ГОСУДАРСТВЕННОЕ ОБРАЗОВАТЕЛЬНОЕ  УЧРЕЖДЕНИЕ

ВЫСШЕГО ПРОФЕССИОНАЛЬНОГО  ОБРАЗОВАНИЯ

«Казанский государственный энергетический университет» 
 
 
 

Заочный Факультет

Дисциплина: Введение в специальность 
 

РЕФЕРАТ

Тема: «Способы уменьшения потерь при передаче электроэнергии»

Работу выполнил

студент 1 курса

группы ЗЭС-3-11

заочного  отделения

Быков А. В.

_______________ 

Проверил

преподаватель

______________________________ 
 
 

Казань

2011 г.

Содержание

Введение  ……………………………………………………………………………3

Структура потерь электроэнергии в электрических  сетях………………………5

Методы  расчета потерь

электроэнергии  в распределительных сетях 0,38-6-10 кВ……………...………14

Мероприятия по снижению

потерь  электроэнергии в электрических  сетях………………….………………19

Основные  выводы…………………………………………………………………25

Литература…………………………………………………………………………27 

Введение

           Электрическая энергия является единственным видом продукции, для перемещения которого от мест производства до мест потребления не используются другие ресурсы. Для этого расходуется часть самой передаваемой электроэнергии, поэтому ее потери неизбежны, задача состоит в определении их экономически обоснованного уровня. Снижение потерь электроэнергии в электрических сетях до этого уровня - одно из важных направлений энергосбережения.

    Потребители  электроэнергии  имеются  повсюду.  Производится  же  она   в сравнительно   немногих   местах,   близких   к   источникам   топливных   и гидроресурсов. Поэтому возникает необходимость  передачи  электроэнергии  на расстояния, достигающие иногда сотен километров. Но передача электроэнергии на  большие  расстояния  связана  с  заметными потерями.  Дело  в  том,  что,  протекая  по  линиям  электропередачи,   ток нагревает их. В соответствии с законом Джоуля — Ленца, энергия,  расходуемая на нагрев проводов линии, определяется формулой 

  Q=I²Rt 

  где R — сопротивление линии. При большой  длине линии передача энергии  может стать вообще экономически невыгодной. Для уменьшения потерь можно,  конечно, идти  по  пути  уменьшения  сопротивления  R  линии  посредством  увеличения площади поперечного сечения проводов. Но для уменьшения R, к примеру, в  100 раз нужно увеличить  массу  провода  также  в  100  раз.  Ясно, что  нельзя допустить такого большого расходования дорогостоящего цветного металла,  не говоря уже о трудностях закрепления тяжелых проводов на высоких мачтах и  т. п.

  Поэтому потери энергии в линии снижают  другим путем: уменьшением  тока  в линии.  Например,  уменьшение   тока   в   10   раз   уменьшает   количество выделившегося в проводниках тепла в  100  раз,  т.  е.  достигается  тот  же эффект, что и от стократного утяжеления провода.

    Так  как  мощность  тока  пропорциональна  произведению  силы   тока   на напряжение,  то  для  сохранения  передаваемой   мощности   нужно   повысить напряжение в  линии  передачи.  Причем,  чем  длиннее  линия  передачи,  тем выгоднее  использовать  более   высокое   напряжение.   Так,   например,   в высоковольтной линии передачи Волжская ГЭС — Москва используют напряжение  в 500 кв. Между тем генераторы  переменного тока  строят  на  напряжения,  не превышающие 16—20 кв., так  как  более  высокое  напряжение  потребовало  бы принятия более сложных специальных мер для изоляции обмоток и других  частей генераторов. Поэтому на  крупных  электростанциях  ставят  повышающие  трансформаторы. Трансформатор увеличивает напряжение в линии во столько же раз,  во  сколько уменьшает силу тока. Потери мощности при этом невелики. Для   непосредственного   использования   электроэнергии   в   двигателях электропривода станков, в осветительной сети и для других  целей  напряжение на концах  линии  нужно  понизить.  Это  достигается  с  помощью  понижающих трансформаторов.  Причем  обычно  понижение  напряжения   и   соответственно увеличение  силы  тока  происходит  в  несколько  этапов.  На  каждом  этапе напряжение становится все меньше, а территория,  охватываемая  электрической сетью, - все шире.

