Воротницкий В.Э, Калинкина М.А. Расчет, нормирование и снижение потерь электроэнергии в электрических сетях

Подождите немного. Документ загружается.

для схем BapiiaHTa Б - разбиением на п участков с длиной iVmn и отбо-

ром мощности F/mn при кол1Г«естве лу*1ей т.

Для cxCvM типа Л коэффициент развствленности рассчитывается по

формуле:

6а^к^(пч-|Х2п4 1)

3k(2-fkn(n-l)) ^

(58)

где а - кол1Г1ество тупиковых ветвей. отхо21яших от магистрали.

Для схем типа Б коэффициент разветвленности рассчитывается по

формуле:

Зп(2тЧп-|) '

(59)

См<и1

1Ла 1Лт

ГТК CS«IE К-П

иОя

1Лт

иЗж

1ЛЛ

игм

—

Рт

Юл

1 - 1

PfSm

из» 1Лл

тмв см»« сорЗ.Ь:)

РП»

• ТСш

РОв.

рпп ра*

иПт

иЗл

1Пт

иЗш

1Лл

иЗп

РЛж РЛш

Тм«

CittuSCf?; я-). Ь7>

РГ^ РОя

Urn

РЫ

иЭп иЭв

ЬЭа

иь

* 1Яш

РОт

ТжЕ

CsM }(«•}. к<Э)

Рис. 4.

Описанная методика реализована в профамме РТП 3.2. Ввод ис-

ходных данных для расчета выполняется для каждого распределитель-

ного трансформатора фидера 6 (10) кВ (рис. 5).

ЦП ГПЯДКОВСКАЯ.

М»

555. ТП:Б6Б-1

CoxpMitb

Ряостт

ЗОфиг»

1<4

+ -

•Щ

Qottenaq

I Pew^nt/гвты no ТП)

Харйктсрнагр^к ПотребквЛ'Ъ

Ф2

ФЗ

Ф4

1 Проюоовсглвтая

|34вСС

НА ..

Ur^B UH,st..B I

1 гзо j 210 .1

ФаввВ

] 225

200 j

Ф«вС|

J 220 j 210 }

ЯО^Ом

R<>>. Ом Ы9рм9. Проа

j 0,89 3 I |ABE6LJo-18 ^

ENNECWR {РЛНД

R<»<p;MOeH.ry.aft I

^ . I

Чмслочассемдкснегр.Ч |

Длв«44«врв.

w j

Кн/м.о.е I

0.75

1100

0 7

Рис. 5.

Ргэ^лывты рвсчег« по сстям 0.38 кВ

ЯГ=1ГЗ

^ а. в

A В

G H 1 J

№

06«cier dP.

dP.

dW.

iW»

щсчвп

xBt

0,9J

0J37, .

8\Ф4

4.05

t.4\ }.79

0l9SC

,ТП-вбб сешХ»!

3.39

...ЛИ

1 1^76 3.083.

SSS

Г 3,19

1,76 j.m 1

004

0,02

1.S4! 0,04

O.sJ 0,03

S.S$ 0,99 S.59 O.Sifi

8.19Т 0.89J 3j59j 0>&6

:Ш1: ГЛ5ИИ<ОВСКАЯ

САКЯ

№2

4Si4 5Л5 IJ54

3999

РОС: МОЖАЙСК 4Л4 5.35

3SB9

ЭС: МЮЯСККА

4Л4

134

3^89

Рпс. 6.

Рсзулыапп расчета по каждой линии 0.4 кВ можно сохранять в таб-

лице. где они суммируются по ТП, фидерам 6(10)к-В. цснту)ам пита-

ния, районам электрических сетей (рис. 6). Таблица содержит и исход-

ные данные.

