Материалы для заочников / Расчет потерь в сетях 35-110 кВ

Расчет потерь электроэнергии в разомкнутых электрических сетях

35-110 кВ.

Комлев Ю.М., к. т. н.

УралОРГРЭС – ЭнергоЭксперт

E-mail: enex@sky.ru

Электрические сети 35 кВ и большая часть сетей 110 кВ работают по разомкнутым схемам электроснабжения. Основным методом расчета технических потерь электроэнергии в разомкнутых электрических сетях является расчет потерь по отпуску электроэнергии в сеть, при этом рекомендуется нагрузочные потери электроэнергии рассчитывать по следующей формуле [1]:

, (1)

где активная и реактивная энергия, пропущенная через головной участок (ГУ) электрической сети за расчетный период Т; коэффициент формы графика нагрузки ГУ сети;взвешенное по нагрузке напряжение ГУ; эквивалентное сопротивление линий и трансформаторов электрической сети; коэффициент, учитывающий корреляцию графиков активной и реактивной нагрузки головного участка сети, в соответствии с [2]

Эквивалентную схему радиальной электрической сети следует представлять в виде эквивалентной линии с сопротивлением и емкостной проводимостью по концам линии и эквивалентного трансформатора, представленного в виде Г-образной схемы замещения с сопротивлением и проводимостью [3].

Расчет по формуле (1) предполагает наличие технического учета электроэнергии на ГУ всех распределительных линий 35-110 кВ. Как правило, в предприятиях электрических сетей головной учет в полном объеме организован только на распределительных линиях (фидерах) 10(6) кВ, на ГУ линий 35-110 кВ приборы учета установлены не везде из-за отсутствия измерительных трансформаторов напряжения и определить отпуск электроэнергии в эти сети по данным приборов учета, как правило, нельзя. В то же время структура баланса электроэнергии в электрической сети должна разрабатываться по каждой ступени напряжения отдельно [4,5]. В этих условиях целесообразно в качестве исходных данных для расчета потерь электроэнергии использовать не отпуск электроэнергии в рассчитываемую сеть, а отпуск электроэнергии из сети , который определяется по приборам учета, установленным на вводах низкого напряжения силовых трансформаторов 35–110 кВ. Например, отпуск электроэнергии из сети 110 кВ через отдельную подстанцию 110/10 кВ рассчитывается по формуле:

(2)

где поступление энергии на шины 10 кВ из сети 110 кВ; расход электроэнергии на собственные нужды подстанции.

Эти же приборы учета служат для определения отпуска электроэнергии в распределительную сеть 10(6) кВ. Например, отпуск электроэнергии в распределительную сеть 10(6) кВ, питающейся от подстанции 110/10 кВ, рассчитывается следующим образом:

(3)

где прием электроэнергии на шины 10 кВ подстанции из смежных сетей; полезный отпуск электроэнергии потребителям, питающимся непосредственно с шин 10 кВ; отдача электроэнергии с шин 10 кВ в смежные сети.

При отсутствии данных по отпуску электроэнергии через ГУ сети 35-110 кВ процедура расчета потерь электроэнергии с использованием формулы (1) приобретает итерационный характер, где в качестве неизвестных выступают величина нагрузочных потерь в сети и значения отпусков электроэнергии по ГУ

(3)

(4)

где нагрузочные потери электроэнергии в линиях; нагрузочные потери в трансформаторах, потери холостого хода силовых трансформаторов 35-110 кВ, рассчитываются по паспортным данным трансформаторов; зарядная мощность линий электропередач, рассчитывается через удельную зарядную мощность и длину линии.

Вычисление указанных величин выполняется с использованием балансовых уравнений:

, (5)

(6)

Процедура расчета потерь и отпуска электроэнергии в сеть выглядит следующим образом:

1. Вычисляется начальное приближение потерь электроэнергии , , где , начальное приближение нагрузочных потерь соответственно активной и реактивной электроэнергии.

2. Рассчитывается отпуск электроэнергии в сеть по ГУ путем подстановки начального приближения потерь в выражения (5) – (6).

3. По полученному пропуску электроэнергии на эквивалентной схеме замещения радиальной сети выполняется расчет отдельных составляющих потерь активной и реактивной электроэнергии. Потери активной энергии в линиях электропередач рассчитываются по формуле (1) путем подстановки вместо сопротивления активного сопротивления эквивалентной линии .

, (7)

Потери реактивной энергии в линиях рассчитываются аналогичным образом путем подстановки в формулу (1) реактивного сопротивления эквивалентной линии.

Зарядная мощность линий электропередач рассчитывается по формуле

, (8)

где напряжение на конце эквивалентной линии (на шинах эквивалентного трансформатора); коэффициент мощности нагрузки ГУ сети.

