Режимы и потери в сетях

Электрические системы и сети – это система специализированного взаимосвязанного оборудования, с помощью которого осуществляется распределение электроэнергии от источников (в основном промышленных электростанций) до конечных потребителей [3].
Электрические сети и системы напряжением являются важным элементом электроэнергетике в целом. От правильности их проектирования зависит надежность электроснабжения потребителей и качество электроэнергии, поступающей к потребителям.
Режим работы электрических сетей определяется частотой тока, значениями напряжений у подключенных к сети потребителей, токовой нагрузкой линий и источников питания, режимом нейтрали, симметричностью многофазной системы напряжения, напряжением линий сети относительно земли, синусоидальностью напряжения, сопротивлением изоляции линий между собой и относительно земли.
Основной задачей эксплуатации электрических сетей является поддержание в них необходимой пропускной способности и достаточного напряжения. Расчет режима и потерь мощности и электроэнергии в электрических сетях достаточно сложная задача и требует квалифицированного подхода к ее решению. При расчете необходимо знать особенности расчетной схемы, режимы работы сетей (нагрузки, генерации и уровни напряжений в системообразующих узлах).
Расчеты установившихся режимов электрических сетей выполняем для определения:
- загрузки элементов сети, соответствия пропускной способности сети ожидаемым потокам мощности;
- сечений линий электропередач и кабелей;
- мощности трансформаторов и автотрансформаторов;
- значений напряжений в элементах и узлах сети;
- мероприятий, обеспечивающих поддержание напряжения в допустимых пределах;
- значений потерь энергии и мощности;
- экономичности и рациональности работы сети;
- эффективности мероприятий снижения потерь электроэнергии.
Режимы работы электрических сетей делятся на несколько видов:
1) Нормальные режимы, при которых отклонение приведенных ранее параметров от их номинальных значений не превышают длительно допустимые. Нормальный режим электрической сети. Нормальный режим характеризуется показателями, близкими к номинальным параметрам. В таком режиме обеспечивается плавное регулирование работы электростанций, минимизируются потери электрической энергии в сети, удобно осуществляются оперативные переключения. Нормальный режим электрической сети обеспечивает снабжение электроэнергией потребителей без перебоев и с достаточным уровнем напряжения. Нормальным является также режим, когда происходит включение-отключение линии высокой мощности трансформатора и моменты высоко амплитудных перепадов напряжения, длящихся доли секунд. Нормальные режимы подразделяются на два вида: режимы максимальных и минимальных нагрузок.
Режим максимальных нагрузок характерен для зимнего периода, обычно в данный период потребление электроэнергии возрастает. Рост нагрузок зависит напрямую от снижения температуры воздуха окружающей среды. Для получения более конкретных результатов об уровне потребления в электроэнергетике существует такое понятие как режимный день или проведение контрольных замеров. Режимный день - это период времени в размере 24 часов за который снимаются графики нагрузок потребления, на основании полученных данных производится анализ загрузки оборудования сетей. Согласно ПУЭ два раза в год электросетевые организации обязаны проводить дни контрольных замеров, зимний режимный день проводят в третью среду декабря, а летний – в третью среду июня. На основании летних замеров рассчитывается режим минимальных нагрузок. Характерные особенности данного режима – это снижение потребления, а следовательно, снижение нагрузочных потерь в сетях.
2) Временно допустимые режимы, при которых отклонения приведенных ранее параметров допустимы на определенное ограниченное время без существенного ущерба для сети и питаемых от нее приемников (например, систематические перегрузки силовых трансформаторов). Для обеспечения надежного питания электроприемников при эксплуатации систем электроснабжения необходимо учитывать режимы кратковременных перегрузок электрооборудования на период от нескольких часов до нескольких суток. Эти режимы имеют место при повреждении или отключении электрооборудования и должны предусматриваться заранее, еще при проектировании. Тогда в условиях эксплуатации надежность питания будет значительно повышена. Как правило, на практике, допустимые режимы учитываются при проектировании сетей. Например, при расчете режимов кольцевых сетей или сложнозамкнутых, необходимо учитывать уровни напряжений у потребителей в конце цепи, просчитывать достаточность диапазона регулирования РПН. К таким режимам предъявляются строгие требования в рамках ГОСТ 32144-2013 качества электроэнергии.
3) аварийные режимы, характеризующиеся опасными для элементов сети сверхтоками или другими недопустимыми явлениями (например, КЗ, обрывы проводов); они имеют, как правило, переходный (неустановившийся) характер. Теперь рассмотрим аварийный режим работы электрических сетей. Режим становится аварийным в том случае, если система, при переходе из одного состояния нормы в другое, отмечается резкое изменение параметров частоты тока и напряжения. К аварийным вариантам работы электрических сетей относятся такие отклонения в работе, как:
1. Короткое замыкание. Характеризуется превышением номинального напряжения в десятки раз. Проявляется яркой вспышкой света лампочки.
