Энергосбережение в распределительных электрических сетях

1.

Лекция № 2
Энергосбережение в
распределительных электрических
сетях

2. Энергоэффективность и энергосбережение

• Энергосбережение: комплекс мероприятий, направленный на уменьшение
энергопотребления при сохранении объема выпуска продукции и оказания услуг.
• Энергоэффективность: показатель, характеризующий уровень
рациональности использования энергетических ресурсов . Достижение
экономически оправданной эффективности использования ТЭР при существующем
уровне развития техники и технологии и соблюдении требований к охране
окружающей среды.
Повышению энергоэффективности систем электроснабжения
способствуют :
обеспечение надежности электроснабжения (в соответствии с ПУЭ),
обеспечение стандартов качества электроэнергии (в соответствии с ГОСТ ),
снижение потерь электроэнергии (технологический и электромагнитный ущерб) ,
снижение эксплуатационных расходов, предотвращение аварий за за счет
внедрения современного оборудования.

3. Структура технологических потерь электроэнергии при ее передаче по электрическим сетям

Фактические (отчетные) потери электроэнергии - разность между
поступлением (поставкой) электрической энергии в электрическую сеть и
отпуском электрической энергии из сети, а также объемом электрической
энергии, потребленной энергопринимающими устройствами и субъектами.
Технологические потери (расход) электроэнергии при ее передаче по
электрическим сетям включают в себя технические потери в линиях и
оборудовании электрических сетей, обусловленных физическими
процессами, происходящими при передаче электроэнергии в соответствии с
техническими характеристиками и режимами работы линий и оборудования,
с учетом расхода электроэнергии на собственные нужды подстанций и
потери, обусловленные допустимыми погрешностями системы учета
электроэнергии. Определяются расчетным путем.
• Wтехнол = Wтех + Wсн + Wуч.
Как правило, отчетные потери выше, чем технологические потери.
Утверждению Минэнерго подлежат технологические потери
электроэнергии при ее передаче по электрическим сетям для
территориальных сетевых организаций ( ТСО), ФСК и МРСК.

4.

Технические потери электроэнергии в электрических сетях, возникающие
при ее передаче по электрическим сетям состоят из потерь, не зависящих от
величины передаваемой мощности (нагрузки) - условно- постоянных потерь, и
потерь, зависящих от величины передаваемой мощности (нагрузки) - нагрузочных
(переменных) потерь.
Wтех = Wупп + Wнагр
Условно-постоянные потери - часть технических потерь в электрических сетях,
не зависящая от передаваемой мощности (потери холостого хода в
трансформаторах, потери в реакторах, потери на корону, потери в батареях
коденсаторных батареях, потери в вентильных разрядниках).
Нагрузочные (переменные) потери - это потери в линиях, силовых
трансформаторах и токоограничивающих реакторах, зависящие от передаваемой
мощности.
Потери, обусловленные допустимыми погрешностями системы учета,
определяются в зависимости от погрешностей трансформаторов тока
трансформаторов напряжения, счетчиков и соединительных проводов.
Расход электроэнергии на собственные нужды определяется в соответствии с
показаниями приборов учета.

5. Коммерческие потери электроэнергии

• потери из-за погрешностей системы учета электроэнергии;
• потери при выставлении счетов,
обусловленные неточностью данных о потребителях электроэнергии,
ошибками при выставлении счетов;
потери при востребовании оплаты,
обусловленные оплатой позже установленной даты, долговременными или
безнадежными долгами и неоплаченными счетами;
• потери из-за хищений электроэнергии.
В российских энергосистемах главными причинами наличия коммерческих
потерь традиционно являются недостаточный и недостоверный учет, хищения
электроэнергии не только в коммунально-бытовом, но и в промышленном
секторе. Кроме того, появилась мотивация к применению все более
изощренных методов и средств хищений электроэнергии.

6.

