Дипломная работа: Потери электроэнергии в распределительных электрических сетях
Потери во вторичной нагрузке ΔР2ТН
зависят от класса точности ТН КТН. Причем, для
трансформаторов напряжением 6-10 кВ эта зависимость линейная. При номинальной
нагрузке для ТН данного класса напряжения ΔР2ТН ≈
40 Вт. Однако на практике вторичные цепи ТН часто перегружаются, поэтому
указанные значения необходимо умножать на коэффициент загрузки вторичной цепи
ТН β2ТН. Учитывая вышеизложенное, суммарные потери
электроэнергии в ТН и нагрузке его вторичной цепи определяют по формулам, тыс. кВт-ч:
. (1.9)
Потери в изоляции кабельных
линий, которые определяют по формуле, кВтч:
, (1.10)
где bc
- емкостная проводимость кабеля, Сим/км;
U
- напряжение, кВ;
Lкаб
- длина кабеля, км;
tgφ
- тангенс угла диэлектрических потерь, определяемый по формуле:
, (1.11)
где Тсл - число
лет эксплуатации кабеля;
аτ -
коэффициент старения, учитывающий старение изоляции в течение
эксплуатации. Происходящее при
этом увеличение тангенса угла
диэлектрических потерь
отражается второй скобкой формулы.
Корректировка с погодными
условиями существует для большинства видов потерь. Уровень электропотребления,
определяющий потоки мощности в ветвях и напряжение в узлах сети, существенно
зависит от погодных условий. Сезонная динамика зримо проявляется в нагрузочных
потерях, расходе электроэнергии на собственные нужды подстанций и недоучете
электроэнергии. Но в этих случаях зависимость от погодных условий выражается в
основном через один фактор - температуру воздуха.
Вместе с тем существуют
составляющие потерь, значение которых определяется не столько температурой,
сколько видом погоды. К ним прежде всего, следует отнести потери на корону,
возникающую на проводах высоковольтных линий электропередачи из-за большой
напряженности электрического поля на их поверхности. В качестве типовых видов
погоды при расчете потерь на корону принято выделять хорошую погоду, сухой
снег, дождь и изморозь (в порядке возрастания потерь).
При увлажнение загрязненного
изолятора на его поверхности возникает проводящая среда, (электролит), что
способствует существенному возрастанию тока утечки. Эти потери происходят в
основном при влажной погоде (туман, роса, моросящие дожди). По данным
статистики годовые потери электроэнергии в сетях АО-энерго из-за токов утечки
по изоляторам ВЛ всех напряжений оказываются соизмеримыми с потерями на корону.
При этом приблизительно половина их суммарного значения приходится на сети 35
кВ и ниже. Важно то, что и токи утечки, и потери на корону имеют чисто активный
характер и поэтому являются прямой составляющей потерь электроэнергии.
Климатические потери включают:
Потери на корону. Потери на
корону зависят от сечения провода и рабочего напряжения (чем меньше сечение и
выше напряжение, тем больше удельная напряженность на поверхности провода и тем
больше потери), конструкции фазы, протяженности линии, а также от погоды. Удельные
потери при различных погодных условиях определяют на основании экспериментальных
исследований. Потери от токов утечки по изоляторам воздушных линий. Минимальная
длина пути тока утечки по изоляторам нормируется в зависимости от степени
загрязненности атмосферы (СЗА). При этом приводимые в литературе данные о
сопротивлениях изоляторов весьма разнородны и не привязаны к уровню СЗА.
Мощность, выделяющуюся на одном
изоляторе, определяют по формуле, кВт:
, (1.11)
где Uиз
- напряжение, приходящееся на изолятор, кВ;
Rиз
- его сопротивление, кОм.
Потери электроэнергии,
обусловленные токами утечки по изоляторам ВЛ, можно определить по формуле, тыс.
кВт-ч:
, (1.12)
где Твл - продолжительность
в расчетном периоде влажной погоды
(туман, роса и моросящие дожди);
Nгир
- число гирлянд изоляторов.
Далее рассмотрим методы расчета
потерь электроэнергии.
Точное определение потерь за
интервал времени Т возможно при известных параметрах R и ΔРх и функций времени I (t) и U (t) на всем интервале. Параметры
R и ΔРх обычно известны,
и в расчетах их считают постоянными [2]. Но при этом сопротивление проводника
зависит от температуры.
