Методика учета формы графиков нагрузки при расчетах потерь электроэнергии в сетях 6 - 10 кВ Текст научной статьи по специальности «Электротехника, электронная техника, информационные технологии»

ЭНЕРГЕТИКА И ЭЛЕКТРОТЕХНИКА

УДК 621.311 DOI: 10.17213/0321-2653-2014-6-32-35

МЕТОДИКА УЧЕТА ФОРМЫ ГРАФИКОВ НАГРУЗКИ ПРИ РАСЧЕТАХ ПОТЕРЬ ЭЛЕКТРОЭНЕРГИИ В СЕТЯХ 6 - 10 кВ

© 2014 г. И.И. Надтока, О.Г. Сколпина

Надтока Иван Иванович - д-р техн. наук, профессор, зав. кафедрой «Электроснабжение промышленных предприятий и городов», Южно-Российский государственный политехнический университет (НПИ) имени М.И. Платова. Тел. (863)22-55-650. E-mail: ii_nadtoka@mail.ru

Сколпина Оксана Геннадиевна - филиал ОАО «МРСК Юга» - «Ростовэнерго». E-mail: Prechioza@yandex.ru

Nadtoka Ivan Ivanovich -Doctor of Technical Sciences, professor, head of department «Power Supply of Industrial Enterprises and Cities». Platov South-Russian State Polytechnic University (NPI). Ph. (863)22-55-650. Е-mail: ii_nadtoka @mail.ru

Skolpina Oksana Gennadievna - branch of ОАО «МРСК Юга» - «Ростовэнерго». E-mail: Prechioza@yandex.ru

Предлагается метод определения коэффициентов формы графиков электрической нагрузки, использующихся при расчетах потерь активной мощности и электроэнергии в сетях 6 - 10 кВ городских электрических сетей, основанный на информации о составе потребителей, питающихся от трансформаторной подстанции 10(6)/0,4 кВ. Рекомендуемые численные значения коэффициентов формы для коммунально-бытовых, промышленных и смешанных групп потребителей получены на основании расчетов фактических значений коэффициентов формы графиков нагрузки по активной и реактивной мощности на трансформаторных подстанциях. Получасовые графики электрической нагрузки по активной и реактивной мощности получены по данным электронных счетчиков электроэнергии, установленных на головных участках фидеров 10 кВ и трансформаторных подстанциях 10/0,4 кВ.

Ключевые слова: потери электроэнергии и мощности; коэффициент формы; график электрической нагрузки; группа потребителей; электрические сети 6 - 10 кВ; трансформаторная подстанция; счетчик электроэнергии.

The article suggests a method for determining the coefficients of the form of graphs of electrical load, used in the calculation of active electricity and power losses in electrical networks 6 - 10 kV of city electric network, based on the information on the composition of consumers, which fed from the substation transformer 10(6)/0,4 kV. Recommended numerical values of the coefficients of the form for communal general, industrial and mixed groups of consumers, which based on calculations of the actual values coefficients of the form load curves for active and reactive power at transformer substations. Halftime graphics electrical load for active and reactive power ,which obtained according to electronic electricity meters ,which installed at the head sections of feeders 10 kV and substations transformers 10(6)/0,4 kV.

Keywords: loss of electricity and power; form coefficient; the graph of electrical load; a group of consumers; electric networks 6 - 10 kV; substation transformer; the electricity meter.

Согласно методике [1], нагрузочные потери электроэнергии за фиксированный интервал времени в зависимости от исходной информации рассчитываются с учетом коэффициента формы графиков нагрузок kф. Рекомендуется несколько вариантов расчетных формул для kф в зависимости от методики определения расчетных потерь электроэнергии. Так как в формулах для расчета потерь электроэнергии используется значение квадрата коэффициента формы ^ф, то в дальнейшем будем использовать термин «коэффициент формы» для значений его квадрата.

В расчете нормативных потерь по методике расчетных суток [1] коэффициент к1^ определяется по формуле

~ Дм , ,

^ = 1 W12/Гс2р.суТ Дм), (1)

г=1

где Wi - отпуск электроэнергии в сеть за i-й день месяца; Дм - число дней в месяце.