Доли фактических потерь электроэнергии
Подразделения газовой
промышленности
0,41 %
ОАО "РЖД"
2,85 %
Подразделения нефтяной
промышленности
1,89 %
Промышленные
предприятия
1,84 %
Подразделения
Минобороны
0,08 %
Деревни (поселки)
0,02 %
Прочее
0,03 %
ОАО "ФСК ЕЭС"
17,72 %
Муниципальные
предприятия
14,74 %
Распределительные
сетевые компании (РСК)
60,43 %

7.

Структура технических потерь электроэнергии за
2008 год
Условнопостоянные
(остальное)
8,28%
ХХ
16,09%
ТОР
0,44%
Нагрузочные
потери в
трансформаторах
8,53%
Нагрузочные
потери в линиях
66,66%

8. Потери мощности и электроэнергии в элементах сети

Потери мощности в элементах сети
Для количественной характеристики работы элементов электрической сети
рассматриваются ее рабочие режимы.
Рабочий режим – это установившееся электрическое состояние, которое
характеризуется значениями токов, напряжений, активной, реактивной и полной
мощностей.
Основной целью расчета режимов является определение этих параметров, как
для проверки допустимости режимов, так и для обеспечения экономичности
работы элементов сетей.
Определение значений токов в элементах сети и напряжений в ее узлах
начинается с построения картины распределения полной мощности по элементу,
т.е. с определения мощностей в начале и конце каждого элемента. Такую картину
называют потокораспределением.
Рассчитывая мощности в начале и в конце элемента электрической сети,
учитывают потери мощности в сопротивлениях элемента и влияние его
проводимостей.
8

9. Расчет потерь мощности в линиях электропередач

Потери активной мощности на участке ЛЭП (см. рис. 7.1) обусловлены
активным сопротивлением проводов и кабелей, а также несовершенством их
изоляции.
Мощность, теряемая в активных сопротивлениях трехфазной ЛЭП и
расходуемая на ее нагрев, определяется по формуле:
ИП
I
P 3I 2 R 3 [( I cos )2 ( I sin )2 ] R
R + jX
I, cos φ
Рисунок 7.1 – К расчету потерь
мощности в ЛЭП
3 ( I а2 I р2 ) R 3 [(
P 2
Q 2
) (
) ] R
3U
3U
P2
Q2
P2 Q2
S2
3 ( 2
) R
R 2R
3U
3U 2
U2
U
I , I а , I р полный, активный и реактивный токи в ЛЭП;
где
P, Q, S – активная, реактивная и полная мощности в начале или конце ЛЭП;
U – линейное напряжение в начале или конце ЛЭП;
R – активное сопротивление одной фазы ЛЭП.
9

10.

Потери активной мощности в проводимостях ЛЭП обусловлены
несовершенством изоляции. В воздушных ЛЭП – появлением короны и, в очень
незначительной степени, утечкой тока по изоляторам. В кабельных ЛЭП –
появлением тока проводимости его абсорбции. Рассчитываются потери по
формуле:
P U 2 G ,
где U – линейное напряжение в начале или конце ЛЭП;
G – активная проводимость ЛЭП.
При проектировании воздушных ЛЭП потери мощности на корону стремятся
свести к нулю, выбирая такой диаметр провода, когда возможность
возникновения короны практически отсутствует.
Потери реактивной мощности на участке ЛЭП обусловлены индуктивными
сопротивлениями проводов и кабелей. Реактивная мощность, теряемая в
трехфазной ЛЕП, рассчитывается аналогично мощности, теряемой в активных
сопротивлениях:
2
2
2
Q 3I 2 X
P Q
S
X 2 X.
2
U
U
Генерируемая емкостной проводимостью зарядная мощность ЛЭП
рассчитывается по формуле:
Qс U 2 B ,
где U – линейное напряжение в начале или конце ЛЭП;
B – реактивная проводимость ЛЭП.
Зарядная мощность уменьшает реактивную нагрузку сети и тем самым
снижает потери мощности в ней.
10