Информация о режимных параметрах
I (t) и U (t) имеется обычно лишь
для дней контрольных замеров. На большинстве подстанций без обслуживающего
персонала они регистрируются 3 раза за контрольные сутки. Эта информация
является неполной и ограничено достоверной, так как замеры проводятся
аппаратурой с определенным классом точности и не одновременно на всех
подстанциях.
В зависимости от полноты
информации о нагрузках элементов сети для расчетов нагрузочных потерь могут
использоваться следующие методы:
Методы поэлементных расчетов,
использующие формулу:
, (2.1)
где k - число элементов
сети;
Iij
- токовая нагрузка i-го элемента
сопротивлением Ri в
момент времени j;
Δt - периодичность
опроса датчиков, фиксирующих
токовые нагрузки элементов.
Методы характерных режимов,
использующие формулу:
, (2.2)
где ΔРi - нагрузочные потери мощности в сети в i-м режиме
продолжительностью ti часов;
n
- число режимов.
Методы характерных суток,
использующие формулу:
, (2.3)
где m
- число характерных суток, потери электроэнергии за каждые из которых,
рассчитанные по известным графикам нагрузки
в узлах сети, составляют ΔWнci,
Дэкi - эквивалентная продолжительность в году i-го характерного
графика (число суток).
4. Методы числа часов наибольших
потерь τ, использующие формулу:
, (2.4)
где ΔРmax - потери мощности в режиме максимальной
нагрузки сети.
5. Методы средних нагрузок,
использующие формулу:
, (2.5)
где ΔРсp - потери мощности в сети при средних нагрузках узлов
(или в сети в целом) за время Т;
kф
- коэффициент формы графика мощности или тока.
6. Статистические методы, использующие
регрессионные зависимости потерь электроэнергии от обобщенных характеристик
схем и режимов электрических сетей.
Методы 1-5 предусматривают проведение
электрических расчетов сети при заданных
значениях параметров схемы и нагрузок. Иначе их называют схемотехническими
[2].
При использовании статистических
методов потери электроэнергии рассчитывают на основе устойчивых статистических
зависимостей потерь от обобщенных параметров сети, например суммарной нагрузки,
суммарной длины линий, числа подстанций и т.п. Сами же зависимости получают им
основе статистической обработки определенного количества схемотехнических
расчетов, для каждого из которых известны рассчитанное значение потерь и
значения факторов, связь потерь с которыми устанавливается.
Статистические методы не
позволяют наметить конкретные мероприятия по снижению потерь. Их используют для
оценки суммарных потерь в сети. Но при этом, примененные к множеству объектов,
например линий 6-10 кВ, позволяют с большой вероятностью выявить те из них, в
которых находятся места с повышенными потерями [2]. Это дает возможность сильно
сократить объем схемотехнических расчетов, а следовательно, и уменьшить
трудозатраты на их проведение.
При проведении схемотехнических
расчетов ряд исходных данных и результаты расчетов могут представляться в
вероятностной форме, например в виде математических ожиданий и дисперсий. В
этих случаях применяется аппарат теории вероятностей, поэтому эти методы называются
вероятностными схемотехническими методами [4].
Для определения τ и kф, используемых в методах 4 и 5, существует
ряд формул. Наиболее приемлемыми для практических расчетов являются следующие:
; (2.6)
, (2.7)
где kз
- коэффициент заполнения графика, равный относительному числу часов
использования максимальной нагрузки.
По особенностям схем и режимов
электрических сетей и информационной обеспеченности расчетов выделяют пять
групп сетей, расчет потерь электроэнергии в которых производят различными
методами [1]:
транзитные электрические сети
220 кВ и выше (межсистемные связи), через которые осуществляется обмен
мощностью между энергосистемами.
Для транзитных электрических
сетей характерно наличие нагрузок, переменных по значению, а часто и по знаку (реверсивные
потоки мощности). Параметры режимов этих сетей обычно измеряются ежечасно.
замкнутые электрические сети 110
кВ и выше, практически не участвующие в обмене мощностью между энергосистемами;
Страницы: 1, 2, 3, 4, 5, 6, 7, 8, 9 |