Нагрузочные потери активной мощности ∆P в трехфазном элементе сети с сопротивлением фазы R и током в фазе I определяют по формуле
Напряжение, используемое в формуле (2.1), должно относиться к узлу, в котором заданы значения P и Q (если P и Q заданы в начальной точке ветви, то и U должно соответствовать этой точке, и наоборот).
Значения P и Q в ветвях сети обычно изначально неизвестны, а известны нагрузки в ее узлах (на подстанциях). Целью расчета установившегося режима (УР) является определение значений P и Q 31 в каждой ветви сети по данным об их значениях в узлах. Потери мощности в сети в целом определяются как сумма значений, рассчитанных для каждого элемента по формуле (2.1).
Потери электроэнергии представляют собой сумму потерь мощности во всех режимах расчетного периода. Для того чтобы рассчитать все часовые режимы (720–744 режима в месяце и 8760 в году), необходимо знать нагрузки узлов в каждом из этих режимов. Осуществить такой расчет на практике возможно только при наличии системы телеизмерений (ТИ) нагрузок, автоматически поставляющей данные о текущих нагрузках узлов в вычислительный центр. Если же измеряются нагрузки ветвей, то нет необходимости проводить и расчет УР, достаточно суммировать потери мощности, рассчитанные для каждой ветви по формуле (2.1).
Вместе с тем известно, что средствами ТИ в настоящее время оснащены далеко не все, даже основные, сети напряжением 110 кВ и выше. Тем более нет оснований ожидать, что в ближайшем будущем ими будут оснащены все радиальные сети 35 кВ и ниже. Поэтому возникает задача расчета потерь электроэнергии за расчетный период (месяц, год) на основе расчета потерь мощности в ограниченном числе входящих в этот период режимов.
Значения P и Q в узлах нагрузки и генерации энергии могут быть известны для каждого часа суток из контрольных замеров. Они, как правило, осуществляются два раза в год – в один из рабочих дней июня (летний замер) и декабря (зимний замер). Очевидно, что данные замеры не могут полностью характеризовать нагрузки в другие дни расчетных периодов, которыми, как правило, являются каждый месяц, квартал или год.
Интегральным показателем режимов за расчетный период является энергия, потребленная (генерированная) в узле. Однако по энергии можно определить лишь среднюю нагрузку узла. Суточные графики P и Q в расчетном месяце можно определить, используя значение энергии в расчетном месяце и конфигурацию суточного графика нагрузки в день контрольных замеров.
Однако при этом встает вопрос, конфигурацию какого графика использовать при расчете потерь, например, за апрель, имея графики за июнь и декабрь прошлого года? Рекомендации по искусственному восстановлению отсутствующих графиков описаны в данной главе. Очевидно, что при этом приходится применять некоторые допущения, что всегда в той или иной мере увеличивает погрешность расчета.
В формуле (2.1) все величины изменяются во времени: нагрузки P и Q – вследствие включения и отключения ЭП, напряжения в узлах – вследствие изменения нагрузок и действия устройств РН, 32 сопротивления линий – вследствие изменения температуры проводов, вызванного изменением температуры окружающего воздуха и нагревом провода протекающим по нему током.
Для расчета потерь электроэнергии в этой ситуации необходимо потери мощности в рассчитанных режимах умножить на определенные тем или иным способом интегрирующие множители, численные значения которых рассчитывают на основе данных о графике суммарной нагрузки сети, графике напряжения в контрольном узле и среднемесячных температурах окружающего воздуха.
Объем и характер исходных данных о схемах и нагрузках сетей различных классов напряжения существенно различаются, поэтому для расчета потерь электроэнергии в них применяются разные методы.
Сети 110 кВ и выше. На подстанциях этих сетей, как правило, проводятся описанные выше контрольные замеры, поэтому в расчете потерь может использоваться наиболее полная информация – значения энергии, потребленной в узлах за расчетный месяц, и конфигурация суточных графиков нагрузки в дни контрольных замеров.