При отсутствии данных об отпуске электроэнергии в сеть за каждые сутки месяца коэффициент к1^ определяется по формуле [1]:

k 2 = (Др + К2Дн.р)Дм

ф (Др + К Дн.р)2

(2)

где Др и Дн.р - число рабочих и нерабочих дней в месяце (Дм = Др + Д н.р); К = Wн.р / Wр - отношение значений энергии, потребляемой в средний нерабочий ^н.р и средний рабочий Wр дни.

В методике средних нагрузок [1] коэффициент формы определяется по формуле

С = 1 Р2Ди /(Рс2р т),

г=1

где Рг - значение нагрузки на 1-й ступени графика продолжительностью , ч; т - число ступеней графика на расчетном интервале; Рср - средняя нагрузка сети за расчетный период Т. При отсутствии графика нагрузки значение ^ф.м в соответствии с [1] определяют по формуле:

1+"- (3)

k 2 -

3 К

Коэффициент заполнения графика суммарной нагрузки сети kз определяют по формуле:

К -

Wo _ Tmax _ Рср

ния. Данный подход требует подбора параметров аппроксимирующей зависимости графика нагрузки и в данной статье не рассматривается.

Согласно формуле, описанной в работе Г.М. Кая-лова [3], средние потери мощности ДРС за расчетный период Т определяются так:

ДРС - ДРГ + ДРП!

(4)

где ДРГ - главная составляющая средних потерь, представляющая собой величину потерь мощности в сети, вычисленной при средних значениях нагрузки в узлах; ДРП = ДРд + ДРК - переменная составляющая

потерь, учитывающая форму графиков нагрузки (дисперсию) ДРд и их взаимную корреляцию ДРК [3 - 6].

Выразим ДРс в формуле (4) через ДРг и эквивалентный коэффициент формы:

ДР - ДРК

где

Г ф.э :

ДРп

Кфэ - (1 + —-У-)

фэ ДРГ

(5)

(6)

Р т Т Р

тах тах

где Wо - отпуск электроэнергии в сеть за время Т; Ттах - число часов использования наибольшей нагрузки сети; Ртах - наибольшая (максимальная) нагрузка за рассматриваемый период Т [1].

Среднюю нагрузку 1-го узла сети фидера определяют по формуле

W,

Р ■= —

ср 1 т

где Wj - энергия, потребленная в 1-м узле за время Т.

В работе [2] предлагается оценивать коэффициенты формы методами имитационного моделирова-

Таким образом, выражение для ^ф.э в формуле (6) может быть получено по графикам электрических нагрузок и учитывает форму графиков нагрузки (дисперсию) и их взаимную коррелированность [3 - 6].

Для анализа результатов расчета к1^ по формулам (1) - (3) рассмотрим шесть фидеров 10 кВ городских электрических сетей, у которых установлены счетчики электроэнергии на головных участках и на трансформаторных подстанциях 10/0,4 кВ. Описанные в [4 - 6] фидеры 10 кВ имеют разный состав потребителей (табл. 1). Примем за расчетный период времени Т один месяц и выполним расчеты к1^ по формулам (1) - (3) методики [1] и по формуле (6).

Назовем расчет коэффициента формы по формуле (1) - методом № 1, по формуле (2) - методом № 2, по формуле (3) - методом № 3. Полученные результаты расчета величины к1^ приведены в табл. 1.

Таблица 1

Коэффициенты формы графиков нагрузки, рассчитанные по методам № 1 4

Название фидера Состав потребителей Номер метода расчета к2ф

1 2 3 4

Октябрь Коммунально-бытовые (преимущественно коммунальные) 1,017 1,102 1,086 1,028

Звездный 1,015 1,134 1,105 1,039

Общежитие Коммунально-бытовые (преимущественно бытовые) 1,003 1,093 1,049 1,063

ЦРП 1-1 Смешанные (преимущественно промышленные) 1,002 1,085 1,025 1,079

ЦРП 1-2 1,001 1,076 1,021 1,071

Школа 1,001 1,079 1,032 1,066

В качестве четвертого - эталонного метода расчета коэффициента формы и потерь электроэнергии примем расчетные значения эквивалентного ^фэ, полученные по фактическим 30-минутным графикам электрической нагрузки, т.е. по формуле (6) с вычислением по суточным графикам нагрузки и также поместим в табл. 1, в которой фидеры сгруппированы по типу основных потребителей. Из табл. 1 видно, что каждому из рассматриваемых фидеров можно сопоставить метод расчета коэффициента формы, наиболее приближенный по погрешности по отношению к методу № 4.