11. Расчет потерь мощности в ЛЕП с равномерно распределенной нагрузкой

В линиях местных сетей () потребители одинаковой мощности могут
располагаться на одинаковом расстоянии друг от друга (например, источники
света). Такие ЛЕП называются линиями с равномерно распределенной
нагрузкой (см. рис. 7.2).
dl
Рисунок 7.2 – ЛЕП с равномерно
распределенной
нагрузкой
В равномерно нагруженной линии трехфазного переменного тока длиной L с
суммарной токовой нагрузкой I плотность тока на единицу длины составит I/L.
При погонном активном сопротивлении r0 потери активной мощности
составят:dlРисунок 7.2 – ЛЕП с равномерно
распределенной
нагрузкой
Если бы нагрузка была сосредоточена в конце, то потери мощности
определялись бы как:
.
Сравнивая приведенные выражения, видим, что потери мощности в линии с
равномерно распределенной нагрузкой в 3 раза меньше.
11

12. Расчет потерь мощности в трансформаторах

Потери активной и реактивной мощности в трансформаторах и
автотрансформаторах разделяются на потери в стали и потери в меди
(нагрузочные потери). Потери в стали – это потери в проводимостях
трансформаторов. Они зависят от приложенного напряжения. Нагрузочные потери
– это потери в сопротивлениях трансформаторов. Они зависят от тока нагрузки.
Потери активной мощности в стали трансформаторов – это потери на
перемагничивание и вихревые токи. Определяются потерями холостого хода
трансформатора , которые приводятся в его паспортных данных.
Потери реактивной мощности в стали определяются по току холостого хода
трансформатора, значение которого в процентах приводится в его паспортных
данных:
Qст Qх
Iх
S ном .
100
Потери мощности в обмотках трансформатора можно определить двумя путями:
по параметрам схемы замещения;
по паспортным данным трансформатора.
Потери мощности по параметрам схемы замещения определяются по тем же
формулам, что и для ЛЕП:
S2
S2
Pмд 2 Rт ; Qмд 2 X т
U
U
,
где S – мощность нагрузки;
U – линейное напряжение на вторичной стороне трансформатора.
12

13.

Для трехобмоточного трансформатора или автотрансформатора потери в меди
определяются как сумма потерь мощности каждой из обмоток.
Получим выражения для определения потерь мощности по паспортным данным
двухобмоточного трансформатора.
Потери короткого замыкания, приведенные в паспортных данных, определены
при номинальном токе трансформатора
Pк 3
2
I ном
2
S ном
Rт 2 R т .
U ном
(7.1)
При любой другой нагрузке потери в меди трансформатора равны
S2
Pмд 3 I Rт 2 Rт .
U ном
Разделив выражение (7.1) на (7.2), получим
2
(7.2)
2
S ном
Pк
.
Pмд
S
Откуда найдем :
Pмд Pк (
S
S ном
)2 .
13

14.

Если в выражение для расчета Qмд , подставить выражение для
определения реактивного сопротивления трансформатора, то получим:
Qмд
2
Uк S 2
S2
S 2 U к U ном
2 Xт 2
.
100
S
100
S
U ном
U ном
ном
ном
Таким образом, полные потери мощности в двухобмоточном трансформаторе
равны:
S 2
Pт Pх Pк (
) ;
S ном
Uк S 2
Qт Qх
.
100 S ном
Если на подстанции с суммарной нагрузкой S работает параллельно n
одинаковых трансформаторов, то их эквивалентные сопротивления в n раз
меньше, а проводимости в n раз больше. Тогда,
Pт n Pх
1
S 2
Pк (
) ;
n
S ном
1 Uк S 2
Qт n Qх
.
n 100 S ном
14

15.