При известных схемах сети по контрольным шмерсниям уровней

напряжения на шинах Г11, току головного участка в максимум нафуз-

ки, установлеино11 мощности и характеру потребителей сети 0,4 кВ

имеется возможность рассчитывать максимальный установившийся

режим с определением уровней напряжения в узлах, потерь напряже-

ния и мошности на участках. В зависимости от характера потребителей

и способа задания нагрузок расчет должен выполняться по разным

методикам. По1\гри электроэнергии при этом могут быть рассчитаны

по времени наибольших потерь, определяемому подхарактеру потреби-

телей и току головного участка распределительной линии.

Для электрических сетей с коммунальной нафузкой принимается

допущение о равномерном её распределении по дли}{е сети [8], для

расчета потерь электроэнершн вычисляется эквивалентный ток потерь

мощности каждого участка сети:

+ (60)

где 1р-равномерно распределенная по длине токовая нафузка. 1с-

сосредоточенная токовая нафузка, приходящаяся на одну фазу.

Для каждого участка по формуле (56) вычисляется коэффициент

дополнительных потерь, возникающих из-за неравномерности зафузки

фаз. Рассч»гтываются потери мощности на каждом у»1астке:

(61)

Промышленная или смешанная нагрузка принимается сосредото-

ченной в узлах электрической сети. Ее значение может быть задано

установленной мощностью или пофебляемой электроэнершей за ме-

сяц. квартал или год. Расчет аналогичен описанному выше для сети

6(10)-35 кВ с vieTOM разл1ГЧного исполнения участков и коэффиш1снта

дополнительных потерь от несимметрни нафузок.

Наиболее точной и вместе с тем наиболее фудоемкой, требующей

.максимального объема исходной информации является методика рас-

чета. основанная на кокфольиых >амерах уровней напряжения на ши-

нах ТП, пофазного тока головного участка в максимум иафузки: уста-

|1овленноГ1 мощности, характеру и типовым |рафнкам нафу1ки noipe-

бкгслей, отпуску элскфоэнергии в сеть 0,4 кВ 1ыи потрсбленшо элек-

троэнергии присоединенными к сети потребителями.

Одновременное знание контрольных замеров ьгафч-зки по сетям

0,4 кВ и элск-тропо1ребления позволяет привести их в определенное

соответствие через расчет серии установившихся режимов по ступеням

типовых фафиков нафузкн с накоплением результатов расчета потерь

мощности за характерные сутки. Расчет токораспределения в сети, \

потокораспределення и потерь напряжения в ней осуществляется из-

вестными методами для вечернего и дневного максимчтиа [9J. Потери ^

мощности принимаются равными максимальны.м потерям, рассчитан-

ным для дневного и вечернего .максимума. Расчет потерь напряжения

провод1ггся для режима, в котором погери мощности наибольшие. Эта

методика в максимальной степени соответствует фсбованиям задачи

выявления и оценки коммерческих потерь электроэнергии. Результаты

расчетов могут быть использованы для определения характерных точек

сети с максимальным и минимальным отклонениями напряжения, для

выбора законов регулирования в центрах пшания распредел»ггельных

сетей 0,4-10 кВ.

Таким образом, первые методики могут рассмафиваться как вре-

.менные. оценочные при недостаточно развитой системе информацион-

ного обеспечения расчетов режимов и потерь в сетях 0,4 кВ.

Последняя методика является на сегодняшний день наиболее точ-

ной и наиболее перспективной. Переход к ней должен осуществляться

поэтапно от отдельных наиболее зафуженных узлов нафузки и наибо-

лее протяженных сетей 0,4 кВ к у»1асткам, районам электрических се-

тей, ПЭС и энергосистеме в целом.

