Некоммерческое
партнерство
инженеров
Инженеры по отоплению, вентиляции, кондиционированию воздуха, теплоснабжению и строительной теплофизике
(495) 984-99-72 НП "АВОК"

(495) 621-80-48 Секретарь (тел./факс) ООО ИИП "АВОК-ПРЕСС"
(495) 107-91-50

АВОК ассоциированный
член
Ключевые слова: электроэнергия

Снижение потерь электроэнергии и потерь напряжения в сельских распределительных сетях при дифференцированном учете


Переход к дифференцированному учету электроэнергии (ДУЭ) - это технико-экономическая проблема, решение которой отвечает интересам и поставщиков, и потребителей электроэнергии. Для объектов агропромышленного комплекса (АПК), оснащенных электротепловыми установками, электронасосными агрегатами, электрооборудованием для сушки сена и др., экономические предпосылки внедрения ДУЭ очевидны /1/. Особое значение дифференцированный учет приобретает в связи с принятием Правительством РФ постановления об отмене льготных тарифов /2/. С их отменой появляются дополнительные стимулы к переходу потребителей АПК на ДУЭ, дающему возможность компенсировать в определенной степени негативные последствия лишения сельскохозяйственных потребителей льготных условий оплаты электроэнергии.

Адаптация потребителей к ДУЭ неизбежно приведет к уплотнению графиков электрических нагрузок, что будет сопровождаться повышением эффективности функционирования сельских электрических сетей системы централизованного электроснабжения. В настоящей статье показана попытка количественной оценки эффективности внедрения ДУЭ на примере одной сельской линии напряжением 10 кВ. При этом для упрощения принималась двухтарифная (день, ночь) оплата электроэнергии.

Допустим, что в некотором исходном году нагрузка ВЛ достигла проектного уровня, после которого осуществляется перевод ее потребителей на ДУЭ, вызывающий уплотнение графика нагрузок. Для дальнейшего рассмотрения использована следующая модель:

Wt=W0qt=W0(qx·qу)t, (1)

где
Wt, W0 - электропотребление в текущем t и исходном t0 годах;
q - коэффициент роста ежегодного электропотребления;
qx=qp; qy=qT - коэффициенты роста соответственно максимума нагрузок P и годового числа часов его использования T.

Рассмотрено 3 варианта режимов электроснабжения, значения показателей которых определены по выражению (1) и сведены в табл. 1. Для всех вариантов принят один и тот же коэффициент роста электропотребления, равный q=1,06. При этом должно соблюдаться условие x+y=1 независимо от степени уплотнения графика или, иначе говоря, от степени использования потребителями возможностей ДУЭ.

Таблица 1
Показатели Значения показателей по вариантам
  A В С
x 0,85 0,5 0,15
y 0,15 0,5 0,85
qp 1,0507 1,0295 1,0088
qT 1,0088 1,0295 1,0507

Вариант А включен в табл. 1 в качестве контрольного для сравнения. Он отражает динамику показателей работы сетей 10 кВ в 80-х годах, т. е. без влияния ДУЭ. Согласно /3/ в то время ежегодный прирост нагрузок достигал 5%, прирост продолжительности использования максимума нагрузок - 1%. Варианты В и С как бы моделируют среднее и наиболее полное использование потребителями возможностей ДУЭ.

Анализ работы ВЛ проведен в динамике за период 10 лет, в течение которого кратность электропотребления по отношению к исходному уровню во всех трех вариантах при q=1,06 достигает 1,8. Исходя из этих данных и с учетом табл. 1 рассчитаны показатели, представленные в табл. 2.

Таблица 2
Показатели Значения показателей по вариантам
  A В С
Максимум нагрузки потребителей, отн. ед. 1 0,81 0,66
Продолжительность использования максимума нагрузки, отн. ед. 1 1,23 1,51
Потери мощности в максимуме нагрузки, отн. ед. 1 0,66 0,44
Время максимальных потерь, отн. ед. 1 1,3 1,66
Потери электроэнергии, отн. ед. 1 0,86 0,73
То же, в % от передаваемой электроэнергии 5 4,3 3,65
Снижение уровня потерь напряжения, % - 0,7 1,35
Потери напряжения в максимуме нагрузки, отн. ед. 1,0 0,81 0,66
Показатель m по выражению (3) 0,29 0,38 0,50
Потери напряжения в минимуме нагрузки, отн. ед. 0,29 0,31 0,33

Примем, что в исходном (нулевом) году длительность использования максимума нагрузки ВЛ равна 3 000 часам. Число часов потерь определялось в соответствии с зависимостью [1]

t=0,75T-690 (2)

Потери мощности, электроэнергии и напряжения в табл. 2 вычислены по известным формулам.

В табл. 2 включен показатель m, равный отношению потерь напряжения в минимуме и максимуме нагрузок. Для его расчета использована формула

m=1,14 T*-0,14, (3)

где T*=T/8760.

