Потери мощности и электроэнергии

В электрических сетях

В современных электроэнергетических системах электроэнергия передается к потребителям от генераторов станций по линиям сетей разных напряжений, т.е. под­вергается неоднократной трансформации. Передача электроэнергии в электроэнергетических системах связана с потерями мощности и энергии, как в линиях, так и в транс­форматорах.

Для правильного проектирования и эксплуатации надо уметь определять по­тери мощности и энергии в сети.

Но прежде чем перейти к расчетам потерь мощности и электроэнергии, рассмотрим одну из основных характеристик нагрузки любого узла сети – графики нагрузки, представляющие собой плавные, ломаные или ступенчатые кривые, построенные в прямоугольных осях координат, причем по оси ординат откладывают мощность нагрузки, а по оси абсцисс – время, в течение которого рассматривается ее изменение. На рис. 9.1 качестве примера представлены графики нескольких видов нагрузки, характеризующие изменение активной мощности, потребляемой нагрузкой за одни сутки. Такие графики называются суточными графиками нагрузки. Нетрудно видеть, что приведенные графики существенно отличаются один от другого, отражая характерные условия работы таких различных пот­ребителей, как часовой завод, молочный завод, школа.

Рис. 9.1. Суточные графики нагрузки. а – часового завода, б – молоко­завода, в – школы.

На основе суточных графиков можно получить годовые графики нагрузки. Одной из его основных форм, широко использующемой при проектировании и в практике эксплуатации электрических сетей, являются годовые графики нагрузки по продолжительности. На рис. 9.2а представлен ступенчатый годовой график нагрузки по продолжительности, показывающий продолжительность работы сети с данной нагрузкой. Такой график представляет собой диаграмму постепенно убывающих значений мощности, каждому из которых соответствует время, в течение которого данная мощность потребуется потребителю в разрезе года.

Годовой график нагрузки по продолжительности позволяет определить энергию, получаемую потребителем за год:

.

Годовой график нагрузки по продолжительности удобно характеризовать показателем – Т_нб – время использования наибольшей нагрузки, в течение которого потребитель, работая с наибольшей нагрузкой Р_нб, получил бы из сети такое же количество энергии, что и при работе по действительному графику нагрузки в течение года. Запишем это условие:

.

Откуда

Время использования наибольшей нагрузки для каждого типа потребителей свое, и при расчетах его определяют на основе статистических или справочных данных. Так, например, непрерывное химическое и металлургическое производство характеризуется средним значением 8500 ч/год, магистральный электрифицированный транспорт – 8000 ч/год, нефтедобыча – 7400 ч/год, осветительная нагрузка – 1500-2000 ч/год, бытовые электроприборы – 1400-3400 ч/год, односменные промышленные предприятия – 2000-3000 ч/год, двухсменные – 3000-4500 ч/год, трехсменные – 4500-8000 ч/год.

Введя понятие времени использования наибольшей нагрузки и определив энергию, которую получает потребитель из сети, используя это время, перейдем к определению потерь мощности и электроэнергии в сети.

Потери мощности в элементах электрических сетей делятся на две основные группы: условно-постоянные потери (потери холостого хода, на корону), т.е. потери, не зависящие от нагрузки, и условно-переменные (нагрузочные потери), т.е. потери, зависящие от нагрузки.

Потери активной мощности в продольной ветви схемы замещения, состоящей из активного R и реактивного X сопротивлений, при передаче активной P и реактивной Q мощности определяются:

ΔP = 3^.I^2.R = 3^.(S/ ^.U)^2.R = (P² + Q²)/U^2.R,

где I – ток нагрузки, U – линейное напряжение.

Аналогично определяются потери реактивной мощности:

ΔQ =3^.I^2.X = (P² + Q²)/U^2.X.

Приведенные формулы определения потерь мощности справедливы для продольных ветвей как электрических линий, так и трансформаторов.

Суммарные потери мощности в электрических линиях: ΔP_Σ = ΔP + ΔP_кор, ΔQ_Σ = ΔQ – Q_c.

Суммарные потери мощности в трансформаторах: ΔS_Σ = ΔS + ΔS_х.

Потери электроэнергии подразделяются также, как и потери мощности.

