Конечной целью расчетов и анализа потерь является их снижение с помощью экономически оправданных мероприятий. Экономическим рычагом, призванным стимулировать практическое внедрение мероприятий, является установление плановых значений потерь, рассчитанных с учетом реальных возможностей персонала по их снижению. Поэтому на практике расчеты потерь производят для решения двух основных задач: выбора мероприятий по снижению потерь (МСП) и обоснования планового задания по потерям.
В зависимости от полноты информации о нагрузках элементов сети за расчетный период для расчетов нагрузочных потерь могут использоваться следующие методы [21]:
- Методы поэлементных расчетов, использующие формулу
(112)
где к — число элементов сети; It- — токовая нагрузка Iij-го элемента сопротивлением Rj в момент времени j; ∆t периодичность опроса датчиков, фиксирующих токовые нагрузки элементов.
- Методы характерных режимов, использующие формулу
(1.13)
где ∆Pj - нагрузочные потери мощности в сети в i-м режиме продолжительностью ti часов; п — число режимов.
- Методы характерных суток, использующие формулу
(1.14)
где т — число характерных суток, потери электроэнергии за каждые из которых, рассчитанные по известным графикам нагрузки в узлах сети, составляют ∆Wнсi; Дэк i - эквивалентная продолжительность в году i-го характерного графика (число суток).
- Методы числа часов наибольших потерь τ, использующие формулу
(1.15)
где ∆Ртах - потери мощности в режиме максимальной нагрузки сети.
- Методы средних нагрузок, использующие формулу
(1-16)
где ΔРср - потери мощности в сети при средних нагрузках узлов (или сети в целом) за время Т; kф - коэффициент формы графика мощности или тока.
- 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. В дальнейшем эти методы будем называть схемотехническими.
Статистические методы не предусматривают электрического расчета сети. При их использовании 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 на 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 используют для оценки суммарных потерь в сети. Они не позволяют наметить конкретные мероприятия по снижению потерь, однако примененные к множеству объектов, например линий 6 10 кВ, позволяют с большой вероятностью выявить те из них, в которых находятся места с повышенными потерями. Это дает возможность сильно сократить объем схемотехнических расчетов, а следовательно, и уменьшить трудозатраты на их проведение. Этот фактор особенно важен при расчете и анализе потерь в сетях 6- 20 и 0,38 кВ в тех энергосистемах, где еще не внедрена автоматизированная система управления этими сетями, отсутствует банк данных об их схемах и не организовано периодическое пополнение данных об их нагрузках. В противном случае и для этих сетей следует применять схемотехнические методы [11].
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. как и при использовании статистических методов, применяется аппарат теории вероятностей, однако с другой целью. Для определенности эти методы будем в дальнейшем называть вероятностными схемотехническими методами.
Для разделения понятий самостоятельного метода и различных способов записи одного и того же метода методом расчета будем называть последовательность вычислительных операций, производимых с определенным набором исходных величии и приводящих к конкретному численному результату.
Замена величин, используемых в конкретном методе, на величины, связанные с ними функционально, не создает нового метода расчета и является лишь другой формой записи известного метода, так как приводит к тождественному результату,
Не являются самостоятельными методами и методы, различие результатов которых обусловлено различием приемов, используемых при численной обработке данных, например замена непрерывной интегральной обработки дискретной (1.5). Интегрирование графика
I2 (t) или использование величины
являющейся функциональным преобразованием интегрированного графика, не создает нового метода, поэтому метод графического интегрирования и метод среднеквадратичного тока, часто используемые в литературе, являются не самостоятельными методами, а лишь различными формами записи известной формулы (1.5).
Известен ряд формул для определения величин, характеризующих форму графика нагрузки и используемых в (1.15) и (1.16). Их анализ (см. приложение 2) показал, что наиболее приемлемыми для практических расчетов являются следующие:
(1.17)
(1.18)
где кз — коэффициент заполнения графика, равный относительному числу часов использования максимальной нагрузки.
Эквивалентное число дней наибольших потерь определяют по различным формулам в зависимости от объема используемой исходной информации.
