Основные принципы функционирования нового оптового рынка электроэнергии

 

Критерии отнесения части  электроэнергии к потерям могут  быть физического и экономического характера [1].

 

Сумму технических потерь, расхода электроэнергии на собственные  нужды подстанций и коммерческих потерь можно назвать физическими  потерями электроэнергии. Эти составляющие действительно связаны с физикой  распределения энергии по сети. При  этом первые две составляющие физических потерь относятся к технологии передачи электроэнергии по сетям, а третья - к технологии контроля количества переданной электроэнергии.

 

Экономика определяет потери как часть электроэнергии, на которую  ее зарегистрированный полезный отпуск потребителям оказался меньше электроэнергии, произведенной на своих электростанциях  и закупленной у других ее производителей. При этом зарегистрированный полезный отпуск электроэнергии здесь не только та его часть, денежные средства за которую действительно поступили  на расчетный счет энергоснабжающей организации, но и та, на которую  выставлены счета, т.е. потребление  энергии зафиксировано. В отличие  от этого реальные показания счетчиков, фиксирующих потребление энергии  бытовыми абонентами, неизвестны. Полезный отпуск электроэнергии бытовым абонентам  определяют непосредственно по поступившей  за месяц оплате, поэтому к потерям  относят всю неоплаченную энергию.

 

С точки зрения экономики  расход электроэнергии на собственные  нужды подстанций ничем не отличается от расхода в элементах сетей  на передачу остальной части электроэнергии потребителям.

 

Недоучет объемов полезно  отпущенной электроэнергии является такой  же экономической потерей, как и  две описанные выше составляющие. То же самое можно сказать и  о хищениях электроэнергии. Таким образом, все четыре описанные выше составляющие потерь с экономической точки зрения одинаковы.

 

Технические потери электроэнергии можно представить следующими структурными составляющими:

 

нагрузочные потери в оборудовании подстанций. К ним относятся потери в линиях и силовых трансформаторах, а также потери в измерительных  трансформаторах тока, высокочастотных  заградителях (ВЗ) ВЧ - связи и токоограничивающих реакторах. Все эти элементы включаются в "рассечку" линии, т.е. последовательно, поэтому потери в них зависят  от протекающей через них мощности.

 

потери холостого хода, включающие потери в электроэнергии в силовых трансформаторах, компенсирующих устройствах (КУ), трансформаторах напряжения, счетчиках и устройствах присоединения  ВЧ-связи, а также потери в изоляции кабельных линий.

 

климатические потери, включающие в себя два вида потерь: потери на корону и потери из-за токов утечки по изоляторам ВЛ и подстанций. Оба  вида зависят от погодных условий.

 

Технические потери в электрических  сетях энергоснабжающих организаций (энергосистем) должны рассчитываться по трем диапазонам напряжения [4]:

 

в питающих сетях высокого напряжения 35 кВ и выше;

 

в распределительных сетях  среднего напряжения 6 - 10 кВ;

 

в распределительных сетях  низкого напряжения 0,38 кВ.

 

Распределительные сети 0,38 - 6 - 10 кВ, эксплуатируемые РЭС и  ПЭС, характеризуются значительной долей потерь электроэнергии в суммарных  потерях по всей цепи передачи электроэнергии от источников до электроприемников. Это  обусловлено особенностями построения, функционирования, организацией эксплуатации данного вида сетей: большим количеством  элементов, разветвленностью схем, недостаточной  обеспеченностью приборами учета, относительно малой загрузкой элементов  и т.п. [3]

 

В настоящее время по каждому  РЭС и ПЭС энергосистем технические  потери в сетях 0,38 - 6 - 10 кВ рассчитываются ежемесячно и суммируются за год. Полученные значения потерь используются для расчета планируемого норматива  потерь электроэнергии на следующий  год.

 

Далее подробнее рассмотрим структурные составляющие технических  потерь электроэнергии.

 

1.2 Нагрузочные потери  электроэнергии

 

Потери энергии в проводах, кабелях и обмотках трансформаторов  пропорциональны квадрату протекающего по ним тока нагрузки, и поэтому  из называют нагрузочными потерями. Ток  нагрузки, как правило, изменяется во времени, и нагрузочные потери часто  называют переменными [1].