2. Перегрузка электросети. Даёт о себе знать нагреванием розетки, выключателя, вплоть до их возгорания.
3. Скачок тока. Следствие кратковременного превышения напряжения. При включении, лампа накаливания перегорает.
4. Слабый ток. Причиной может быть разрыв цепи. В таком случае тускло горит лампа накаливания.
5. Скачок напряжения. Чаще возникает из-за ударов молнии. В большинстве случаев это приводит к выходу из строя электроприборов.
6. Низкое напряжение. Бывает по причине частичного разрыва цепи. При длительном использовании низкого напряжения приборы выходят из строя.
4) послеаварийные режимы, в которые входят как переходные процессы (например, вызванные одновременным самозапуском большого числа двигателей), так и установившиеся режимы в новых условиях питания, часто ограниченных по мощности.
Расчет установившегося режима производится по общепринятой методике. Исходными данными для расчета режима являются:
1. Схема электрических соединений и ее параметры – значения сопротивлений и проводимостей ее элементов;
2. Мощности нагрузок или их графики мощности;
3. Значения напряжений в отдельных точках сети.
Теоретически сеть можно рассчитать с помощью методов, известных в ТОЭ, основанные на законах Кирхгофа. Однако, непосредственное их применение затруднено по двум причинам:
1. большое количество элементов в реальной сети;
2. специфика задания исходных данных.
Специфика задания исходных данных заключается в следующем – задаются мощности нагрузок и напряжение на источнике питания. Для того, чтобы построить картину потокораспределения, т.е. найти значения мощностей в конце и начале каждого элемента, нужно вычислить потери мощности. Для их вычисления необходимо знать ток в каждом элементе. Его значение можно вычислить при известном напряжении на шинах нагрузки. А оно в начале расчета неизвестно. Поэтому применять законы Кирхгофа непосредственно для получения однозначного решения невозможно.
Основным методом расчета режимов электрических сетей является метод последовательных приближений – итерационный метод. Он заключается в том, что в начале расчета задаются первым приближением напряжений в узлах (нулевая итерация). Обычно за нулевую итерацию принимают допущение о том, что напряжения во всех узлах схемы равны между собой и равны номинальному значению сети. По принятому значению напряжения и заданной мощности потребителей можно рассчитать значения параметров режима, в том числе и значения напряжения в узлах сети. Эти значения напряжения будут вторым приближением (первой итерацией). Расчет повторяют до тех пор, пока результаты последующих приближений не будут отличаться друг от друга с заданной точностью.
Чаще всего достаточно 1-2 итераций. Если же решаются задачи оптимизации режима, связанные с потерями мощности, то нужно много итераций.
Возможность малого количества итераций привела к появлению нестрогих, но дающих приемлемые результаты, методов.
Такими являются:
1. Метод расчета режима при заданном напряжении в конце ЛЭП;
2. Метод расчета режима при заданном напряжении в начале ЛЭП (на источнике питания электрической сети)
В зависимости от длительности нагрузки электроприемники подразделяют на три характерные группы:
1) работающие в режиме с продолжительно неизменной или мало меняющейся нагрузкой; в этом режиме электрооборудование может работать продолжительное время без превышения температуры отдельных частей оборудования выше допустимой (например, электродвигатели насосов, вентиляторов);
2) работающие в режиме повторно-кратковременной нагрузки; в этом режиме кратковременные рабочие периоды электрооборудования чередуются с кратковременными периодами отключения; кроме того, в этом режиме электрооборудование может работать с допустимой для него относительной продолжительностью включения неограниченное время;
3) работающие в режиме кратковременной нагрузки; в этом режиме электрооборудование может работать длительно, так как период остановки электрооборудования настолько длителен, что оно практически успевает охладиться до температуры окружающей среды (например, электродвигатели электроприводов вспомогательных механизмов).
Электрическая нагрузка отдельных потребителей, следовательно, и суммарная их нагрузка, определяющая режим работы электростанций в энергосистеме, непрерывно меняется. Принято отражать этот факт графиком нагрузки, т.е

. диаграммой изменения мощности (тока) электроустановки во времени.
По виду фиксируемого параметра различают графики активной Р, реактивной Q, полной (кажущейся) S мощностей и тока I электроустановки.
Как правило, графики отражают изменение нагрузки за определенный период времени. По этому признаку их подразделяют на суточные (24 ч), сезонные, годовые и т.п.
