ТЕОРИЯ РАСЧЕТА ПОТЕРЬ ЭЛЕКТРОЭНЕРГИИ В ФИДЕРАХ 10 кВ

Энергоресурсы (электрическая энергия) являются единственным видом товара, для поставки которого от места выработки до места использования не используются другие ресурсы.

К внешнеэкономическим задачам относятся задачи обоснования уровня потерь для определения тарифовнаэлектроэнергию, устанавливаемых региональными энергетическими комиссиями (РЭК), и составление отчетности передсоответствующими департаментами РАО «ЕЭС России».Потери активной мощности в сети с сопротивлением Rпринапряжении U определяют по формуле:∆Р = (Р² +Q²) R/U²_ном, где P и Q –активная и реактивная мощности, передаваемые по элементу.В большинстве случаев значения P и Q на элементах сети изначально неизвестны. Как правило, известны нагрузки в узлах сети (на подстанциях).

Целью электрического расчета (расчета установившегося режима УР) в любой сети является определение значений в узлах. Для сетей 35 кВ и выше обычно известны значения P и Q в узлах нагрузки. В результате расчета УР выявляются потоки P и Q в каждом элементе. Для сетей 6-20 кВ известен, как правило, лишь отпуск электроэнергии через головной участок фидера, т. е. фактически суммарная нагрузка всех ТП 6-20/0,4 кВ, включая потери в фидере. По отпуску энергии могут быть определены средние значения P и Q на головном участке фидера. Для расчета значения P и Q в каждом элементе необходимо принять какое-либо допущение о распределении суммарной нагрузки между ТП. Обычно принимают единственно возможное в этом случае допущение о распределении нагрузки пропорционально установленным мощностям ТП. Затем с помощью итерационного расчета снизу вверх и сверху вниз корректируют эти нагрузки так, чтобы добиться равенства суммы узловых нагрузок и потерь в сети заданной нагрузки головного участка. Таким образом, искусственно восстанавливаются отсутствующие данные об узловых нагрузках, и задача сводится к первомуслучаю.

В описанных задачах схема и параметры элементов сети известны. Отличием расчетов является то, что в первой задаче узловые нагрузки считаются исходными, а суммарная нагрузка получается в результате расчета; во второй известна суммарная нагрузка, а узловые нагрузки получают в результате расчета.

Таким образом, выбор метода расчета потерь зависит от имеющейся информации о параметрах элементов сети, реально существующих на местах средств учета, а также от периодичности снятия показаний. Ввиду этого для Тульских РЭС применим метод на основе расчета по воздушным фидерам в сети 10 кВ. Рассчитаны 13 фидеров 10 кВ.

В работе рассматривается принятая методика расчета потерь в сетях 10 кВ. Приводятся результаты расчета потерь в сетях10кВ Кстовских РЭС. Расчеты выполнены на основе рассмотренной методики.

Показано, что: разброс параметров фидеров большой; годовые потери по РЭС составили 8,82. При этом потери по месяцам составляют от 7,11 до 11,64;рассмотренымероприятия по снижению потерь за счет замены недогруженных трансформаторов на трансформаторы с меньшей мощностью. Приведено технико-экономическое обоснование данного мероприятия; рассмотрен вопрос безопасности и экологичности в сетях 10 кВ.Таким образом, в современных условияхработы энергосистемы расчет технических и коммерческих потерь электроэнергии в сетях 10кВ является очень важной задачей. Методикаприменяемого расчета потерьдолжна основываться на показаниях имеющихся в сетях средств учета (приборов) и в установленныесроки снятия этих показаний. Периодические расчетыпотерь (например, каждую неделю, месяц) позволяют получить структуру потерь, составить балансы по элементам сети, выявить очаги потерь и разработать мероприятия по их снижению.

Главной задачей работыявляется улучшение и определение алгоритмарасчета потерь на ПЭВМ в сетях класса 10 кВ, а также нахождение структуры потерь в Кстовских электрических сетях. Расчеты по ПО Кстовских РЭС позволили найти структуру потерь,выявить очаги повышенных потерьи разработатьметоды их снижения.

Список литературы:

1. Анализ методов расчета токов короткого замыкания трансформатора при соединении обмоток по схеме Y/Δ-11/ А.С. Серебряков, Л.А. Герман, В.Л. Осокин, К.С. Субханвердиев // Электроника и электрооборудование транспорта. – 2017. – № 5. – С. 19-25.
2. Вуколов В.Ю., Осокин В.Л., Папков Б.В. Повышение надежности и эффективности электроснабжения сельскохозяйственных потребителей // Техника в сельском хозяйстве. – 2014. – № 3. – С. 26-30.
3. Оболенский Н.В., Осокин В.Л. Практикум по теплотехнике: Учебное пособие для студентов высших учебных заведений. – Княгинино: Нижегор. гос. инжен.-экон. ин-т, 2010. – 237 с.
4. Осокин В.Л., Макарова Ю.М. Теоретические предпосылки создания нового устройства водоподготовки в помещениях содержания крс // Вестник НГИЭИ. – 2015. – № 4 (47). – С. 72-76.
5. Папков Б.В., Осокин В.Л. Вероятностные и статистические методы оценки надежности элементов и систем электроэнергетики: теория, примеры, задачи. – Старый Оскол: ТНТ, 2017. – 424 с.
6. Серебряков А.С., Осокин В.Л. Моделирование в пакете MATHCAD переходных процессов в активно-емкостных цепях при переменном питающем напряжении и дискретном изменении параметров элементов // Вестник ВИЭСХ. – 2016. – № 4 (25). – С. 13-21.
7. Серебряков А.С., Осокин В.Л. Моделирование переходных процессов в активно-емкостных цепях при постоянном питающем напряжении и дискретном изменении параметров элементов // Известия СПбГЭТУ ЛЭТИ. – 2017. – № 5. – С. 21-27.
8. Серебряков А.С., Осокин В.Л. Несимметричная нагрузка и короткое замыкание трехфазного трансформатора при соединении обмоток по схеме Y/Δ // Вестник Ижевской государственной сельскохозяйственной академии. – 2017. – № 3 (52). – С. 54-62.
9. Серебряков А.С., Осокин В.Л. Несимметричная нагрузка трехфазных трансформаторов при соединении обмоток по схеме Y/Y-0 и Y/Y0-0 //Вестник НГИЭИ. – 2017. – № 3 (70). – С. 50-57.