Выполним сопоставление методов определения ^ф для нескольких фидеров, для которых известны по счетчикам суточные получасовые графики нагрузки. По массиву данных измерений, полученных для фидеров, выполним расчет к1^ способами, описанными выше.

Из табл. 1 следует, что оценки величины коэффициента формы к2^, полученные по методам расчета № 1 ^ 3 из [1], могут значительно отличаться от расчетных эквивалентных значений, полученных по графикам нагрузки (метод № 4).

Четвертый метод расчета к1^ принимается как достоверный, так как расчет потерь мощности и коэффициента формы графика нагрузки производился по фактическим получасовым данным значений нагрузок на головном участке фидера и на трансформаторных подстанциях [4 - 6].

Анализ данных табл. 1 показывает, что погрешности расчета коэффициента формы по методам № 1 3 зависят от состава потребителей фидера. Сравнение результатов расчета к1^ показывает, что наиболее точные приближения методы № 1 ^ 3 дают для следующих групп потребителей:

- метод № 1 - для коммунально-бытовых потребителей (преимущественно коммунальных);

- метод № 2 - для смешанных потребителей (преимущественно промышленных);

- метод № 3 - для коммунально-бытовых потребителей (преимущественно бытовых).

В настоящее время процесс снятия и записи измерений, для формирования отчетной ведомости, производится как дежурным персоналом подстанции, так и оперативно-выездной бригадой. Большую труд-

ность в расчете потерь составляют те подстанции, на которых отсутствует постоянный дежурный персонал, и съем показаний счетчиков происходит один раз в месяц в день контрольного замера на головных участках фидеров. В таком случае применение вышеописанных формул (1) - (3) для учета формы графиков нагрузки фидера невозможно.

Как уже отмечалось выше, для определения к1^ по методу № 4 необходимо иметь информацию о графиках электрической нагрузки, что в большинстве случаев на практике исключает его применение. Анализ расчетных данных табл. 1 по методу № 4 позволяет по характеру нагрузки потребителей в фидере сформировать диапазон, в котором находится рекомендуемый квадрат коэффициента формы.

На основе анализа результатов расчета к1^ по методу № 4 можно предложить диапазоны значений коэффициента формы для различных групп потребителей, представленные в табл. 2. Преимущество данного подхода заключается в том, что в этом случае учитывается состав потребителей, питающихся от фидера, а также приближенно не только форма, но и взаимная коррелированность графиков нагрузки трансформаторных подстанций 10/0,4 (6/0,4) кВ.

Таблица 2

Рекомендуемые значения квадрата коэффициента формы для различных групп потребителей фидеров 6, 10 кВ

Состав потребителей Рекомендуемые значения кф

Коммунально-бытовые (преимущественно коммунальные) 1,02-1,04

Коммунально-бытовые (преимущественно бытовые) 1,04-1,06

Смешанные (преимущественно промышленные) 1,06-1,08

Сравнительный анализ потерь электроэнергии, рассчитанных с учетом рекомендуемых значений к1^ из табл. 2 и по графикам нагрузки, т.е. по формулам (5), (6), приведен в табл. 3. Рекомендуемые значения ^ф приняты равными середине рекомендуемого диапазона.

Таблица 3

Сравнительный анализ потерь электроэнергии фидеров за месяц

Наименование фидера AWr, кВт-ч k ф из табл. 2 AWC = AWr к2ф, кВт-ч по графикам, кВт-ч Погрешность расчета джс

кВт-ч %

Октябрь 2931805,85 1,03 3019760,02 3014684,91 -5075,11 0,17

Звездный 398,18 1,03 410,13 413,55 3,42 -0,83

Общежитие 5700,31 1,05 5985,32 6057,09 71,76 -1,18

ЦРП 1-1 8565,57 1,07 9165,17 9238,17 73,00 -0,79

ЦРП 1-2 19497,61 1,07 20862,44 20889,69 27,25 -0,13

Школа 41692,78 1,07 44611,27 44433,60 -177,67 0,40

Как видно из последней колонки табл. 3, погрешность расчета потерь электроэнергии с использованием рекомендуемых в табл. 2 значений к1^ не превышает по модулю 1 %.