По месту изучения или элементу энергосистемы, к которому они относятся, графики можно разделить на следующие группы:
- графики нагрузки потребителей, определяемые на шинах подстанций;
- сетевые графики нагрузки - на шинах районных и узловых подстанций;
- графики нагрузки энергосистемы, характеризующие результирующую нагрузку энергосистемы;
- графики нагрузки электростанций.
Графики нагрузки используют для анализа работы электроустановок, для проектирования системы электроснабжения, для составления прогнозов электропотребления, планирования ремонтов оборудования, а также в процессе эксплуатации для ведения нормального режима работы.
Графики наглядно характеризуют электрическую нагрузку потребителя, по ним можно определить и многие другие стороны работы энергообъекта, например, ритмичность, использование оборудования по сменам). Но в инженерной практике оперировать с графиками неудобно, в настоящее время на начальных стадиях проектирования они отсутствуют и не учитываются. Поэтому при расчетах электрических нагрузок, согласовании технических условий на электроснабжение предприятий, лимитировании и управлении электропотреблением оперируют показателями, применение которых является достаточным практически для всех расчетов.
Классификация потерь электроэнергии проводится по различным критериям: характер потерь (постоянные и переменные), группам элементов, классам напряжения.
Структура потерь электроэнергии:
1. Технические потери электроэнергии, обусловленные физическими процессами, происходящими при передаче электроэнергии по электрическим сетям и выражающимися в преобразовании части электроэнергии в тепло в элементах сетей [1, стр. 2]. Технические потери электроэнергии подразделяются на условно-постоянные и переменные (нагрузочные) потери.
1.1. Условно-постоянные потери - технические потери электроэнергии в электрических сетях, возникающие при ее передаче по электрическим сетям, состоят из потерь, не зависящих от величины передаваемой мощности (нагрузки) [1,стр.2]. Условно-постоянные потери включают:
- потери на холостой ход силовых трансформаторов (автотрансформаторов) определяются на основе паспортных данных потерь мощности холостого хода;
- потери на корону в воздушных линиях (далее - ВЛ) 110 кВ и выше;
- потери в синхронных компенсаторах, батареях статических конденсаторов (БСК), статических тиристорных компенсаторах, шунтирующих реакторах, данный вид потерь зависит от типа устройства и определяются по следующей формуле:
∆WБСК=∆pТСНWБСК
где WБСК – реактивная энергия, выработанная БСК за расчетный период
∆pТСН=0,003 кВт/квар – удельные потери мощности БСК.
Потери в синхронных компенсаторах нельзя полностью отнести у постоянным потерям, т.к. электрическая машина всегда имеет нагрузочную составляющую. Но в общей практике принято допущение, что потери в СК относят к условно-постоянным.
- потери в соединительных проводах и сборных шинах распределительных устройств подстанций определяются сечениями и длинами проводников на территории ПС. Годовые потери в проводнике могут быть определены по формуле:
∆WБСК=3I 2Rτ=90Fj 2Lτ
F- номинальное сечение проводника, мм2
j – экономическая плотность тока, А/мм2
τ – время наибольшего потребления электроэнергии, ч
- потери в системе учета электроэнергии (трансформаторах тока (далее - ТТ), трансформаторах напряжения (далее - ТН), счетчиках и соединительных проводах). Измерительные ТН и ТТ представляют собой трансформаторы специальной конструкции, состоящие из несколько вторичных обмоток и одной первичной. К одной из обмоток присоединяются цепи приборов учета, к другим различные виды автоматики и релейной защиты. В каждой точке учета электроэнергии напряжением 6-35кВ используется два ТТ, на напряжение 110кВ и выше – три; во всех случаях устанавливают три однофазных ТН (либо один трехфазный в сетях 6-10кВ).
- потери в вентильных разрядниках, ограничителях перенапряжений;
- потери в устройствах присоединений высокочастотной связи (далее - ВЧ связи);
- потери в изоляции кабелей;
- потери от токов утечки по изоляторам ВЛ;
- расход электроэнергии на собственные нужды подстанций
- расход электроэнергии на плавку гололеда.
1.2. Нагрузочные (переменные) потери – это потерь, которые зависят от величины передаваемой мощности. Обычно нагрузочные потери рассчитываются в линиях электропередач и силовых трансформаторах (автотрансформаторах), токоограничивающих реакторах, заградителях высокочастотной связи, трансформаторах тока, соединительных проводах и шинах распределительных устройств подстанции по ниже приведенным формулам:
∆Sэл=Sэл2Uном2Zэл
∆Sэл – нагрузочные потери мощности по элементу сети (линия или трансформатор);
Sэл - мощность, протекающая по элементу;
Zэл – расчетное сопротивление элемента сети;
Uном - номинальное напряжение элемента сети, кВ.