Составляющая потерь активной энергии холостого хода трансформаторов вычисляется по активной проводимости эквивалентного трансформатора

. (9)

Потери реактивной энергии холостого хода трансформаторов вычисляется по (9) путем замены активной проводимости на реактивную проводимость .

Нагрузочные потери электроэнергии в трансформаторах рассчитываются по сопротивлению эквивалентного трансформатора

, (10)

где активная и реактивная электроэнергия, проходящая через эквивалентный трансформатор, вычисляется как разность между отпуском электроэнергии в сеть по ГУ и потерями электроэнергии в эквивалентных линии и проводимости холостого хода трансформатора , .

4. Определяется небаланс по активной и реактивной энергии в сети путем сравнения полученных значений потерь с их начальными приближениями .

5. Рассчитанное значение небаланса по активной энергии сравнивается с допустимым небалансом (=0,005÷0,008). Если рассчитанный небаланс превышает допустимый, то производится уточнение потерь электроэнергии , , и далее расчет повторяется, начиная с пункта 2, при этом вместо начального приближения потерь в формулы (5)–(6) подставляется уточненное значение. Если же рассчитанный небаланс меньше допустимого, то полученные значения потерь и отпуска электроэнергии в сеть считаются определенными и расчет на этом прекращается.

Погрешность расчета потерь по формуле (1) в первую очередь зависит от погрешности измерения отпуска электроэнергии из сети и погрешности расчета параметров эквивалентной схемы электрической сети. Погрешность эквивалентирования разомкнутой сети зависит от двух основных факторов: объема эквивалентируемой сети и от процедуры расчета параметров эквивалентной схемы сети. Расчет параметров эквивалентной схемы сети, а следовательно и потерь электроэнергии, следует выполнять для каждой распределительной линии электрической сети. В этом случае учитывается фактическая загрузка каждой распределительной линии сети. Так как отчетность по балансам электроэнергии ведется ежемесячно, то и расчет потерь следует выполнять за каждый месяц, при этом сезонная составляющая нагрузок учитывается непосредственно путем использования месячных пропусков энергии, а коэффициент формы может быть рассчитан по суточному графику нагрузки ГУ сети.

Расчет параметров эквивалентной схемы электрической сети выполняется по результатам расчета установившегося режима сети с учетом емкостной генерации линий 35-110 кВ и проводимостей шунтов на землю, учитывающих потери мощности на холостой ход трансформаторов. В качестве базового (расчетного) режима сети выступает режим средних нагрузок в узлах сети. Вычисление средних нагрузок выполняется по отпускам электроэнергии из сети через обмотки низкого напряжения 10(6) кВ трансформаторов 35-110 кВ за расчетный период Т:

, (11)

. (12)

По заданным напряжению на ГУ сети и средним нагрузкам в узлах сети выполняется расчет режима сети. Расчет установившегося режима радиальной сети целесообразно проводить итерационным путем с использованием двух шаговой процедуры расчета. На первом шаге по заданным нагрузкам узлов выполняется расчет потоков мощности в сети:

, (13)

где: число ветвей, подключенных к узлу j; нагрузка в узле j; модули напряжений в узлах i и j; проводимость шунта в узле j; емкостная проводимость ветви ij; потери мощности в ветви ij, определяются по выражению

. (14)

На втором шаге последовательным расчетом от шин центра питания к узлам нагрузок сети вычисляются напряжения в узлах сети

, (15)

где , если ветвь трансформаторная и , если ветвь линейная.

Начальные значения напряжений в узлах сети считаются одинаковыми и равными номинальному напряжению сети.

Расчет режима сети заканчивается при выполнении следующего неравенства:

(16)

где номер итерации; число узлов сети; заданная точность расчета режима по напряжению, .

Если неравенство (16) не выполняется, то переходят к вычислениям (13)÷(15) следующей итерации.

По результатам расчета режима сети определяются сопротивление эквивалентной линии и проводимость эквивалентного трансформатора. Сопротивление эквивалентной линии вычисляется по суммарным потерям мощности в линиях и току на ГУ сети

. (17)

Проводимость эквивалентного трансформатора вычисляется по расчетным значениям потерь мощности в шунтах электрической сети:

(18)

Сопротивление эквивалентного трансформатора, рассчитанное аналогично сопротивлению эквивалентной линии по результатам расчета режима средней нагрузки сети, оказывается заниженным, так как в этом случае не учитываются конфигурация графиков нагрузок подстанций 35-110 кВ и фактическое время работы силовых трансформаторов на этих подстанциях за расчетный период времени. В общем случае, не учет этих двух факторов может привести к существенному занижению результатов расчета потерь в трансформаторах. Действительно, коэффициенты формы графиков нагрузок трансформаторов всегда больше коэффициента формы суммарной нагрузки трансформаторов (нагрузки ГУ). Если пропуск электроэнергии через трансформатор не соответствует фактическому времени его работы , то расчет потерь электроэнергии в трансформаторе по формуле (1) приведет к занижению потерь в раза. Поэтому эквивалентное сопротивление трансформатора следует определять не по результатам расчета режима средней нагрузки электрической сети, а непосредственно, по результатам расчета потерь электроэнергии в каждом трансформаторе, питающемся от данной распределительной линии. В общем случае уравнение равенства потерь электроэнергии в трансформаторах эквивалентной и исходной схемах электрической сети может быть записано в следующем виде:

, (19)

где: коэффициент формы графика нагрузки на вводе низкого напряжения -го трансформатора; число трансформаторов; номинальная мощность -го трансформатора; потери короткого замыкания; суммарный пропуск соответственно активной и реактивной энергии по трансформаторам .

Из уравнения (19) определим активное сопротивление эквивалентного трансформатора

. (20)

Реактивное сопротивление эквивалентного трансформатора рассчитывается с использованием данных по напряжениям короткого замыкания трансформаторов

. (21)

Полученные расчетные выражения учитывают по каждому трансформатору график нагрузки, пропуск электроэнергии, время работы трансформатора под нагрузкой и взвешивают указанные факторы в соответствии с режимными параметрами эквивалентной схемы радиальной сети.

В частном случае, при работе трансформаторов под нагрузкой в течение всего расчетного периода и при отсутствии данных по реактивной электроэнергии, формула (20) сводится к виду:

. (22)

Таким образом, общая процедура расчета потерь электроэнергии в разомкнутых электрических сетях 35-110 кВ выглядит следующим образом:

• по данным приборов учета, установленных на вводах низкого и среднего напряжений силовых трансформаторов 35-110 кВ и на трансформаторах СН, в соответствии с формулами (11)–(12) рассчитываются средние значения нагрузок в узлах сети;

• по заданным напряжению на ГУ сети и средним нагрузкам в узлах сети выполняется расчет режима средней нагрузки сети;

• по результатам расчета режима средней нагрузки сети по формулам (17)–(18) определяются эквивалентные сопротивления линий и проводимости трансформаторов;

• с использованием данных по графикам нагрузок трансформаторов и пропусков электроэнергии по вводам низкого и среднего напряжений трансформаторов по формулам (20) –(21) рассчитываются сопротивления эквивалентного трансформатора;

• с использованием балансовых уравнений (5)–(6) выше описанным способом выполняется итерационная процедура расчета потерь электроэнергии и отпуска электроэнергии в сеть.

Выводы

1. Расчет технических потерь электроэнергии в электрической сети должен выполняться с соблюдением баланса электроэнергии по всем уровням напряжений. Расчет потерь электроэнергии в разомкнутых сетях 35-110 кВ рекомендуется проводить на эквивалентных схемах сетей 35-110 кВ, при этом в качестве базовых величин следует использовать данные по поступлению электроэнергии в распределительную сеть 10(6) кВ, определяемому по счетчикам электроэнергии, установленным на вводах низкого напряжения силовых трансформаторов 35-110 кВ.

2. Определение параметров эквивалентных линий электропередач следует выполнять по результатам расчета режима средней нагрузки сети. При расчете режима сети необходимо учитывать зарядную мощность линий и проводимость шунтов силовых трансформаторов.

3. Расчет параметров эквивалентных трансформаторов следует выполнять с учетом фактических нагрузок и пропусков электроэнергии через обмотки каждого трансформатора и времени работы трансформаторов под нагрузкой.

4. Расчет потерь электроэнергии в разомкнутых сетях 35-110 кВ при отсутствии данных по отпуску электроэнергии в эти сети следует выполнять путем применения итерационной процедуры расчета с использованием балансовых уравнений по активной и реактивной электроэнергии.

ЛИТЕРАТУРА

1. Инструкция по расчету и анализу технологического расхода электрической энергии на передачу по электрическим сетям энергосистем и энергообъединений. И 34-70-030-87. М.: Союзтехэнерго, 1987.

2. Комлев Ю.М. Способ учета корреляции графиков активной и реактивной нагрузки головного участка разомкнутой сети 6-110 кВ при расчете потерь электроэнергии. – “Электричество”, 1985, № 11.

3. Казанцев В.Н., Комлев Ю.М. Расчет потерь энергии в распределительной сети при неполной информации о ее режиме. – “Электричество”, 1978, № 1.

4. Типовая инструкция по учету электроэнергии при ее производстве, передаче и распределении. РД 34.09.101-94, М.: СПО ОРГРЭС, 1995.

5. Воротницкий В.Э., Эдельман В.И., Броерская Н.А., Калинкина М.А. О принципах нормирования технологического расхода электроэнергии на ее транспорт в электрических сетях для расчета тарифов по диапазонам напряжения. – “Электрические станции”, 1999, № 11.

6