций и физической сущностью процесса передачи электроэнергии.

Задача специалистов – определить экономически обоснованный уровень потерь и реализовать его на практике.

Структура расхода (затрат) электроэнергии на обеспечение функционирования сети передачи и распределения с возможными путями снижения потерь показана на Error: Reference source not found.

Разность между количеством электроэнергии, поступившей в сеть и отпущенной из сети потребителям называется фактическими потерями. Эти потери делятся на следующие составляющие (см. Error: Reference source not found):

• технические потери на передачу электроэнергии (определяются расчетным путем);

•  расход на собственные нужды подстанций (регистрируются счетчиками, установленными на трансформаторах собственных нужд);

•  инструментальные потери, обусловленные погрешностями приборов учета электроэнергии;

• коммерческие потери, обусловлены хищениями электроэнергии, несвоевременной оплатой и другими недостатками контроля за потреблением электроэнергии.

Величину последних двух составляющих определяют как разность между фактическими потерями и суммой первых двух составляющих. 

Приемниками электроэнергии собственных нужд подстанций являются: электродвигатели системы охлаждения трансформаторов; устройства обогрева масляных выключателей и шкафов распределительных устройств с установленными в них аппаратами и приборами; электрическое освещение и отопление помещений территории подстанций. Наиболее ответственными приемниками являются устройства системы управления, релейной защиты, сигнализации, автоматики и телемеханики.

Качественный уровень построения и эксплуатации электросети характеризуется коэффициентом полезного действия:

,

где W_п – энергия, поступившая в сеть; W_фп – фактические потери электроэнергии.

Заметим, что при анализе режима сети представляют интерес потери как активной, так и реактивной мощности. При переходе же к анализу потерь энергии важны только потери активной мощности.

Далее в данном разделе рассматриваются вопросы, связанные только с техническими потерями.

Для простоты расчеты потерь электроэнергии осуществляют по отдельности для элементов сети: линий, трансформаторов и проч. Для сложной сети (системообразующей или распределительной) с многочисленными участками, когда на режим какого-то участка сети оказывают влияние режимы большого числа потребителей, применяют специальные методы, базирующиеся на методах расчета для одного участка сети.

В элементах сети имеют место потери холостого хода и нагрузочные потери (см. Error: Reference source not found).

Потери холостого хода учитывают расход электроэнергии в активных проводимостях элементов сети: потери на корону в воздушных ЛЭП, потери от токов утечки через изоляцию воздушных и кабельных линий, потерь в сердечниках трансформаторов и автотрансформаторов. Они не зависят от нагрузки участка сети и полагаются условно постоянными. Хотя в действительности потери холостого хода зависят от уровня напряжения в сети, их, как правило, рассчитывают по номинальному напряжению.

Общая формула расчета потерь электроэнергии холостого хода при неизменном режиме работы сети имеет вид:

,

(48)

где Р – потери мощности при указанных параметрах режима.

Потери мощности холостого ходя в трансформаторах и кабельных линиях рассчитываются по формуле (48) с подстановкой вместо Р для трансформатора паспортной величины потерь мощности холостого хода DP_х, а для кабельных линий величины диэлектрических потерь мощности в материале изоляции DP_из, рассчитанных по формуле (17).

Потери электроэнергии холостого хода в воздушных линиях преимущественно состоят из потерь на корону, а также потерь от токов утечки по изоляторам. Обе разновидности потерь зависят от погодных условий, поэтому в классификации на Error: Reference source not found они отнесены к климатическим.

Потери на корону зависят от площади сечения провода, рабочего напряжения, конструкции фазы и вида погоды (хорошая, сухой снег, влажная, изморозь). Потери на корону определяют по справочным данным погонных потерь мощности, кВт/км, или удельных потерь электроэнергии, кВтч/км в год (см., например, табл. 9.1–9.2 в [9]). В случае, если площадь сечения фазы отличается от табличных данных, то потери пересчитывают по формулам:

,

где и – табличные значения потерь мощности и электроэнергии на коронирование соответственно; s_табл и s_факт – табличная и фактическая площадь сечения фазы.

При различии фактического рабочего напряжения U и заданного в таблице номинального U_ном используются формулы пересчета с эмпирическим поправочным коэффициентом:

На потери мощности от токов утечки по изоляции, которые находятся в пределах 0,5–1 мА, влияют степень загрязнения изоляторов, вид погоды и количество опор на 1 км линии. Справочные данные по этим потерям и соответствующим им потерям электроэнергии приведены, например, в табл. 9.3 и 9.4 в [9].

Нагрузочные потери учитывают расход электроэнергии на тепловыделение в активных сопротивлениях элементов сети: проводников воздушных и кабельных ЛЭП, обмоток трансформаторов и автотрансформаторов. Эти потери являются переменными и зависят от протекающего по элементу тока (мощности) нагрузки.

В общем случае нагрузочные потери электроэнергии в элементе сети за время t при неизменных активном сопротивлении R элемента и напряжении U определяются по выражению:

.

(49)

Однако описать изменение параметров I²(t) и S²(t) аналитической функцией даже за сутки, а тем более за год, представляется весьма затруднительным. Поэтому при расчете нагрузочных потерь электроэнергии вынужденно прибегают к различным приближенным методам.

Метод расчета по графикам активной нагрузки обладает наибольшей точностью из приближенных методов, однако индивидуальные годовые графики нагрузки для элементов и узлов сети известны далеко не всегда, поэтому применимость этого метода ограничена.