2.2.5. Методика совместного расчета потерь

электроэнерг ии в распределительных сетях 6(10) и 0,4 кВ

Дтя расчета потерь элекфоэнергни в распределительных сетях

6(10) кВ в качестве нафу-зок на фансформаторах 6 (10)/0,4 кВ предла-

гается испо-'ьзовать исходные данные, введенные для расчета сети

0,4 кВ. Такой совместный расчет электрической сети 6(10)кВ и всех

питающихся от нее распределительных линий 0,4 кВ позволяет:

• >точнить потокораспределенне, потери напряжения, мошноспи и

электроэнергии в сети 6 (10) кВ за счет более точных нафузок по-

требителей, тггающихся от ТП:

• N'^iecTb влияние несимметрии нафузки в сетях 0,4 кВ на каф>'зоч-

ные потери мощности в рас предел irre л ьных трансформаторах

6(10)/0,4:

• рассчитать баланс нафузок и электроэнергии по сетям 6 (10)-0,4 кВ

с учетом технических потерь мощности и электроэнергии в них;

• определить участки сети с недопустимым небалансом электроэнер-

П1И.

При расчете нафузки мощности па стороне 0,4 кВ трансформатора

по исходным данным, введенным для расчета сети 0,4 кВ, используют-

ся формулы:

Рн. 'costp, + Uc'ZV. , (62)

(•I

i»!

Ua -lu coscp, +Ud -XIb, -СОЗФ, - Uc 'lie. -coscPi

cos<Ph.= ^ ^Чг— . (63)

UA-ZI At Bi a

l-l i=>

где Iai» >bi " Ici - фазные токи i-fi линии 0,4 кВ, отходящей от данного

фансформатора. А:

со5ф, - коэффиш1ент мощности i-й линии 0,4 кВ, отн.ед.:

Ua, Ub и Uc - фазные напряжения на стороне 0,4 кВ данного фанс-

форматора, кВ;

п - количество линий 0,4 кВ, отходящих от данного фансформато-

ра, шт.

Расчет средневзвешенных токов каждой фазы фансформатора на

стороне 0,4 кВ можно выполнять по формуле:

/.. \

«д.

COS

arctgfsiAi -^Шф, /|;1д, •С05ф,

\Ы i ^

Токи 1вт и !ci вычисляются аналоппно.

. (64)

Обычно пафузочиыс потери мощности в трансформаторе опреде-

ляются для режима с симметричной нагрузкой на стороне 0,4 кВ. Для

учета увеличения иафузочных потерь мощности в распределительных

трансформаторах от несимметричной нафузки их значение умножает-

ся на коэффициент увеличения потерь Куг, рассчитываемый по форму*

ле:

Ку, + 4- f 4. , (65)

где !л„ lu, и Ic, - фаз1ше токи иаф\^ки на стороне 0,4 кВ распредели-

тельных трансформаторов.

По ко^гтрольным шмерениям пофазиых нафузок. выполненным в

одной из ие»гфальных энергосистем России, был проведен анализ

влияния несиммефии нафузок в сетях 0,38 кВ на коэффиш1ент увели-

чения потерь в распределительных трансформаторах Показано, что

нафузочные потерн увеличиваются от несимметрии нафузкн фанс-

форматоров в среднем для энергосистемы на 8-10%. Для отдельных

фансформаторов увеличение потерь составляет 40-60%, а в некото-

рых случаях - 100 % н выше.

3. СТРУКТУРА КОММЕРЧЕСКИХ ПОТЕРЬ

ЭЛЕКТРОЭНЕРГИИ

В идеальном сл>'»1ае коммерческие потери электроэнергии в элек-

трической СС1И, определяемые по формуле (7). должны быть равны

нулю. Очевюно, однако, что в реальных условиях отпуск ь сеть, по-

лезный отпуск и технические потери определяются с пофешностямн.

Разности этих погрешностей фактически и яв.1я10гся стру|ст>'рны-

мн состав.'1яютимн коммерческих потерь. Они должны быть по

возможности сведены к м»шимуму за счет выполнения сооп^етствую-

ших мероприятий. Еаж такая возможность отсулствует, необходимо

внести поправки к показаниям электросчетчиков, компенсируюшие

систематические погреш!юсти измерений электроэнерши.