При использовании графиков суммарной нагрузки энергосистемы, фиксируемых в диспетчерской ведомости, Дэк i определяют по формуле, впервые предложенной в [33]:
(1-19)
где Аj — сумма квадратов ординат j-го суточного графика суммарной нагрузки сети; A1 - сумма квадратов ординат графика, соответствующего суткам, за которые рассчитывались потери W; Дj - число суток, в течение которых j-й график рассматривается как постоянный; l— число характерных суточных графиков внутри i-го расчетного периода. В предельном случае Дj = 1, тогда I равно числу суток в рассматриваемом периоде i.
При допущении, что нагрузочные потери электроэнергии за сутки пропорциональны квадрату энергии, отпущенной за эти сутки в сеть, потери за Д суток можно определить по формуле
где
— потери электроэнергии за расчетные сутки, потребление
энергии в которые составило Wc; Wci - потребление энергии в i-е сутки; Д — число суток в расчетном периоде.
Так как
где W∑ — суммарное потребление энергии за Д суток, а кф с — квадрат коэффициента формы графика, составленного из Д значений:
(1.20)
Значение кф с для годового значения Дэк может быть определено по первой формуле (1.18) (с использованием Ттах), а для любого расчетного периода — по второй формуле (с использованием к3), однако следует иметь в виду, что в этом случае Ттах и к3 относятся не к графику почасовых нагрузок, а к графику, ординатами которого являются значения суточного потребления энергии. Последний имеет более высокие значения Ттах и kз. Если потребление энергии за зимние нерабочие, летние рабочие и летние нерабочие сутки составит соответственно dз.н, dл. p и dл. н в долях потребления энергии за зимние рабочие сутки, а количество соответствующих суток в расчетном периоде — Дз.р., Дэ.н., Дл.р. и Дл.н., то
где Д - суммарное число суток в расчетном периоде.
Если принять характерные значения
dз.н=dл. p = 0,7, dл.н= 0,5, одинаковые продолжительности в году зимнего и летнего периодов и в среднем 1,5 нерабочих дня в неделю, то кз=0,8, а
kф. c=1,06.
В случае, если Дэк рассчитывается отдельно для зимнего и летнего периодов, кз для каждого периода составляет около 0,94, а кф.с=1,02. Формула (1.20) использовалась авторами [34] при кф.с=1.
При использовании данных о месячном потреблении энергии для определения Дэк, можно рекомендовать формулу
(1.21)
где Wj — электроэнергия, отпущенная в сеть в j-м месяце, число дней в котором составляет Дj; кi— число месяцев, входящих в i-й характерный период; kф.м — коэффициент формы графика, составленного из ki значений потребления энергии за месяц (кф м <кфс); Wp - электроэнергия, отпущенная в сеть в месяце, включающем сутки, за которые рассчитывались потери Δ W
Величина ДЭК обеспечивает эквивалентность только в случае, если суточные графики нагрузки узлов, изменяя от сезона к сезону численные значения ординат, сохраняют тем не менее свою конфигурацию, а схема сети остается постоянной. Относительное постоянство технологических процессов обеспечивает практическую применимость такого допущения для большинства нагрузочных узлов, а следовательно, и для сети в целом. Вторым допущением является пропорциональность межсезонных изменений нагрузки каждою узла и суммарной нагрузки сети.
При сильном изменении схемы сети (вывод ряда элементов в ремонт, ввод новых элементов) или существенной непропорциональности изменения нагрузок отдельных узлов и суммарной нагрузки сети, что бывает характерным для межсистемных связей и генерирующих узлов (резкое увеличение доли ГЭС в покрытии графика нагрузки в период паводка, резкое снижение в летний период нагрузок тепловых станций, работающих на дефицитном топливе, и т.п.), Дэк целесообразно определять для каждого i-го периода относительного постоянства схемы сети и режимов работы станций, что и учтено в записи выражения (1.14).
Для каждого i-го периода необходимо рассчитывать и потери электроэнергии за сутки ∆W по заданным графикам нагрузки узлов. Как правило, такие графики имеются лишь для 2 сут в году - летних и зимних контрольных суток. При необходимости учитывать еще один период (например, паводка) графики нагрузок нагрузочных узлов могут быть получены путем корректировки зимних или летних графиков пропорционально изменившейся суммарной нагрузке сети.