Для n параллельно работающих одинаковых трехобмоточных трансформаторов
(автотрансформаторов) потери мощности рассчитываются по формулам:
Sс 2
Sв 2
Sн 2
1
Pт n Pх [ Pкв (
) Pкс (
) Pкн (
) ];
n
S ном
S ном
S ном
Qт n Qх
1
(U кв S в2 U кс S с2 U кн S н2 ),
100 n S ном
где Sв, Sс, Sн – соответственно мощности, проходящие через обмотки высшего,
среднего и низшего напряжений трансформатора.
15

16. Приведенные и расчетные нагрузки потребителей

Расчетная схема замещения участка сети представляет собой довольно
сложную конфигурацию, если учитывать полную схему замещения ЛЕП и
трансформаторов. Для упрощения расчетных схем сетей с номинальным
напряжением до 220 кВ включительно вводят понятие “приведенных”,
“расчетных” нагрузок.
Приведенная к стороне высшего напряжения нагрузка потребительской ПС
представляет собой сумму заданных мощностей нагрузок на шинах низшего и
среднего напряжений и потерь мощности в сопротивлениях и проводимостях
трансформаторов. Приведенная к стороне высшего напряжения нагрузка ЭС
представляет собой сумму мощностей генераторов за вычетом нагрузки
местного района и потерь мощности в сопротивлениях и проводимостях
трансформаторов.
Расчетная нагрузка ПС или ЭС определяется как алгебраическая сумма
приведенной нагрузки и половин зарядных мощностей ЛЕП, присоединенных к
шинам высшего напряжения ПС или ЭС.
Зарядные мощности определяются до расчета режима по номинальному, а не
реальному напряжению, что вносит вполне допустимую погрешность в расчет.
Возможность упрощения расчетной схемы при использовании понятий “приведенных” и “расчетных” нагрузок показано на рис. 7.3:
16

17.

ЛЕП1
ЛЕП2
ПС
а)
P н + j Qн
R1 + jX1
R2 + jX2
0,5ΔQс1
P х + j Qх
0,5ΔQс2
Rт + jXт
Pпр jQпр Pн jQн Pт j Qт ;
б)
P н + j Qн
R1 + jX1
R2 + jX2
0,5ΔQс1
0,5ΔQс2
Pр jQр Pпр jQпр 0,5 j Qс1 0,5 j Qс2 .
Pпр + j Qпр
в)
R2 + jX2
R1 + jX1
г)
P р + j Qр
Рисунок 7.3 – Этапы упрощения расчетной схемы:
а) исходная схема;
б) полная схема замещения;
в) схема замещения с приведенной нагрузкой; г) схема замещения с расчетной нагрузкой.17

18. Расчет потерь электроэнергии

При передаче электроэнергии часть ее расходуется на нагрев, создание
электромагнитных полей и другие эффекты. Этот расход принято называть
потерями. В электроэнергетике термин “потери” имеет специфическое
значение. Если в других производствах потери связаны с браком продукции, то
потери электроэнергии – это технологический расход на ее передачу.
Величина потерь электроэнергии зависит от характера изменения нагрузки в
рассматриваемый период времени. Например, в ЛЭП, работающей с
неизменной нагрузкой, потери электроэнергии за время t рассчитываются
следующим образом:
W P t,
где
P суммарные потери активной мощности в сопротивлении и
проводимости ЛЭП.
Если нагрузка изменяется, то потери электроэнергии можно рассчитать
различными способами. В зависимости от используемой математической
модели методы делятся на две групп:
детерминированные;
вероятностно-статистические.
Наиболее точным из детерминированных методов является метод расчета
потерь электроэнергии по графику нагрузок для каждого потребителя.
18

19.

Предположим, что нагрузка потребителя в году изменялась по следующему
графику (см. рис. 7.4).
I
Imax
t
8760
0
Рисунок 7.4 – График нагрузки
потребителя.
Тогда,
W 3 R
8760
0
ч
I dt R
2
t
2
2
8760 P
8760 Q
St2
t
t
dt R (
dt
dt ).
2
2
0 U
0 U
U t2
t
t
8760
0
Интеграл – это фактически площадь, ограниченная графиком изменения
квадрата тока. Таким образом, потери активной электроэнергии
пропорциональны площади квадратичного годового графика нагрузки.
Так как напряжение на шинах электроприемника меняется незначительно, то
его значение можно считать неизменным. Заменяя интеграл суммой площадей
прямоугольников с шагом Δti, получим:
R n 2
R n 2
W 2 Si ti 2 ( Pi Qi2 ) ti
U i 1
U i 1
19

20.