Выражение (3) представляет собой отрезок прямой, соединяющей две точки, которые достоверно удалось зафиксировать. Первая из них с m=0,25 относится к моделируемой ВЛ, когда в ней в исходном году T=3 000 ч (T*=0,342).

Вторая точка характеризует абсолютно полный график нагрузок, для которого m=T*=1. Расчетные значения m по вариантам А, B и С в табл. 2 равны соответственно 3 208, 4 030 и 4 950 ч, по которым и определены согласно (3) значения m в той же таблице.

Для удобства сопоставления вариантов в табл. 2 абсолютные значения большинства показателей варианта А приняты за 1, в связи с чем аналогичные показатели по двум другим вариантам представлены в долях от нее.

Из данных табл. 2 следует, что по сравнению с вариантом А при умеренном и наиболее полном использовании потребителями возможностей ДУЭ следует ожидать снижения годовых потерь электроэнергии в сетях 10 кВ соответственно на 0,7 и 1,35%. Если учесть, что на территории России функционирует свыше 1 млн. км линий 6-10 кВ, то при всеобщем переводе потребителей на ДУЭ снижение потерь электроэнергии в этих линиях в абсолютном выражении может достигнуть внушительных размеров. Следует подчеркнуть, что снижение потерь электроэнергии при переходе на ДУЭ будет происходить в сетях на всех 4-х ступенях трансформации напряжения в системе централизованного электроснабжения (распределительные сети 0,38 и 10 кВ, питающие линии 35-110 кВ и ЛЭП более высокого напряжения).

Для оценки динамики изменения во времени качества напряжения у потребителей в сетях 0,38 кВ, присоединенных к ТП моделируемой ВЛ 10 кВ, проведены также ее расчеты при кратностях роста электропотребления, равных 1,2; 1,4 и 1,6. При этом принято, что в центре питания ВЛ 10 кВ осуществляется встречное регулирование напряжения в пределах от +5% в максимуме до +1% в минимуме нагрузок. Принято также, что загрузка трансформаторов ТП в исходном году близка к их номинальной мощности. Значения потерь напряжения в проводах ВЛ 10 и 0,38 кВ и в обмотках трансформаторов ТП в максимуме и минимуме нагрузок были определены аналогично соответствующим данным в табл. 2, но с учетом той или иной кратности роста электропотребления.

При замене перегруженных трансформаторов ТП учитывалось уменьшение потерь напряжения в связи с увеличением номинальной мощности заменяющего трансформатора. Замена трансформаторов ТП производилась при достижении нагрузки, в 1,3 раза превышающей их номинальную мощность.

Расчеты отклонений напряжения у потребителей в сетях 0,38 кВ проводились по известной схеме /4/. При выходе расчетных отклонений напряжения за пределы, нормируемые действующим стандартом /5/, принималось решение о проведении реконструкции моделируемой ВЛ 10 кВ.

Получены следующие результаты. Замена трансформаторов должна быть проведена по вариантам: А - через 5 лет, В - через 9 лет, С - через 30 лет. Реконструкция моделируемой ВЛ 10 кВ с целью обеспечения нормируемого качества напряжения у потребителей должна быть проведена по вариантам: А&nbsp- через 7 лет, В&nbsp- через 13 лет, а в варианте С необходимость в реконструкции может вообще не возникнуть до окончания нормативного срока службы ВЛ 10 кВ.

Таким образом, чем потребители полнее используют возможности ДУЭ, тем реже заменяются перегруженные трансформаторы ТП и еще реже возникает необходимость в реконструкции сетей 10 кВ. При решении технико-экономических задач, связанных с внедрением ДУЭ, может появиться необходимость оперативной оценки эффективности уменьшения потерь электроэнергии в сетях, если определено отношение между годовыми максимальными мощностями до и после перехода к дифференцированному учету. Для иллюстрации воспользуемся рассмотренной выше сетью.

Примем, что годовой максимум нагрузки на рассмотренном участке при переходе к ДУЭ изменяется в k раз (0<k<=1) и при этом объем передаваемой энергии остается неизменным. Если допустить, что коэффициенты мощности в обоих режимах равны друг другу, то воспользовавшись соотношением t=0,75T1-690 /1/, после преобразований получим DW1/DW2=(0,75T1-690k2)/(0,75T1-690). В этих выражениях t - время максимальных потерь, Т1 - число часов использования максимума в свободном режиме, DW1 и DW2 - потери электроэнергии в свободном и адаптированном режимах.

Графики, построенные по полученным формулам для значений T1, равных 2 000, 3 000, 4 000 и 5 000 часов, приведены на рис. 1. Вид кривых не меняется и при использовании других выражений t=f(T) /6, 7/. Необходимо отметить, что учет потерь энергии в трансформаторах, особенно, потерь холостого хода, повлияет на количественные показатели общих потерь в сети, хотя и не изменит тенденцию к их уменьшению при переходе к ДУЭ. После предварительной оценки нетрудно в дальнейшем уточнить потери с включением в расчеты показателей режима холостого хода.