3.1. Погрешности измерений отпущенной в

сеть и полезно отпущенной электроэнергии

потребителям

Как показал анализ, провеленный в ЛО «ВНИИЭ». погрешность

измерений электроэнерпш в общем случае может быт1. разбита на

более чем 30 составляющих.

Рассмотрим наиболее значимые состаш1яюшне пофсшностсй изме-

рительных комплексов (ИК), в которые могут в.ход1ггь: трансформатор

тока (ТТ), трансформатор напряжения (ТН), счетчик электроэнерши

(СЭ). линия присоединения СЭ к ТН.

К основным состав.тяюшим по|реппюстеЙ измерений отпущенной в

сеть и полезно отпушенноГс электроэнергии относятся:

2) пофешности измерений электроэнергии п норм.гзьных условиях

работы ИК, опрелеляемые классами точности IT, ТН и СЭ;

3) дополн»ггельиые (югреипюсти измерений электроэнерши в реаль-

ных условиях эксплуаташш ИК. обусловленные:

• заниженным против »горма1ИВНого коэффипиешом мощности

нафузки (лополн»ггельиой угловой пофсшностью);

• влиянием на СЭ магнитных и элек^громагннтных полей рапич-

ной частоты;

• нелофузкой и нсрефузкой ТТ, ГН и СЭ;

• несимметрией и уровнем подведеннош к ИК напряжения;

• работой С) в нсо1^пливаемых помешениях с недопустимо низ-

кой тсмиерат>'рой и т.п.;

• недостаточной чувствительностью СЭ при их малых нагрузках,

особенно в ночные часы:

4) систематические пофешности, обусловленные сверхнормативны-

ми сроками службы ИК. В часпшсти. из результатов проверки

Мособлэнсргоиалзором состояния приборов учета электроэнергии

у бытовых потребителей электроэнергии в городах Московской

области установлено, что 81 % электросчетчиков общего кол1Г1е-

ства проверенных подлежит замене и не соответствуют ГОСТ

6570-75 по пофешиостям измерений. При этом 51 % электросчет-

чиков имеют в среднем отрицательную по1решность минус 13 %.

В Клинских электрических сетях Московской области в начале 90-

X голов в соответствии с планом были проверены около 300 одно-

фазных счетчиков электроэнергии. Погрешность и порог чувстви-

тельности всех счетчиков оказались в норме. После 8 лет эксплуа-

тации та же партия из 300 счет^1иков вновь была подвергнута по-

верке, При этом noipeiuHOcrb 32 счетчиков при их 100 ®/о-чой на-

фузке составила минус 4,3 %, а порог их чувствительности увели-

чился с 11 до 20 Вт;

5) пофешности. связанные с неправильными схемами подключения

электросчетчиков. ТТ и ТН, в частности, нарушениями фазировки

подк;1Ючения счетчиков:

6) погрешности, обусловленные неисправными приборами учета

электроэнергии;

7) погрешности С1»ятия показаний электросчетчиков из-за:

• ошибок или умышленных искажений записей показаний;

• неод1ювремсн1юсти или невыполнения установленных сроков

снятия показаний счетчиков, нарушения графиков обхода счет-

чиков:

• ошибок в определении коэффиш1ентов пересчета показаний

счетчиков в электроэнергию.

Следует заметить, «гго согласно формуле (7). при одинаковых зна-

ках составляющих пофешностей юмерений отпуска в сеть и полезного

отпуска коммерческие потери будут уменьшаться, а при разных - уве-

личиваться. Это означает, »по с точки зрения снижения коммерческих

потерь электроэнергии необходимо провод1Ггь согласованную техниче-

скую пол1ггику повышения точности измерений отпуска в сеть и по-

лсзного отпуска. В частности, если мы. например, будем односторонне

уменьшать систематическую отрицательичто погрешность измерений

Woe (модернизировать систему >'чета), не меняя погрешность измере-

ний W|j(v коммерческие потерн при этом возрастут, что, кстати, имеет

место на практике.