 

Нагрузочные потери электроэнергии включают:

 

Потери в линиях и силовых  трансформаторах, которые в общем  виде можно определить по формуле, тыс. кВт-ч:

 

, (1.2)

 

где I (t) - ток элемента в  момент времени t;

 

Δt - интервал времени между  последовательными его замерами, если последние осуществлялись через  равные достаточно малые интервалы  времени. Потери в трансформаторах  тока. Потери активной мощности в ТТ и его вторичной цепи определяют суммой трех составляющих: потерь в  первичной ΔР1 и вторичной ΔР2 обмотках и потерь в нагрузке вторичной  цепи ΔР н2. Нормированное значение нагрузки вторичной цепи большинства  ТТ напряжением 10 кВ и номинальным  током менее 2000 А, составляющих основную часть всех ТТ, эксплуатируемых в  сетях составляет 10 ВА при классе точности ТТ КТТ = 0,5 и 1 ВА при КТТ= 1,0. Для ТТ напряжением 10 кВ и номинальным  током 2000 А и более и для  ТТ напряжением 35 кВ эти значения в  два раза больше, а для ТТ напряжением 110 кВ и выше - в три раза больше. Для потерь электроэнергии в ТТ одного присоединения, тыс. кВт-ч за расчетный  период продолжительностью Т, дней:

 

, (1.3)

 

где βТТэкв - коэффициент  эквивалентной токовой загрузки ТТ;

 

а и b - коэффициенты зависимости  удельных потерь мощности в ТТ и  в

 

его вторичной цепи ΔрТТ, имеющей вид:

 

. (1.4)

 

Потери в высокочастотных  заградителях связи. Суммарные потери в ВЗ и устройстве присоединения  на одной фазе ВЛ могут быть определены по формуле, тыс. кВт-ч:

 

, (1.5)

 

где βвз - отношение среднеквадратичного  рабочего тока ВЗ за расчетный

 

период к его номинальному току;

 

ΔРпр - потери в устройствах  присоединения.

1.3 Потери холостого хода

 

Для электрических сетей 0,38 - 6 - 10 кВ составляющие потерь холостого  хода (условно-постоянных потерь) включают:

 

Потери электроэнергии холостого  хода в силовом трансформаторе, которые  определяют за время Т по формуле, тыс. кВт-ч:

 

, (1.6)

 

где ΔРх - потери мощности холостого  хода трансформатора при номинальном  напряжении UН;

 

U (t) - напряжение в точке  подключения (на вводе ВН) трансформатора  в момент времени t.

 

Потери в компенсирующих устройствах (КУ), зависящие от типа устройства. В распределительных  сетях 0,38-6-10 кВ используются в основном батареи статических конденсаторов (БСК). Потери в них определяют на основе известных удельных потерь мощности ΔрБCК, кВт/квар:

 

, (1.7)

 

где WQ БCК - реактивная энергия, выработанная батареей конденсаторов  за расчетный период. Обычно ΔрБCК = 0,003 кВт/квар.

 

Потери в трансформаторах  напряжения. Потери активной мощности в ТН состоят из потерь в самом  ТН и во вторичной нагрузке:

 

ΔРТН = ΔР1ТН + ΔР2ТН. (1.8)

 

Потери в самом ТН ΔР1ТН состоят в основном из потерь в  стальном магнитопроводе трансформатора. Они растут с ростом номинального напряжения и для одной фазы при  номинальном напряжении численно примерно равны номинальному напряжению сети. В распределительных сетях напряжением 0,38-6-10 кВ они составляют около 6-10 Вт.

 

Потери во вторичной нагрузке ΔР2ТН зависят от класса точности ТН КТН. Причем, для трансформаторов  напряжением 6-10 кВ эта зависимость  линейная. При номинальной нагрузке для ТН данного класса напряжения ΔР2ТН ≈ 40 Вт. Однако на практике вторичные  цепи ТН часто перегружаются, поэтому  указанные значения необходимо умножать на коэффициент загрузки вторичной  цепи ТН β2ТН. Учитывая вышеизложенное, суммарные потери электроэнергии в  ТН и нагрузке его вторичной цепи определяют по формулам, тыс. кВт-ч:

 

. (1.9)

 

Потери в изоляции кабельных  линий, которые определяют по формуле, кВтч:

 

, (1.10)

 

где bc - емкостная проводимость кабеля, Сим/км;

 

U - напряжение, кВ;

 

Lкаб - длина кабеля, км;

 

tgφ - тангенс угла диэлектрических  потерь, определяемый по формуле:

 

, (1.11)

 

где Тсл - число лет эксплуатации кабеля;

 

аτ - коэффициент старения, учитывающий старение изоляции в  течение

 

эксплуатации. Происходящее при этом увеличение тангенса угла

 

диэлектрических потерь отражается второй скобкой формулы.

1.4 Климатические потери  электроэнергии

 

Корректировка с погодными  условиями существует для большинства  видов потерь. Уровень электропотребления, определяющий потоки мощности в ветвях и напряжение в узлах сети, существенно  зависит от погодных условий. Сезонная динамика зримо проявляется в  нагрузочных потерях, расходе электроэнергии на собственные нужды подстанций и недоучете электроэнергии. Но в  этих случаях зависимость от погодных условий выражается в основном через  один фактор - температуру воздуха.

 

Вместе с тем существуют составляющие потерь, значение которых  определяется не столько температурой, сколько видом погоды. К ним  прежде всего, следует отнести потери на корону, возникающую на проводах высоковольтных линий электропередачи  из-за большой напряженности электрического поля на их поверхности. В качестве типовых видов погоды при расчете  потерь на корону принято выделять хорошую погоду, сухой снег, дождь  и изморозь (в порядке возрастания  потерь).