Если нагрузка элемента сети задана ступенчатым графиком активной мощности, то потери мощности в этом элементе для каждого i-того интервала времени составят:

.

(50)

С использованием (50) может быть построен ступенчатый график потерь мощности. Площадь ступенчатого графика P(t) равна потерям электроэнергии за рассматриваемое время t, и, следовательно:

.

Метод характерных суточных режимов является упрощенной реализацией предыдущего метода. По этому методу выбирают характерные сутки в пределах расчетного периода t. Для выбранных суток составляют ступенчатые графики нагрузок. Тогда потери энергии за соответствующие характерные сутки можно определить по формуле:

,

(51)

где P_i, I_i, S_i – активная мощность, ток и полная мощность на i-той ступени графика нагрузки; t_i – продолжительность ступени; n – число ступеней суточного графика.

Годовые потери электроэнергии составят:

,

где m – число выбранных на расчетном периоде t характерных суток; – число j-х характерных суток в году.

В качестве характерных могут быть выбраны одни рабочие и одни выходные сутки в каждый из сезонов: зимний, летний, весенний и осенний, т.е. всего 8 суток, по паре характерных для каждого сезона (m = 8).

Для приближенных расчетов ориентируются лишь на характерные зимние и летние сутки. Тогда потери энергии:

,

где W_з и W_л – потери электроэнергии за характерные зимние и летние сутки; n_з и n_л – число зимних и летних суток (обычно принимается n_з = 213, n_л = 152).

В условиях эксплуатации графики нагрузки формируются на основе специальных замеров в характерные сутки года. При проектировании сетей расчетные нагрузки могут быть определены лишь приближенно, поэтому вычисленные потери также являются приближенными. К недостаткам метода относится то, что он предполагает использование графиков полной, а не активной мощности, которые являются менее точными. Кроме того, на результатах расчета отражается изменение схемы сети в течение года и изменение нагрузок. Тем не менее, метод характерных режимов – один из наиболее точных. Он рекомендуется при расчете потерь в основных сетях энергосистемы, а также в качестве эталонного для оценки точности других методов.

Метод времени наибольших потерь основан на определении так называемого эквивалентного времени наибольших потерь . Это условное время, в течение которого, при пропускании по сети наибольшей неизменной нагрузки, получаются те же потери электроэнергии, что и при переменной нагрузке в соответствии с действительным графиком нагрузки за рассматриваемое время t. Такая замена действительного режима нагрузки сети на искусственный с неизменной наибольшей нагрузкой позволяет с использованием формулы (49) записать следующие уравнения:

или

(52)

где I_max и S_max – наибольшие ток и мощность.

Эквивалентное время наибольших потерь связано с характером графиков нагрузки I(t) и S(t) и зависит от эквивалентного времени использования наибольшей нагрузки t_max. Разные источники приводят разные эмпирические зависимости  от t_max, например, формулу вида [9]:

, ч.

(53)

В [9] также приведены графики зависимостей (t_max) для разных значений cos , а также формула для проектных расчетов распределительных и питающих сетей 110 кВ и выше.

Эквивалентное время максимальных потерь через рассматриваемое время t также может быть рассчитано как:

,

(54)

где k_з и k_ф – коэффициент заполнения и коэффициент формы графика активной нагрузки, рассчитываемые по формулам (42) и (43).

При проектировании электрических сетей график нагрузки потребителей не известен, известна только расчетная наибольшая нагрузки P_max. В этом случае по справочным данным выбирают характерное для конкретного типа потребителя значение эквивалентного времени использования наибольшей нагрузки t_max. В этом случае, определив время наибольших потерь , например, по формуле (53), потери мощности и электроэнергии рассчитывают как:

;

.

Погрешности метода связаны с приближенным определением t_max (его выбирают по справочным данным) и предположением cos  = const в течение рассматриваемого времени t, т.е. идентичность суточных графиков активной и реактивной мощности. Несмотря на это, метод широко используется на практике из-за его простоты, особенно в проектных расчетах.

Помимо рассмотренных в специальной литературе приводятся и другие методы расчета нагрузочных потерь в сетях передачи и распределения электроэнергии [9, 10, 19, 24].

Потери электроэнергии в компенсирующих устройствах. Потери электроэнергии в батареях конденсаторов, подключаемых параллельно нагрузке, определяют по одной из формул:

_или

_,

где р_бк – удельные потери, кВт/кВар, для конденсаторов до 1000 В принимаются равными 0,004 и для конденсаторов выше 1000 В – 0,002; Q_бк – полная мощность батареи, кВар; t_экв – эквивалентное время работы батареи на полную мощность; W_Q – выработка «реактивной энергии» батареей за расчетный период t, определяемая по формуле:

.

Потери электроэнергии в синхронном компенсаторе состоят из доли, не зависящей от его нагрузки, и доли, характеризующей нагрузочный режим его работы. Приближенно потери электроэнергии можно определять по формуле:

,

где k_уд – удельное потребление активной мощности в процентах выдаваемой (потребляемой) реактивной, принимается равным 1,4%.

Значение потерь электроэнергии в неуправляемых шунтирующих реакторах рассчитывается как:

_,

_{где Рх шр – значение потерь мощности холостого хода по паспортным данным реактора; tшр – число часов работы шунтирующего реактора за расчетный период t [9].}