Особенности расчёта потерь электроэнергии в местных распределительных сетях

В настоящее время потери электроэнергии учитываются в виде процентной надбавки, исчисляемой от потребляемой активной энергии для потребителей, имеющих приборы учёта не на границе балансовой принадлежности. Процентные ставки потерь нормируются следующим образом:

· сети 6-10 кВ – 3, 26%;

· трансформаторы – 2, 66%;

· сети 0, 4 кВ – 6, 32%.

Считать указанные процентные ставки универсальными нельзя, поскольку их применение не обосновывается ответами на ряд следующих вопросов:

1. Каким образом учитывается параметры ЛЭП (их длина, сечение), сопротивление короткого замыкания трансформатора? Перечисленные параметры являются однозначными лишь для определённого потребителя и его схемы электроснабжения.

2. Как вышеприведённые процентные ставки отражают режимы потребления электроэнергии (неравномерность графика нагрузки, степень асимметрии по фазам, коэффициент мощности)? Перечисленные величины имеют широкий диапазон варьирования как для электропотребителей различного характера, так и для определённого электроптребителя в течение суток, месяца, года и т.п.

Влияние параметров ЛЭП и трансформатора является очевидным, и их учёт требует принятия организационно-технических мер, направленных на единовременные измерения или расчёт перечисленных параметров согласно существующей схеме электроснабжения предприятия и типа установленного трансформатора. Учёт режима электропотребления требует более детальной теоретической проработки и, очевидно, применения на практике соответствующих технических устройств, регистрирующих в течение отчётного периода равномерность графика нагрузки, степень асимметрии нагрузки по фазам и коэффициент мощности нагрузки.

Таким образом, для оценки количественного влияния вышеперечисленных факторов на уровень потерь электроэнергии в ЛЭП и обмотках трансформаторов является необходимым:

а) разработать математическое описание потерь, отражающее ранее упомянутые факторы;

б) соизмерить уровень потерь с потребляемой активной электроэнергией.

При условном постоянстве уровня нагрузки (график 1 на рис.7.6) и равномерного распределения её по фазам влияние реактивной составляющей тока на потери в сети учитываются усреднённым значением коэффициента мощности (cosφ). Потери электроэнергии в сети ∆ W (кВт∙ час) определяются следующим выражением:

(7.15)

где I_a – активная составляющая тока в сети питания, А;

r_л – сумма активного сопротивления провода, потери в котором рассчитываются, и активного сопротивления короткого замыкания трансформатора, Ом;

∆ t – учитываемый интервал времени, час.

Потери электроэнергии для ступенчатого графика нагрузки (график 2 на рис.7.6) находятся из выражения

(7.16)

где I₁ и I₂ – полный ток в сети питания соответственно для каждого интервала времени, А.

Потери электроэнергии в условиях асимметрии по фазам в течение интервала времени ∆ t_i, характеризующегося неизменными значениями токов в фазах, рассчитываются по формуле:

(7.17)

где I_ср – среднее значение полного тока в фазе, А;

- коэффициенты несимметрии соответствующих фаз,

учитывающие отклонение тока в фазе от среднего значения тока трехфазной сети.

Рис.7.6. График равномерной (1) и неравномерной (2) нагрузок сети.

Среднее значение полного тока в фазе сети может быть найдено из соотношения

(7.18)

где I_{A, a}, I_{B, a}, I_{C, a} – активная составляющая тока в соответствующей фазе сети питания.

Из (7.18) следует, что среднее значение полного тока в фазе является функцией шести независимых переменных, указанных в правой части этого уравнения. Следовательно, имеется реальная возможность существования практически бесконечного числа этих переменных, обеспечивающих одну и туже величину I_cp.

При существующей системе учёта потребления электроэнергии в местных распределительных сетях трёхфазные счётчики устанавливаются на стороне низшего напряжения и фиксируют суммарное потребление электроэнергии за некоторый интервал времени. По этим измерениям даже в условиях постоянного уровня потребления электроэнергии можно рассчитать только среднее значение активной составляющей тока в сети I_{cp, a}. Величина этой составляющей тока для сети питания, подключенной к понизительной трансформаторной подстанции находится из соотношения:

(7.19)

где W –количество электроэнергии, потреблённой с шин низшего напряжения подстанции, кВт∙ час;

U₂ – линейное напряжение на шинах низшего напряжения, В;

∆ t – учитываемый интервал времени, час;

К=U₁/U₂ – коэффициент трансформации трансформатора.

Из (7.19) невозможно однозначно перейти к расчёту потерь по (7.17), что свидетельствует об отсутствии расчётных обоснований ранее названных процентных ставок потерь. Эти ставки директивно увязывают потери электроэнергии потребителей, чьи приборы учёта находятся не на границе балансовой принадлежности сети, с количеством израсходованной потребителем электроэнергии. В связи с изложенным установленные процентные ставки потерь можно оправдать лишь среднестатистическими данными, которые в большей или меньшей степени будут соответствовать действительным уровням потерь. Как было показано, при одних и тех же значениях r_л и I_{cp, a} уровень потерь будет зависеть от коэффициентов мощности и асимметрии нагрузок по фазам. Оба этих параметра могут существенно варьироваться от потребителя к потребителю, а также у одного и того же потребителя в течение суток и посезонно. Следовательно, при существующем в настоящее время приборном обеспечении измерения потребления электроэнергии реальный уровень потерь может значительно отличаться от величин, регламентированных процентными ставками потерь.