Потери электроэнергии в трансформаторах при заданном графике нагрузки при
использовании его паспортных данных рассчитываются по формулам:
для двухобмоточных
Wт [n Pх
1
S 2
Pк (
) ] ti ;
n
S ном
для трехобмоточных трансформаторов (автотрансформаторов)
S
S
S
1
Wт {n Pх [ Pкв ( в ) 2 Pкс ( с ) 2 Pкн ( н ) 2 ]} ti .
n
S ном
S ном
S ном
Достоинство метода – высокая точность расчета.
Недостаток – большое количество вычислений.
Графики нагрузок не всегда известны. В этом случае потери электроэнергии
можно вычислить другим детерминированным методом – через M . Метод
основан на двух допущениях:
максимальные потери в электрической сети наблюдаются в период максимума
нагрузки в энергосистемы (утренний максимум с 9 до 11 часов; вечерний – с 17
до 21 часа);
графики активной и реактивной мощности подобны, т.е. график реактивной
мощности пересчитан из графика активной мощности.
12.10.2012
20

21.

Время максимальных потерь M – это время, в течении которого при работе
потребителя с максимальной нагрузкой из сети потребляется такое же
количество электроэнергии, что и при работе по реальному графику нагрузки.
Исходя из определения, запишем:
W
R n 2
R
2
2
2
(
P
Q
)
t
( Pmax
а Qmax
р )
i
i
i
2
2
U i 1
U
,
где а , р соответственно время максимальных потерь для активной и
реактивной нагрузок.
На практике эти значения усредняют и заменяют общим – M . Тогда,
W
R 2
S max м .
U2
Для типовых графиков нагрузки величина M определяется по известной
величине Tм:
м (0,124
Tм 2
) 8760 .
10000
(7.3)
В соответствии с этим методом потери электроэнергии в элементах сети
рассчитываются по формулам:
21

22.

в линии электропередач
W Pmax м ;
в двухобмоточных трансформаторах
Wт n Pх 8760
1
S 2
Pк (
) м
n
S ном
в трехобмоточных трансформаторах (автотрансформаторах)
S
S
S
1
Wт n Pх 8760 [ Pкв ( в ) 2 мв Pкс ( с ) 2 мс Pкн ( н ) 2 мн ].
n
S ном
S ном
S ном
Величина MB рассчитывается по формуле (7.3) по величине Tмв, значение
которой определяется как средневзвешенное:
n
Tср
Pmax i Tм i
i 1
n
Pmax i
.
i 1
Аналогично определяется величина M для ЛЕП, питающей несколько
потребителей.
22

23. Мероприятия по снижению потерь мощности

Потери мощности и электроэнергии достигают значительных величин и
являются одним из основных фактов, влияющих на экономичность сетей. Их
величина регламентируется постановлениями Национального комитета по
регулированию электроэнергии (НКРЭ) в сетях напряжением до 35 кВ и в сетях
напряжениям 35 кВ и выше.
Большая часть потерь электроэнергии (60 – 70%) приходится на сети
напряжением 6 – 10 кВ. Поэтому перечисленные ниже мероприятия относятся к
сетям этих напряжений и к электроприемникам:
- применение более высокой ступени напряжения (10 кВ вместо 6 кВ);
- повышение уровня напряжения в сети путем применения устройств
регулирования напряжения;
- регулирование потоков активной и реактивной мощностей в отдельных
звеньях сети;
- применение рациональных схем питания потребителей, которые позволяют
осуществлять более экономичную загрузку ЛЭП и трансформаторов;
- рационализация энергохозяйств предприятий – улучшение cosφ, правильный
выбор мощности и загрузка электродвигателей.
23

24.