Условно-переменные потери электроэнергии в элементе сети можно определить, умножив потери активной мощности на время работы сети с данной нагрузкой. А так как нагрузка потребителей колеблется с течением времени, то и величина потерь также изменяется. Таким образом, потери электроэнергии должны быть получены путем интегрирования значений потерь мощности за бесконечно малые промежутки времени:

,

при условии, что коэффициент мощности постоянен во времени. Эту функцию обычно изображают в виде графика нагрузки. На рис. 9.2б представлен ступенчатый годовой график квадратов нагрузки по продолжительности. Заштрихованная площадь под графиком в некотором масштабе соответствует величине потерь электроэнергии. Для многоступенчатого графика (например, рис. 9.2б) интеграл заменяется знаком суммы:

.

Рис. 9.2. Ступенчатый годовой график нагрузки по продолжительности (а), квадратов нагрузки по продолжительности (б).

Описанный метод определения потерь электроэнергии по графику нагрузки обладает высокой точностью, но имеет ряд неудобств, и применим, когда известен график нагрузки. Поэтому более распространен метод определения потерь электроэнергии по времени наибольших потерь, который значительно упрощает расчеты.

Перепишем выражение для потерь электроэнергии, вынося за знак интеграла наибольшую нагрузку Р_нб:

,

где τ – время наибольших потерь.

Так как конфигурация квадратичного графика (рис. 9.2б) отражает конфигурацию исходного графика нагрузки (рис. 9.2а), а последний характеризуется определенным значением времени использования наибольшей нагрузки, то время наибольших потерь является некоторой его функцией. Их связь приближенно устанавливается следующей эмпирической формулой:

τ = (0,124 + Т_нб /10000)^{2 .}8760.

Вторая составляющая суммарных потерь электроэнергии в элементе, не зависящая от передаваемой по нему мощности, определяется как произведение потерь активной мощности в активных проводимостях поперечных ветвей схемы заме­щения и числа часов работы элемента в году – временем включения – Т_вкл: ΔЭ = ΔР^.T_вкл.

Суммарные годовые потери энергии в различных элементах сети определяются по следующим формулам:

в ВЛ ΔЭ = ΔР_кор^.T_вкл + Р_нб^.τ;

в КЛ ΔЭ = ΔР_из^.T_вкл + Р_нб^.τ, где ΔР_из = Q_c^.tgδ – потери в изоляции кабеля (диэлектрические потери);

в трансформаторах ΔЭ = ΔР_х^.T_вкл + ΔР_к^.(S_макс/S_{т ном})^2.τ.

Суммарные потери электроэнергии в элементах электрических сетей достигают значительных величин, составляя для различных энергосистем 5–15% от поступающей в сеть электроэнергии в зависи­мости от плотности графиков нагрузки, конфигурации сети, количест­ва ступеней трансформации и других факторов. Если соотнести эти потери с суммарной выработкой электроэнергии электростанциями России в 1995 г., которая составила примерно 850 млрд. кВтч, и взять в качестве среднего значения 9%, то оказывается, что потери составляют около 75 млрд. кВтч. Для энергосистем число часов максимальных потерь мощности лежит в диапазоне 3500–4500 ч. Если принять в качестве среднего значения τ = 4000 ч, то соответствую­щие потери мощности в режиме наибольших нагрузок составят 75^.10⁹/4000 = 19^.10⁶ кВт = 19 ГВт, что примерно равно установленной мощности трех таких электростанций, как наиболее крупная в России Саяно-Шушенская ГЭС. В среднем, эти потери обходятся государству в сотни миллионов рублей в год, так как для покрытия этих потерь требуются дополнительные капитальные вложения на уста­новку дополнительного оборудования на станциях, компенсирующих устройств, дополнительный персонал, топливо и т. п.

Как эти потери распределяются между сетями различных номи­нальных напряжений? Структура потерь электроэнергии в сетях общего пользования мо­жет характеризоваться следующими величинами. Потери в сетях напряжением, кВ: 750 – 1%, 500 – 9%, 330 – 7%, 220 – 16%, 110–150 – 28%, 0,4–35 – 32%; потери на корону – 2%, потери в остальных элементах энергосистемы (в реакторах, генераторах, работающих в режиме синхронного компенсатора, измерительных приборах, трансформаторах тока и напряжения) – 3%; собственные нужды подстанций – 2%.

Потери энергии в трансформаторах и автотрансформато­рах составляют около 30 % суммарных потерь в сети соответствующей ступени напряжения.