2. Расход электроэнергии на собственные нужды подстанций, необходимый для обеспечения работы технологического оборудования подстанций и жизнедеятельности обслуживающего персонала. Расход электроэнергии на собственные нужды подстанций регистрируется счетчиками, установленными на трансформаторах собственных нужд [1, стр. 2].
3. Потери электроэнергии, обусловленные инструментальными погрешностями ее измерения (инструментальные потери). Эти потери получают расчетным путем на основе данных о метрологических характеристиках и режимах работы используемых приборов [1, стр. 2].
4. Коммерческие потери, не связанные с технологическим процессом передачи электроэнергии, не имеют самостоятельного математического описания и, как следствие, не могут быть рассчитаны автономно. Их значения определяют, как разницу между фактическими (отчетными) потерями и суммой первых трех составляющих, представляющих собой технологические потери [1, стр. 2].
Структура фактических потерь электроэнергии детально представлена на рисунке 1.
Рисунок 1. Структура фактических потерь электроэнергии.
В электроэнергетике также существует такое понятие, как потери, определяемые погодными условиями. К таким потерям относятся: расход на плавку гололеда, потери на корону, потери от токов утечки по изоляторам ВЛ. Необходимо помнить, что уровень электропотребления существенно зависит от погодных условий, следовательно, нагрузочные и условно-постоянные потери напрямую зависят от погодных условий. Наиболее существенным фактором, характеризующим погодные условия, является температура воздуха. Сезонная динамика прослеживается в переменных (нагрузочных) потерях, расходе электроэнергии на собственные нужды подстанций и недоучете электроэнергии. В летний период недоучет электроэнергии обусловлен погрешностями системы учета, т.к. при снизившихся нагрузках ТТ работают в зонах нагрузок, еще более далеких от номинала.
Также на практике существуют такие составляющие потерь, значение которых определяется характером погоды, например, к таким потерям можно отнести потери на корону. Значение потерь определяет не только рабочим напряжением и конструкцией фазы, но и состоянием окружающего воздуха (дождь, изморозь и т.д.). При расчетах потерь на корону и потерь о токов утечки по изоляторам параметра принято выделять хорошую погоду, дождь, снег и изморозь. Потери от токов утечки по изоляторам воздушных линий обусловлены тем, что загрязнение изолятора создает проводящую среду на его поверхности, другими словами электролит. Исследования показали, что потери электроэнергии на токи утечки по изоляторам на напряжение от 6кВ соизмеримы с потерями на корону для линий от 110кВ и выше.
В настоящее время наблюдается рост абсолютных и относительных потерь электроэнергии при одновременном уменьшении отпуска в сеть. Как показывает статистика, относительные потери в электрических сетях нашей страны выросли с 10 до 13%.
По мнению международных экспертов, относительные потери электроэнергии при ее передаче и распределении в электрических сетях большинства стран можно считать удовлетворительными, если они не превышают 4-5%. Потери электроэнергии на уровне 10% можно считать максимально допустимыми с точки зрения физики передачи электроэнергии по сетям [4]. Это подтверждается и докризисным уровнем потерь электроэнергии в большинстве энергосистем бывшего СССР, который не превышал, как правило, 10%. Сегодня уровень потерь вырос в 1,5-2, а по некоторым электросетевым предприятиям - даже в 3 раза, из этого следует, что проблема снижения потерь в электрических сетях не только не утратила свою актуальность, а стала первостепенной задачей.
Как показывают расчеты, основной эффект в снижении технических потерь электроэнергии может быть получен за счет технического перевооружения, реконструкции, повышения пропускной способности и надежности работы электрических сетей, сбалансированности их режимов, т. е. за счет внедрения капиталоемких мероприятий.
Основными из этих мероприятий, для системообразующих электрических сетей 110 кВ и выше являются следующие:
- налаживание серийного производства и широкое внедрение регулируемых компенсирующих устройств (управляемых шунтируемых реакторов, статических компенсаторов реактивной мощности) для оптимизации потоков реактивной мощности и снижения недопустимых или опасных уровней напряжения в узлах сетей;
- строительство новых линий электропередачи и повышение пропускной способности существующих линий для выдачи активной мощности от "запертых" электростанций для ликвидации дефицитных узлов и завышенных транзитных перетоков;
- развитие нетрадиционной и возобновляемой энергетики для выдачи малых мощностей в удаленные дефицитные узлы электрических сетей