    Электрические станции  ряда  областей  страны  соединены   высоковольтными линиями  передач,  образуя  общую  электросеть,   к   которой   присоединены потребители.  Такое  объединение  называется  энергосистемой.  Энергосистема обеспечивает бесперебойность подачи энергии потребителям независимо  от  их месторасположения. 
 
 

   Структура потерь электроэнергии в электрических  сетях

   При передаче электрической энергии  в каждом элементе электрической  сети возникают потери. Для изучения составляющих потерь в различных  элементах сети и оценки необходимости  проведения того или иного мероприятия, направленного на снижение потерь, выполняется анализ структуры потерь электроэнергии.

   Фактические (отчетные) потери электроэнергии ΔW_Отч определяют как разность электроэнергии, поступившей в сеть, и электроэнергии, отпущенной из сети потребителям. Эти потери включают в себя составляющие различной природы: потери в элементах сети, имеющие чисто физический характер, расход электроэнергии на работу оборудования, установленного на подстанциях и обеспечивающего передачу электроэнергии, погрешности фиксации электроэнергии приборами ее учета и, наконец, хищения электроэнергии, неоплату или неполную оплату показаний счетчиков и т.п.

   Разделение  потерь на составляющие может проводиться  по разным критериям: характеру потерь (постоянные, переменные), классам напряжения, группам элементов, производственным подразделениями и т.д. Учитывая физическую природу и специфику  методов определения количественных значений фактических потерь, они  могут быть разделены на четыре составляющие:

   1) технические потери  электроэнергии  ΔW_Т, обусловленные физическими процессами в проводах и электрооборудовании, происходящими при передаче электроэнергии по электрическим сетям.

   2) расход электроэнергии  на собственные  нужды подстанций  ΔW_СН, необходимый для обеспечения работы технологического оборудования подстанций и жизнедеятельности обслуживающего персонала, определяемый по показаниям счетчиков, установленных на трансформаторах собственных нужд подстанций;

   3) потери электроэнергии, обусловленные инструментальными  погрешностями их измерения (инструментальные потери) ΔW_Изм;

   4) коммерческие потери  ΔW_К, обусловленные хищениями электроэнергии, несоответствием показаний счетчиков оплате за электроэнергию бытовыми потребителями и другими причинами в сфере организации контроля за потреблением энергии. Их значение определяют как разницу между фактическими (отчетными) потерями и суммой первых трех составляющих: 

   ΔW_К =ΔW_{Отч -} ΔW_{Т -} ΔW_{СН -} ΔW_{Изм. (}1.1) 

   Три первые составляющие структуры потерь обусловлены технологическими потребностями  процесса передачи электроэнергии по сетям и инструментального учета  ее поступления и отпуска. Сумма  этих составляющих хорошо описывается  термином технологические потери. Четвертая составляющая - коммерческие потери - представляет собой воздействие "человеческого фактора" и включает в себя все его проявления: сознательные хищения электроэнергии некоторыми абонентами с помощью изменения показаний счетчиков, неоплату или неполную оплату показаний счетчиков и т.п.

   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.

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: 

   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 К_ТТ = 0,5 и 1 ВА при К_ТТ= 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: 

   где β_ТТэкв - коэффициент эквивалентной токовой загрузки ТТ;

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

   его вторичной цепи Δр_ТТ, имеющей вид: 

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

   где β_вз - отношение среднеквадратичного рабочего тока ВЗ за расчетный

   период  к его номинальному току;

   ΔР_пр - потери в устройствах присоединения.

   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: 

   где ΔР_х - потери мощности холостого хода трансформатора при номинальном напряжении U_Н;

   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 Δр_БCК, кВт/квар: 

   где W_{Q БCК -} реактивная энергия, выработанная батареей конденсаторов за расчетный период. Обычно Δр_БCК = 0,003 кВт/квар.