Мероприятия по снижению потерь электроэнергии
Организационные мероприятия
совершенствование нормативно-правовой
утверждение и
базы
ввод в действие стандарта
организации по разработке программ снижения потерь
электроэнергии
организация системы мониторинга структурных
составляющих баланса и потерь электроэнергии и
эффективности внедренных мероприятий по
снижению потерь
создание в ОАО «Холдинг МРСК» постоянно
действующей комиссии (координационного совета) по
контролю за снижением потерь электроэнергии в
электрических сетях
утверждение (приказами по ОАО «Холдинг МРСК» и
ДЗО) программ снижения потерь (в составе схем
развития электрических сетей) с закреплением
персональной ответственности за выполнение
мероприятий, сроки выполнения
стимулирование персонала, в том числе:
повышение доли выплат за выявление
безучетного и бездоговорного потребления
повышение ответственности за сокрытие
фактов безучетного и бездоговорного
потребления
повышение квалификации персонала
Мероприятия по
снижению технических
потерь
Мероприятия по
снижению нетехнических
потерь
оптимизация
оснащение персонала
схем и
режимов работы сети
отключение
трансформаторов с сезонной
нагрузкой
компенсация реактивной
мощности
замена проводов на
перегруженных линиях
замена перегруженных и
недогруженных
трансформаторов
выравнивание нагрузок фаз
в сетях 0,4 кВ
установка
вольтодобавочных
трансформаторов
внедрение в электрических
сетях распределенной
генерации с применением
Smart-Grid технологий
средствами выявления
безучетного потребления
ликвидация безучетного
потребления электроэнергии
выявление безучетного и
бездоговорного потребления
модернизация средств
измерения электроэнергии, в
том числе замена устаревших и
физически изношенных
приборов учета
внедрение АИИС КУЭ
применение СИП
организация выносного учета
установка учета на границе
балансовой принадлежности
организация
метрологического обеспечения
измерений электроэнергии

25. Технологии Smart-Gride

Системы автоматизированного учета и информационные системы
потребителей;
Инфраструктура систем связи для энергообъектов;
Системы мониторинга состояния и управления электротехническим
оборудованием;
Системы автоматизации для повышения надежности и безотказности
электроснабжения;
Системы, обеспечивающие интеграцию источников электроэнергии малой
мощности и накопителей;
Системы управления данными;
Системы управления оперативными выездными бригадами.
Объединенные в единую платформу, эти технологии позволяют по-новому
подходить к построению электрических сетей, переходя от жесткой структуры
«генерация — сети — потребитель» к более гибкой, в которой каждый узел сети
может являться активным элементом. При этом интеллектуальная сеть в
автоматическом режиме производит переконфигурацию при изменении условий.

26.

Среднестатистические данные о структуре эффекта от
внедрения мероприятий по снижению потерь электроэнергии
ликвидация
безучетного
потребления
16%
ликвидация
бездоговорного
потребления
13%
компенсация
реактивной мощности
11%
реконструкция сетей
9%
организация пунктов
коммерческого учета
10(6) кВ
12%
организация
защищенных от
несанкционированного доступа средств
учета у потребителей
30%
другое
9%

27.

Снижение потерь электроэнергии в электрических
сетях – комплексная государственная
организационно-техническая проблема, требующая
совершенствования нормативно-правовой базы по
учету электроэнергии, взаимодействию сетевых и
сбытовых организаций.
Приоритетным путем снижения технических потерь
электроэнергии являются оптимизация режимов и
модернизация электрических сетей.
Стратегическое направление снижения
коммерческих потерь электроэнергии –
совершенствование систем учета, внедрение АСКУЭ
и защита учета от несанкционированного доступа.
.

28. КОНТРОЛЬНЫЕ ВОПРОСЫ

1. Чем отличается энергосбережение от энергоэффективности?
2. Как определяют технологические потери?
3. Из каких потерь состоят технические потери?
4. Из каких потерь состоят коммерческие потери?
5. Чем обусловлены потери активной мощности на участке ЛЭП?
6. Какие потери подлежат расчету в трансформаторах?
7. Что понимают под приведенной нагрузкой ЛЭП?
8. Что понимают под расчетной нагрузкой ЛЭП?
9. Основные методы расчета потерь при переменных нагрузках.
10.Назовите пять основных, на ваш взгляд, мероприятий по
снижению потерь в электрических сетях.
28

29. СПАСИБО ЗА ВНИМАНИЕ

29