Сети 35 кВ. На некоторых подстанциях этих сетей значения P и Q измеряются не во все часы суток, а лишь в показательные часы (утреннего и вечернего максимумов и ночного минимума). При отсутствии почасовых суточных графиков на подстанциях приходится ориентироваться только на значения энергии, потребленной в узлах за расчетный месяц, и данные о числе часов использования максимальной нагрузки сети (коэффициенте заполнения графика нагрузки).
Сети 6–20 кВ. Для этих сетей известны схемы фидеров и отпуск электроэнергии в каждый фидер по головному участку (суммарное потребление энергии с учетом потерь энергии в фидере). Потребление энергии в узлах сети может быть известно только на части трансформаторных подстанций (ТП) 6–20/0,4 кВ, подключенных к сети. Разность отпуска электроэнергии в фидер и суммарного потребления энергии ТП, для которых эти значения известны, и отпуска электроэнергии непосредственно с напряжения 6–20 кВ (транзит) представляет собой суммарное потребление энергии теми ТП, для которых данные о потреблении энергии отсутствуют.
Для определения приближенных значений энергии на каждой из таких ТП обычно принимают допущение о распределении суммарного потребления энергии этими ТП пропорционально их номинальной мощности. Иногда из контрольных замеров известны данные о коэффициентах загрузки этих ТП, позволяющие приблизить расчетное распределение суммарной нагрузки к фактическому. Затем с по- 33 мощью итерационного расчета режима «снизу вверх» и «сверху вниз» добиваются равенства суммы узловых нагрузок и потерь в сети заданной нагрузке головного участка. Таким способом определяются приблизительные нагрузки этих ТП.
Схемы и параметры элементов сетей 6–20 кВ и выше предполагаются известными. Отличием расчетов является то, что для сетей 35 кВ и выше узловые нагрузки известны изначально, а суммарная нагрузка получается в результате расчета, а для сетей 6–20 кВ изначально известна суммарная нагрузка, а узловые нагрузки части ТП получают в результате расчета. Так как в сетях 6–20 кВ и выше нагрузки фаз практически одинаковы, то при расчете режимов используют однолинейную схему, то есть фактически схему одной фазы.
Сети 0,4 кВ. При известных схемах этих сетей для расчета потерь могут использоваться те же методы, что и для сетей более высоких напряжений. Особенностью таких сетей является неодинаковость нагрузок фаз, а также наличие неполнофазных участков (двухфазных и однофазных ответвлений от магистрали). Большинство нагрузок в этих сетях однофазные, подключенные между фазным и нулевым проводами на напряжение 0,23 кВ. Несмотря на то что нагрузки стараются присоединить к трехфазной сети равномерно между фазами, это не всегда удается. Кроме того, включение и отключение абонентами ЭП происходит независимо друг от друга. Поэтому расчет режимов сетей 0,4 кВ необходимо проводить по каждой фазе, имеющей свою схему и свои нагрузки.
Учет этих факторов необходим при расчете отклонений напряжения в узлах сети и определения их соответствия требованиям стандарта на качество электроэнергии. В настоящее время такие расчеты обычно делают только для выборки сетей. Большое число линий 0,4 кВ, трудоемкость введения в программы информации об их схемах, отсутствие достоверных данных о нагрузках затрудняют проведение такого расчета для всех линий, находящихся на балансе подразделения.
В то же время для многих практических задач (составление баланса электроэнергии, расчет потерь электроэнергии для целей их нормирования и т. п.) достаточно рассчитать суммарные потери в этих сетях. Как будет показано далее, суммарные потери могут быть с приемлемой точностью определены и на основе обобщенных параметров таких сетей – количества линий, отходящих от ТП 6–20/0,4 кВ, сечений их головных участков и суммарных длин магистралей, двухфазных и однофазных ответвлений – без использования полных схем линий.