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

   ΔР_ТН ⁼ ΔР_1ТН + ΔР_{2ТН. (}1.8) 

   Потери  в самом ТН ΔР_1ТН 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 ΔР_2ТН зависят от класса точности ТН К_ТН. Причем, для трансформаторов напряжением 6-10 кВ эта зависимость линейная. При номинальной нагрузке для ТН данного класса напряжения ΔР_2ТН ≈ 40 Вт. Однако на практике вторичные цепи ТН часто перегружаются, поэтому указанные значения необходимо умножать на коэффициент загрузки вторичной цепи ТН β_2ТН. Учитывая вышеизложенное, суммарные потери электроэнергии в ТН и нагрузке его вторичной цепи определяют по формулам, тыс. кВт-ч: 

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

   где b_c - емкостная проводимость кабеля, Сим/км;

   U - напряжение, кВ;

   L_каб - длина кабеля, км;

   tgφ - тангенс угла диэлектрических потерь, определяемый по формуле: 

   где Т_сл - число лет эксплуатации кабеля;

   а_{τ -} коэффициент старения, учитывающий старение изоляции в течение

   эксплуатации. Происходящее при этом увеличение тангенса угла

   диэлектрических потерь отражается второй скобкой формулы. 

   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: 

   где U_из - напряжение, приходящееся на изолятор, кВ;

   R_из - его сопротивление, кОм.

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

   где Т_вл - продолжительность в расчетном периоде влажной погоды

   (туман,  роса и моросящие дожди);

   N_гир - число гирлянд изоляторов.

Методы  расчета потерь

    электроэнергии в распределительных сетях 0,38-6-10 кВ

    Сети 0,38 - 6 - 10 кВ энергосистем характеризуются  относительной простотой схемы  каждой линии, большим количеством  таких линий и низкой достоверностью информации о нагрузках трансформаторов. Перечисленные факторы делают нецелесообразным на данном этапе применение для расчетов потерь электроэнергии в этих сетях  методов, аналогичных применяемым  в сетях более высоких напряжений и основанных на наличии информации о каждом элементе сети. В связи  с этим получили распространение  методы, основанные на представлении  линий 0,38-6-10 кВ в виде эквивалентных  сопротивлений.

    Нагрузочные потери электроэнергии в линии определяют по одной из двух формул в зависимости  от того, какая информация о нагрузке головного участка имеется - активная W_Р и реактивная w_Q энергия, переданная за время Т или максимальная токовая нагрузка I_max:

    Или

    где k_фР и k_фQ - коэффициенты формы графиков активной и реактивной мощности;

    U_эк - эквивалентное напряжение сети, учитывающее изменение фактического напряжения как во времени, так и вдоль линии.

    Если  графики Р и Q на головном участке не регистрируются, коэффициент формы графика рекомендуется определять по (2.7).

    Эквивалентное напряжение определяют по эмпирической формуле: 

    где U₁, U₂ - напряжения в ЦП в режимах наибольших и наименьших нагрузок; k₁ = 0,9 для сетей 0,38-6-10 кВ. В этом случае формула (2.8) приобретает вид:

    где k_ф² определяют по (2.7), исходя из данных о коэффициенте заполнения графика активной нагрузки. В связи с несовпадением времени замера токовой нагрузки с неизвестным временем ее действительного максимума формула (2.9) дает заниженные результаты. Устранение систематической погрешности достигается увеличением значения, получаемого по (2.9), в 1,37 раза. Расчетная формула приобретает вид:

    Эквивалентное сопротивление линий 0,38-6-10 кВ при  неизвестных нагрузках элементов  определяют исходя из допущения одинаковой относительной загрузки трансформаторов. В этом случае расчетная формула  имеет вид:

    где S_{тi -} суммарная номинальная мощность распределительных трансформаторов (РТ), получающих питание по i-му участку линий сопротивлением R_лi,

    п - число участков линий;

    S_тj - номинальная мощность i-го PТ сопротивлением R_тj;

    т - число РТ;

    S_{т. г} - суммарная мощность РТ, присоединенных к рассматриваемой линии.

    Расчет  R_эк по (2.13) предполагает обработку схемы каждой линии 0,38-6-10 кВ (нумерацию узлов, кодирование марок проводов и мощностей РТ и т.п.). Вследствие большого числа линий такой расчет R_эк может быть затруднительным из-за больших трудозатрат. В этом случае используют регрессионные зависимости, позволяющие определять R_эк, исходя из обобщенных параметров линии: суммарной длины участков линии, сечения провода и длины магистрали, разветвлений и т.п. Для практического использования наиболее целесообразна зависимость:

    где R_Г - сопротивление головного участка линии;

    l_м^а, l_м^с - суммарные длины участков магистрали (без головного участка) с алюминиевыми и стальными проводами соответственно;