"Новости Электротехники": "Энергетика и Электротехника

< Предыдущая ] [ Следующая >

Журнал №6(18) 2002 -
1(19) 2003

Потери электроэнергии в распределительных сетях 0,4 – 6 (10) кВ

Анатолий Овчинников, зам. генерального директора Ассоциации «Мособлэлектро», заслуженный энергетик РФ Ряд жизненно важных проблем городских муниципальных электрических сетей затронул в своей статье главный инженер ЗАО «Краснодар- электро» В.Т. Демченко*. Хочется продолжить тему и обсудить другие нерешенные вопросы распредсетей. Действительно, распределение - не только самый проблемный, но и самый затратный этап, в том числе из-за того, что передача электроэнергии по распределительным сетям сопровождается потерями активной и реактивной мощности. Чтобы их сократить, необходим предварительный анализ, но достоверной информации о параметрах работы элементов сетевого хозяйства, и прежде всего о за-грузке силовых трансформаторов, просто нет. А ведь потери энергии в силовых трансформаторах составляют от 30 до 50% общих потерь на напряжении 0,4 – 6 (10) кВ.

Сколько можно потерять?
Потери электроэнергии – один из важнейших экономических показателей электросетевого предприятия. Их величина отражает техническое состояние и уровень эксплуатации всех передаточных устройств, состояние систем учета и метрологическое обеспечение парка измерительных приборов, эффективность энергосбытовой деятельности.
В международной практике принято считать, что относительные общие потери электроэнергии при ее передаче и распределении удовлетворительны, если они не превышают 4-5%. Потери электроэнергии на уровне 10% оценивают как максимально допустимые с точки зрения физики передачи по сетям. Если этот уровень выше 10%, то, как правило, в потерях значительна коммерческая составляющая [1].
Временные нормативы по эксплуатации городских и сельских электрических сетей (необходимо отметить, что они были разработаны еще в 60-х годах и утверждены приказом по МКХ РСФСР № 331 от 21 ноября 1964 г.) рекомендуют следующие нормы по определению потерь (см. таблицу 1).
Излишне говорить, что многое изменилось в электроснабжении за 40 лет. Растут нагрузки, увеличивается потребление энергии в жилищном секторе городской инфраструктуры: средняя статистическая мощность силового трансформатора достигла 325 кВА, зона использования трансформаторной мощности сместилась в сторону увеличения и находится в пределах 250-400 кВА. Все активней в распредсетях до 10 кВ неизолированные провода заменяют на СИП.

Таблица 1

Элементы сети	Потери электрической энергии к количеству электроэнергии, поступившей с элементов сети, в %
	Городские сети напряжением		Сельские сети напряжением
	6 кВ	10 кВ	10 кВ
Питательные линии (ПЛ)	2,5	2,0	2,0
Распределительные линии (РЛ)	2,0	1,7	1,7
Силовые трансформаторы: Постоянные (в стали) холостого хода	2,0	2,0	3,5
Переменные (короткого замыкания)	1,0	1,0	1,0
Сети напряжением до 10 кВ	2,2	2,4	2,25
Итого:	9,7%	9,1%	10,45%