3.2. Коммерческие потери, обусловленные

занижением полезного отпуска из-за

недостатков энергосбытовой деятельности

Зти потери включают две составляющие: потери при выставлении

счетов и потери от хищений электроэнерп»!.

3.2.1. Потери при выставлении счетов

'>га коммерческая составляющая обусловлена:

• неючностью данных о потребителях электроэнергии, в том числе,

недостаточной или ошибочной информа1шсй о заключенных лого-

ворах на пользование элек^фоэнергией:

• ошибками при выставлении счетов, в том числе невыставле1шыми

счетам>1 потребителям ш-за отс>тствия точной информаш1и по ним

и постоянного контроля за актуализацией этой информации;

• отсутствием контроля и ошибками в выставлении счетов клиентам,

пользующимся специальными тарифами;

• отсутствием контроля и \'чста откорректированных счетов и т.п.

3.2.2. Потери от хищений элек'троэнсрти

"^го одна из наиболее существенных составляюЩ1тх коммерческих

потерь, которая является предметом заботы энергетиков в большинстве

стран м»фа.

Опыт борьбы с хищениями электроэнергии в различных странах

обобщается специальной «Экспертной групгюй по изучению вопросов,

касающихся кражи электроэнерши и неоплаченных счетов (неплате-

жей)». Группа органшована в рамках исследовательского ком1ггета по

экономике и тарифам международной орган»шш1И UNIPEDE. Соглас-

но отчет>', подготовленному этой фуппой в декабре 1998 г., термин

«кража электроэнергии» применяется только в тех случаях, когда элек-

трознершя ис учитывается iijh не полностью регистрируется по вине

иотрсбителя, либо когда потребитель вскрывает счетчик jlth нарушает

систему подачи злскгропигания с целью снижения учитываемого счет-

чиком расхола потребляемой электроэнерп«и.

Обоб1исние международного и отечественного опыта по борьбе с

хищениями элекфоэнергии показа.'ю, что в основном этими хищения-

ми занимаются бытовые потребители. Имеют место кражи электро-

энергии. осушесгвляемые промышленными и торговыми предпри-

ятиями. но объем этих краж нелыя считать опрелеляюшим.

Хищения электроэнергии имеют достаточно четкую тенденцию к

росту, особенно в регионах с неблагополучным теплоснабжением по-

треб«пелсй в холодные периоды гола. А также практически во всех

регионах в осенне-вссенние периоды, когда температура воздуха гже

сильно понизилась, а отопление еше не включено.

Существуют три основных фуппы способов хищений электроэнер-

гии: механические, электрические, магнитные.

Мс\а1П1ческие способы хищений электроэнергии

Механическое вмешательство в работу (механическое вскрытие)

счетчика,-которое может принимать различные формы, включая;

• сверление отверстий в донной части корпуса, крышке или стекле

счетчика; вставка (в отверстие) различных предметов типа пленки

шириной 35 мм. иглы и т.п. для того, чтобы остановить вращение

диска tuiH сбросить показания счетчика:

• перемещение счет^шка ш нор.мального вертикального в пат>тори-

зо1ггальное положение для того, чтобы снизить скорость вращения

диска:

• самовольный срыв пломб, нарушение в центровке осей механизмов

(шестерен) .ътя предотвращения полной регистрации расхода элек-

троэнергии,

• раскатывание стекла при вставке пленки, которая остановит диско-

вое вращение.

Обычно механическое вмешательство оставляет след на счетчике,

но его трудно обнаружить, если счетчик не будет полностью очищен

от пыли и фязи и осмотрен опытным специалистом.

К механическому способу хищения электроэнергии .можно отнести

достаточно широко распространенные в России умьшыенные повреж-

дения СЭ бытовыми потребителями ilth хищения счетчиков, установ-

ленных на лестничных клетках жилых домов. Как показа-з анализ, ди-