Исходя из изложенного следует, что применение данного метода наиболее целесообразно в энергосистемах с малой долей ГЭС и слабыми межсистемными связями. Основным достоинством метода характерных суток является то, что он практически полностью устраняет погрешность, обусловленную внутрисуточной неоднородностью нагрузок различных узлов.
При использовании (1.19) предполагается, что в течение каждых Дj суток графики нагрузок узлов остаются постоянными, а потери равны расчетной величине ∆W.
Так как в действительности в каждый j-й период входят рабочие дни с различными графиками нагрузки, целесообразно расчет потерь ∆W вести по средним графикам рабочего дня, ординаты которых Pcpi в каждом узле определяют по ординатам графика дня контрольного замера по формуле
где akj - коэффициент корректировки графика в j-м периоде, для определения которого для каждого узла необходимы данные о потреблении энергии в узле за j- период Wj и доле энергии, потребляемой в рабочие дни dpj. Тогда
где Дрj — число рабочих дней в j-м периоде.
Корректировку графика реактивной мощности осуществляют аналогично.
При использовании формулы (1.21), не разделяющей расчетный период на рабочие и нерабочие дни, расчет Δ WнСу целесообразно вести по среднемесячным суточным графикам, включающим как рабочие, так и нерабочие дни. В этом случае акj- для каждого узла определяют по формуле
При использовании (1.20) определять среднемесячные графики или средние графики рабочего дня не требуется, так как расчетное значение нагрузочных потерь электроэнергии за i-e сутки соотносится с потреблением энергии только за эти сутки Wci.
Следует отметить, что перед расчетом потерь за сутки с последующим применением любого из трех описанных методов определения Дэк необходима балансировка суммы нагрузок подстанций и суммарной нагрузки сети (см. §2.2). Такая балансировка производится для повышения достоверности фактических графиков нагрузки узлов. Среднемесячные графики или средние графики рабочего дня определяют по уже сбалансированным фактическим графикам.
Приводимые ниже рекомендации по методам расчета нагрузочных потерь в сетях каждой из пяти групп, перечисленных в § 1.1, основаны на следующей характеристике информационной обеспеченности расчетов.
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.
Для питающих электрических сетей 110 кВ и выше и разомкнутых распределительных сетей 35 -150 кВ параметры режима измеряются в дни контрольных замеров (характерные зимний и летний дни). Разомкнутые сети 35—150 кВ выделяются в отдельную группу в связи с возможностью проведения расчетов потерь в них отдельно от расчетов потерь в замкнутой сети.
Для разомкнутых сетей 6—20 кВ известны нагрузки на головном участке каждой линии (в виде электроэнергии или тока).
Для электрических сетей 0,38 кВ имеются лишь данные эпизодических замеров суммарной нагрузки в виде токов фаз и потерь напряжения в сети.
В соответствии с изложенным для сетей различного назначения рекомендуются следующие методы расчета.
Методы поэлементных расчетов рекомендуются как предпочтительные для отдельных линий и трансформаторов, потери в которых существенно зависят от транзитных перетоков.
Методы характерных режимов рекомендуются для расчета потерь в системообразующей и транзитной сети при наличии телеинформации о нагрузках узлов, периодически передаваемой в ВЦ энергосистемы. Оба метода — поэлементных расчетов и характерных режимов — основаны на оперативных расчетах потерь мощности в сети или ее элементах.
Методы характерных суток и числа часов наибольших потерь могут использоваться для расчета потерь в замкнутых сетях 35 кВ и выше самобалансирующихся энергосистем и в разомкнутых сетях 6—150 кВ.
Методы средних нагрузок применимы при относительно однородных графиках нагрузки узлов. Они рекомендуются как предпочтительные для разомкнутых сетей 6-150 кВ при наличии данных об электроэнергии, пропущенной за рассматриваемый период по головному участку сети. Отсутствие данных о нагрузках узлов сети заставляет предполагать их однородность.
Статистические методы рекомендуются как предпочтительные для определения потерь в сетях 0,38 кВ.
Все методы, применимые к расчетам потерь в сетях более высоких напряжений, при наличии соответствующей информации могут использоваться для расчета потерь и в сетях более низких напряжений.