Все эти цифры приводятся с целью обратить внимание на остроту проблемы сокращения потерь электроэнергии в электрических сетях всех номинальных напряжений.

При анализе потерь электроэнергии принято различать следующие виды потерь:

– отчетная величина потерь электроэнергии в энергосисте­ме – определяется как разность между количеством элек­троэнергии, отпущенной в сеть собственными электростан­циями, электростанциями других ведомств и соседними энергоуправлениями, и реализованной электроэнерги­ей, вычисленной по сумме оплаченных счетов от потреби­телей;

– расчетная или техническая величина потерь – опреде­ляется по известным параметрам режимов работы и пара­метрам элементов сети, она обусловлена расходом электро­энергии на нагрев проводников и создание электромагнит­ных полей;

– коммерческие потери – определяются как разность меж­ду отчетными и техническими потерями, они обусловлены несовершенством системы учета, неодновременностью и не­точностью снятия показаний счетчиков, погрешностью ис­пользуемых приборов учета, неравномерностью оплаты электропотребления, наличием безучетных потребителей, хищениями и т. д.

В энергосистемах проводятся систематические исследования по отысканию путей и разработке мероприятий, снижающих потери мощности и энергии. В исследовательских лабораториях решаются проблемы и производится по­иск принципиально новых способов передачи энергии, о которых упоминалось в темах 2 и 3.

Для снижения потерь электроэнергии разработано мно­жество мероприятий. Сложность проблемы выбора опти­мального состава мероприятий привела к необходимости их классификации. В настоящее время нет единой установившейся клас­сификации мероприятий по снижению потерь мощности и энергии. Чаще всего используется следующая классификация. Мероприятия делятся на три группы: орга­низационные, технические и мероприятия по совершенство­ванию систем расчетного и технического учета электро­энергии.

Следует отметить, что снижение потерь электроэнергии в сетях является частью общей задачи повышения эконо­мичности работы энергосистемы. Не всякое снижение по­терь в сети повышает экономичность работы энергосистемы в целом. Снизить потери можно и экономически нецеле­сообразными способами. Вместе с тем повышение эконо­мичности работы энергосистем не всегда сопровождается снижением потерь в сетях. Имеются, в частности, мероприя­тия, которые повышают экономичность работы энергоси­стемы в целом и уменьшают или увеличивают потери электроэнергии в сетях в зависимости от особенностей их режимов.

Организационные мероприятия практически не требуют капиталовложений. К ним относятся совершенствование эксплуатационного обслуживания электрических сетей и оптимизации рабочих схем сетей и режимов их работы:

– оптимизация мест размыкания неоднородных сетей;

– оптимизация уровней напряжения в сети (потери мощности обратно пропорциональны квадрату напряжения, поэтому даже незначительное повышение напряжения дает значительное снижение потерь мощности);

– отключение трансформаторов с сезонной нагрузкой;

– перевод генераторов в режим синхронного компенсатора.

Технические мероприятия требуют капиталовложений. К ним относятся мероприятия по реконструкции, модернизации или строи­тельству сетей, замене или установке дополнительного обо­рудования. Их можно разделить на две группы:

а) мероприятия по развитию электрических сетей с сопутствующим эффектом ограничения потерь:

– сооружение новых центров питания электрической сети (подстанций высшего напряжения);

– установка дополнительных трансформаторов и замена на более мощ­ные перегруженных трансформаторов;

– строительство «разгрузочных» линий и подстанций;

– установка компенсирующих устройств с целью обеспечения норма­тивных уровней напряжения;

– перевод линий на повышенное напряжение.

б) мероприятия, направленные специ­ально на снижение потерь электроэнергии:

– повышение степени компенсации реактивной мощности у потреби­телей;

– установка в электрических сетях системы дополнительных компен­сирующих устройств сверх необходимых для обеспечения нормативных уровней напряжения;

– установка выключателей на подстанциях для секционирования сети с целью оптимизации режима ее работы;

– установка устройств продольно-поперечного регулирования потоков мощности в неоднородных замкнутых сетях.

Совершенствование систем технического и расчетного учета электроэнергии позволяет обеспечить расчеты по выбору мероприятий по снижению потерь более точной инфор­мацией и увеличить эффективность последних. Поэтому связь мероприятий по совершенствованию систем учета электроэнергии с мероприятиями по снижению по­терь косвенная, проявляющаяся через повы­шение эффективности мероприятий по снижению техничес­ких потерь.