 

При увлажнение загрязненного  изолятора на его поверхности  возникает проводящая среда, (электролит), что способствует существенному  возрастанию тока утечки. Эти потери происходят в основном при влажной  погоде (туман, роса, моросящие дожди). По данным статистики годовые потери электроэнергии в сетях АО-энерго из-за токов утечки по изоляторам ВЛ всех напряжений оказываются соизмеримыми с потерями на корону. При этом приблизительно половина их суммарного значения приходится на сети 35 кВ и ниже. Важно то, что  и токи утечки, и потери на корону имеют чисто активный характер и  поэтому являются прямой составляющей потерь электроэнергии.

 

Климатические потери включают:

 

Потери на корону. Потери на корону зависят от сечения провода  и рабочего напряжения (чем меньше сечение и выше напряжение, тем  больше удельная напряженность на поверхности  провода и тем больше потери), конструкции фазы, протяженности  линии, а также от погоды. Удельные потери при различных погодных условиях определяют на основании экспериментальных  исследований. Потери от токов утечки по изоляторам воздушных линий. Минимальная  длина пути тока утечки по изоляторам нормируется в зависимости от степени загрязненности атмосферы (СЗА). При этом приводимые в литературе данные о сопротивлениях изоляторов весьма разнородны и не привязаны  к уровню СЗА.

 

Мощность, выделяющуюся на одном  изоляторе, определяют по формуле, кВт:

 

, (1.11)

 

где Uиз - напряжение, приходящееся на изолятор, кВ;

 

Rиз - его сопротивление,  кОм.

 

Потери электроэнергии, обусловленные  токами утечки по изоляторам ВЛ, можно  определить по формуле, тыс. кВт-ч:

 

, (1.12)

 

где Твл - продолжительность  в расчетном периоде влажной  погоды

 

(туман, роса и моросящие  дожди);

 

Nгир - число гирлянд  изоляторов.

 

Далее рассмотрим методы расчета  потерь электроэнергии.

 

2. Методы расчета потерь  электроэнергии

2.1 Методы расчета потерь  электроэнергии для различных  сетей

 

Точное определение потерь за интервал времени Т возможно при  известных параметрах R и ΔРх и  функций времени I (t) и U (t) на всем интервале. Параметры R и ΔРх обычно известны, и в расчетах их считают постоянными [2]. Но при этом сопротивление проводника зависит от температуры.

 

Информация о режимных параметрах I (t) и U (t) имеется обычно лишь для дней контрольных замеров. На большинстве подстанций без обслуживающего персонала они регистрируются 3 раза за контрольные сутки. Эта информация является неполной и ограничено достоверной, так как замеры проводятся аппаратурой  с определенным классом точности и не одновременно на всех подстанциях.

 

 

 

Расчет потребности в  электроэнергии

 

 

 

Расход электрической  энергии, используемой потребителями,

определяется по формуле:

 

W = Pпотр. x t x T (кВтч)

 

где:

W - расход электроэнергии, кВтч

Pпотр. - потребляемая мощность

t - время работы электроприемников в течение одних суток, час

T - период работы потребителя, суток

Потребляемая мощность подсчитывается по формуле:

 

Pпотр. = Pуст. х Кс (кВт)

 

где:

Pуст. - суммарная (общая) установленная мощность, кВт

Кс - коэффициент спроса, зависит  от количества, загрузки, групп электроприемников. Значения коэффициента принимаются  исходя из опыта эксплуатации, справочных материалов.

Электроэнергия используется во всех областях жизнедеятельности  человека, и ее экономия возможна во всех этих областях.

Простейшие мероприятия  по экономии электроэнергии

должны подсказываться сознанием  человека там, где он находится, например, выключить освещение или другие приемники энергии, где их работа в данное время не нужна.

Возможна экономия не прямым воздействием на приемники энергии, а косвенными мерами. Большое значение для экономии топлива и электроэнергии имеет утепление жилищ и мест работы человека, так как при этом экономится расход тепла, а значит, и топлива, которое используется для выработки большей части  электроэнергии, и экономится электроэнергия непосредственно, так как при  понижении температуры стараются  применить разные электронагреватели. Как известно, для поддержания  нормальной температуры в помещении  не обязательно его отапливать, а  достаточно ограничить теплоотвод так, чтобы сохранялось тепло, выделяемое различными электрическими приборами, например, лампочками, холодильниками, телевизорами и т. д. и телом человека. Утепление помещений должно начинаться при строительстве путем уплотнения стыков панелей и установки теплоизолирующих прокладок в стенах, уплотнения окон и дверей, и продолжаться людьми, живущими в помещениях. Результаты в этом деле получаются всегда ощутимые, например, в мире имеются дома, не требующие специального отопления  в условиях Севера.