Срочно требуется достоверная информация
Проблема в том, что из-за недостоверной информации о работе передаточных устройств эксплуатационный персонал предприятий не может составить объективный энергобаланс сетевого предприятия. Сейчас информацией, не вызывающей сомнений, является количество активной энергии, отпущенной с шин центров питания АО-энерго, а информацией более-менее достоверной – количество электроэнергии, потребленной абонентами.
Нагрузка сети и, соответственно, потери зависят от режима потребления энергии. Под величиной максимума нагрузки принято принимать ее значение, действующее не менее получаса. Нагрузка в часы максимума обусловлена случайно включаемыми электроприемниками, а ее величина может принимать различные значения с определенными вероятностями.
Исследованиями доказано, что при нагрузке сети более 150 кВА зимние максимумы нагрузки имеют вариацию 0,1; летние – 0,15 и подчиняются нормальному закону распределения, при котором одинаковые отклонения от среднего значения встречаются одинаково часто [1].
Зная вариации максимумов нагрузки, а следовательно, и величину стандартного отклонения, можно найти минимальное число измерений, при которых средняя измеренная нагрузка будет отличаться от действительного (генерального) среднего его значения не более чем на ±10% при достоверности вывода 0,95. Эта величина равна 5 измерениям. Таким образом, для суждения о величине среднего максимума нагрузки силового трансформатора необходимо провести как минимум 5 измерений в предполагаемое время прохождения максимума. К примеру, в схеме электросетевого предприятия находится 200 трансформаторных подстанций (ТП) с двумя трансформаторами и 100 КТП с одним. Требуется одновременно провести замеры нагрузок. Основной измерительный прибор – токоизмерительные клещи. На одну ТП для проведения замеров потребуется как минимум около 3 часов и один человек эксплутационного персонала. Вручную выполнить такой объем работ в заданный промежуток времени физически невозможно. О какой достоверности информации можно говорить, а соответственно, и о каком качестве расчетов потерь энергии?

Измерять надо интеллектуально
Система телеметрии с передачей информации на центральный пункт диспетчера с использованием компьютерной техники позволяет решить проблемы, связанные с измерениями параметров режима сети; управления коммутационными аппаратами и сигнализацией состояния отдельных элементов сетевого хозяйства. Сейчас выпускаются интеллектуальные электросчетчики активной и реактивной энергии. Они позволяют эксплуатационному персоналу получить полную информацию по всем параметрам работы силового трансформатора за прошедшие периоды времени. Установка таких счетчиков на стороне 0,4 кВ силовых трансформаторов позволит учитывать активную и реактивную энергию, что даст возможность составить объективный энергобаланс сетевого предприятия, т.к. объем электроэнергии, отпущенной потребителям на напряжении 0,4 кВ, известен. Проще будет разделить небаланс электроэнергии в сетях 0,4 кВ на техническую и коммерческую составляющие, т.к. все потребители привязаны к одной ТП.
Отсутствие летних и зимних графиков нагрузок активной и реактивной мощности, неравномерная нагрузка по фазам, колебания уровня напряжения усложняют расчет, а сама абсолютная (относительная) величина потерь ставится под сомнение, т.к. существующие методики не отражают реальное положение вещей и не учитывают ряд факторов, прежде всего – реактивную мощность. Имея полную и объективную информацию о работе силового трансформатора, можно узнать все интересующие нас показатели: tgj(cosj), T_макс, t=f (Т_макс,cosj), Э_а,Э_р.
Какую информацию может получить эксплуатационный персонал, проводя замеры токоизмерительными клещами? Полный ток пофазно на трансформаторе и отходящих фидерах 0,4 кВ, междуфазное и фазное значение напряжения. Этой информации в настоящее время недостаточно. Жизнь заставит внедрять в городских электрических сетях телемеханику с функциями телеизмерения, телеуправления и телесигнализации.

Проблема КРМ. Она все-таки существует
Среди специалистов бытует мнение, что в городских электрических сетях проблема компенсации реактивной мощности не существует. Но на сегодняшнем этапе эта проблема напрямую связана с экономикой электросетевого предприятия, т.к. от ее решения зависит снижение технологического расхода энергии на собственную передачу и качество электроэнергии у потребителя. Для покрытия реактивной мощности в городских электрических сетях необходим источник, а для ее передачи – затраты активной мощности. С помощью экономического эквивалента реактивной мощности оценим увеличение потерь активной мощности при протекании реактивной мощности трансформатора.
Примем следующие параметры среднестатистического силового трансформатора:
S_н.тр= 325 кВА (номинальная мощность трансформатора);
U_н=10/0,4 кВ (номинальное напряжение);
DP_хх= 0,92 кВт; I_хх= 2,2%;
DP_кз= 4,6 кВт; U_кз= 4,5%.
Средняя экономическая величина загрузки трансформатора:
К_н= S/S_н =1,2.
Для городских сетей Т_макс=3000 час; cоsj=0,8; t_макс=2000 час.
Активные потери мощности в трансформаторе:
DР_т=DР_хх+DР_кз(S/S_н)2=DР_хх+DР_кз*1,44.
Реактивные потери мощности:
DQ_т=DQ_хх+DQ_кз(S²/S_н)=DQ_хх+DQ_кз*1,44S_н;
DQ_т=[(I_хх%)/100]*S_нтр+[U_к%/100]*1,44*S_н.
Приведенные потери мощности:
DP'_хх=К_эDQ_хх+DP_хх;
DP'_кз=К_эDQ_кз+DP_кз.
Расчетные данные приведены в таблице 2.
Потери энергии в силовом трансформаторе при К_э=0 DЭ_хх=DP_хх*8760+1,44DP_кз*2000.
Потери активной энергии при транспорте реактивной мощности
DЭ_кз=К_эDQ_хх*8760+К_эDQ_кз*1,44*2000.