Рисунок 1.

Зависимость отношения потерь энергии при адаптированном (DW2) и свободном (DW1) режимах от отношения (k) мощностей Р2 и P1 и годовой продолжительности использования максимальной нагрузки свободного режима (Т) при T1 =2 000 ч, Т2=3 000 ч, Т3=4 000 ч, Т4=5 000 ч

Рисунок 2.

Зависимость отдаления сроков реконструкции (Dt) ВЛ от отношения k между максимальными нагрузками адаптированного режима (P2) и свободного режима (P1) ежегодного прироста нагрузок (Р) при P1=0,1; Р2=0,09; Р3=0,08; Р4=0,07; P5=0,06; Р6=0,05

Рассмотрим теперь в общем виде влияние перехода к ДУЭ на изменение сроков проведения работ по реконструкции сетей. Известно, что необходимость в реконструкции связана, как правило, с ростом нагрузок и соответствующим увеличением потери напряжения. Для каждой конкретной сети можно говорить о предельной величине потери напряжения, по достижении которой отклонения напряжения выходят за границы нормированных значений.

Время, за которое может быть достигнута указанная предельная величина отклонения, зависит от закона изменения и от начального значения расчетной нагрузки.

Допустим, что:

  • начало расчетного периода совпадает со временем перехода к ДУЭ;
  • закон роста нагрузок при свободном и адаптированном режимах один и тот же;
  • предельные значения потерь напряжения свободного и адаптированного режимов совпадают.

Тогда, используя любую форму зависимости Р(t), можно определить для каждого режима время достижения предельного значения потерь и оценить и этот аспект выгоды перехода к ДУЭ. При показательном законе изменения нагрузок разность между временем достижения предельного значения напряжения в сети в адаптированном и свободном режимах равно Dt=-lgk/lg(1+p). Кривые, отражающие зависимость Dt = f(k, p), приведены на рис. 2.

Выводы

  • Особенности функционирования ряда электрифицированных энергоемких технологических процессов у потребителей АПК, допускающих регулирование суточных графиков нагрузок, благоприятствуют переходу к дифференцированным по зонам суток тарифам.
  • Сетевая компонента положительных эффектов при внедрении дифференцированного учета зависит от соотношения между расчетными нагрузками при свободном графике (до перехода к ДУЭ) и при адаптированном к ДУЭ графике, а также от закона роста нагрузок.
  • При всеобщем переходе к адаптированным к ДУЭ графикам нагрузок потребителей АПК вполне достижимо уменьшение потерь энергии в распределительных сетях сельскохозяйственного назначения на 2-4%.
  • Адаптация графиков нагрузок сельскохозяйственных потребителей к ДУЭ и вызванное ею уменьшение годового максимума расчетных нагрузок приведет к отдалению сроков реконструкции сетей на несколько лет и, следовательно, к экономии денежных средств.

Литература

  1. Стребков Д. С., Мурадян А. Е., Конечный В. П. Снижение затрат потребителей на электроэнергию при многотарифном учете. - Техника в сельском хозяйстве. М., 1999, № 2.
  2. О программе мер по поэтапной отмене льготных тарифов на электрическую и тепловую энергию для организаций агропромышленного комплекса на период до 31 декабря 2000 г. - Постановление Правительства РФ № 1037 от 10 сентября 1999 года.
  3. Методические указания по расчету электрических нагрузок в сетях 0,38-110 кВ сельскохозяйственного значения. Руководящие материалы по проектированию электроснабжения сельского хозяйства. М., Сельэнергопроект, 1981, вып. 11.
  4. Левин М. С., Мурадян А. Е., Сырых Н. Н. Качество напряжения в сетях сельских районов. М., Энергия, 1975.
  5. ГОСТ 13109-97. Нормы качества электрической энергии в системах электроснабжения общего назначения. ИПК Изд. стандартов, 1988.
  6. Будзко И. А., Левин М. С. Электроснабжение сельскохозяйственных предприятий и населенных пунктов. М., Агропромиздат, 1985.
  7. Потери электроэнергии в электрических сетях энергосистем. Под ред. Казакова В. И. М., Энергоатомиздат, 1983.

Тел. (495) 174-8859

Поделиться статьей в социальных сетях:

Статья опубликована в журнале “Энергосбережение” за №6'2000

распечатать статью распечатать статью


Реклама
Реклама на нашем сайте
Rambler's Top100 Rambler's Top100 Яндекс цитирования



Кондиционирование, отопление, вентиляция

Подписка на журналы

АВОК
АВОК
Энергосбережение
Энергосбережение
Сантехника
Сантехника
Онлайн-словарь АВОК!


Реклама на нашем сайте