Таблица 2

Значение К_э кВт/кВАр	Приведенные потери		Потери э/э при передаче реактивной мощности (год)
Значение К_э кВт/кВАр	DP'_хх, кВт	DP'_кз, кВт	кВт*ч	%
0	0,92	6,62	—	0
0,05	1,28	7,68	5274,0	25
0,1	1,64	8,73	10527	49,4
0,15	1,99	9,79	15713	73,8

То есть дополнительные затраты энергии по передаче реактивной мощности, потребляемой силовым трансформатором мощностью 325 кВА, в городской сети при различных значениях экономического эквивалента составляют 25%, 49,4% и 73,8%. А их в сети 500 штук!

Пора подумать о конденсаторных батареях
При определенной величине экономического эквивалента реактивной мощности (Кэ) целесообразно применять конденсаторные батареи (КБ). На сегодняшний день нет данных о затратах (коммерческая тайна РАО «ЕЭС России») на покрытие потерь энергии в АО-энерго и невозможно рассчитать оптимальное значение Кэ, при котором целесообразна компенсация реактивной мощности.
Выбор мощности КБ будет определяться составом потребителей и графиками нагрузок – активной и реактивной мощности. Кроме того, что реактивная мощность необходима силовым трансформаторам, она требуется и другим потребителям электроэнергии городской распредсети [3].
Графики нагрузок позволяют проанализировать уровень напряжения в различных точках сети. Встает вопрос о компенсации реактивной мощности вообще. Единственная проблема – найти место для установки КБ. Наиболее приемлемым местом является низковольтное РУ-0,4 ТП или РП (РПТ).
Установка КБ на стороне 0,4 кВ благоприятно скажется на работе элементов электросети: позволит снизить ток в силовом трансформаторе и в линиях электропередачи 6(10) кВ. Вследствие этого снизятся потери, повысится уровень напряжения, т.к. КБ используется одновременно и как регулятор напряжения.
Вопрос установки управляемых КБ (некоторая часть может быть неуправляемой, постоянно включенной) требует тщательной технико-экономической проработки. Автоматическое регулирование мощности КБ может выполняться по различным параметрам: времени суток, току нагрузки, соsj (tgj). Самый простой способ – регулирование по уровню напряжения.

Выводы
Для сокращения потерь электроэнергии и улучшения ее качества, без сомнения, следует заниматься вопросами компенсации реактивной мощности в городских электрических сетях. Естественно, чтобы оценить величину потерь, проанализировать их и принять нужные меры, необходима объективная информация о работе передаточных устройств электрической сети, причем в первую очередь – об использовании трансформаторной мощности. А получить такие сведения можно только с помощью современной измерительной техники и компьютеров с внедрением систем телеметрии в городских сетях.

Литература:
1. Бохмат И.С., Воротницкий В.Э., Татаринов Е.П. Снижение коммерческих потерь в электроэнергетических системах. // Электрические станции. – 1998. – № 9.
2. Федосенко Р.Я. Трансформатор в местной распределительной сети. - М.: Изд-во МКХ РСФСР,1963.
3. Солдаткина Л.А. Регулирование напряжения в городских сетях. - М.-Л.: Энергия, 1967.