Величина отклонения расчетных потерь электроэнергии при использовании рекомендуемого значения ^ф стремится к величине потерь, рассчитанной при учете дисперсии и взаимно корреляционных моментов графиков нагрузки.

Если использовать значения к2^, полученные по формулам (1) - (3), то погрешность расчета потерь электроэнергии может достигать до 4,5 %.

Следовательно, предлагаемая методика оценки расчетных значений коэффициента формы, основанная на анализе и учете состава потребителей, позволяет повысить точность учета формы и взаимной корре-лированности графиков нагрузки и, соответственно, точность расчета потерь электроэнергии.

Выводы

1. Учет не только формы, но и взаимной корре-лированности графиков электрической нагрузки на отчетных интервалах времени существенно влияет на точность определения величины технических потерь электроэнергии. Анализ существующих методов оценки значений коэффициента формы показывает, что они не позволяют учитывать состав потребителей в фидере и взаимную корреляцию нагрузок узлов сети (трансформаторные подстанции 10/0,4 (6/0,4) кВ).

2. Предлагаемый в статье подход к оценке коэффициента формы, основанный на учете состава потребителей, позволяет повысить точность расчета потерь электроэнергии в городских электрических сетях

10 (6) кВ особенно для фидеров, находящихся на обслуживании оперативно-выездных бригад, на которых показания электросчетчиков на головных участках фидеров снимаются один раз в месяц. В методике [1] для таких случаев нет рекомендаций по выбору коэффициента формы ^ф.м.

Литература

1. Методика расчета технологических потерь электроэнергии при ее передаче по электрическим сетям в базовом периоде. Утверждена приказом Минэнерго России № 326 от 30 декабря 2008 г.

2. Баламетов А.Б., Мамадов С.Г., Алиев Х.Т., Халилов Э.Д. Оценка погрешностей расчета коэффициента формы графиков нагрузки на основе их имитационного моделирования // Электричество. 2011. № 8. С. 15 - 22.

3. Каялов Г.М. Определение потерь энергии в электрической сети по средним значениям нагрузок в ее узлах // Электричество. 1976. № 6. С. 19 - 24.

4. Надтока И.И., Семенова О.Г. Расчеты потерь энергии в электрических сетях 6, 10 кВ с учетом неравномерности и коррелированности нагрузки узлов // Изв. вузов. Сев.-Кавк. регион. Техн. науки. 2006. Приложение № 15. С. 136 - 138.

5. Семенова О.Г. Анализ характеристик графиков электрической нагрузки трансформаторных подстанций 6/0,4, 10/0,4 кВ распределительных сетей // Изв. вузов. Сев.-Кавк. регион. Техн. науки. 2006. Приложение № 15. С. 120 - 122.

6. Надтока И.И., Семенова О.Г. Влияние формы и взаимной коррелированности суточных графиков электрической нагрузки потребителей на потери энергии в сетях 6 -10 кВ // Изв. вузов. Электромеханика. Специальный выпуск. 2007. С. 57 - 58.

References

1. Metodika rascheta tehnologicheskih poter' 'elektro'energii pri ee peredache po 'elektricheskim setyam v bazovom periode. Utverzhdena prikazom Min'energo Rossii № 326 ot 30 dekabrya 2008 g [The method of calculation of technological losses of electricity during its transmission through the power grids in the base period. Approved by order of Ministry of energy of Russia No. 326 dated 30 December 2008].

2. Balametov A.B., Mamadov S.G., Aliev H.T., Halilov 'E.D. Ocenka pogreshnostej rascheta ko'efficienta formy grafikov nagruzki na osnove ih imitacionnogo modelirovaniya [Estimation of error calculation of shape factor-load schedules based on their simulation)] // Elektrichestvo, 2011, no. 8, pp 15 - 22.

3. Kayalov G.M. Opredelenie poter' 'energii v 'elektricheskoj seti po srednim znacheniyam nagruzok v ee uzlah [Determination of energy losses in electric networks average loads in the nodes]. Elektrichestvo, 1976, no. 6, pp. 19 - 24.

4. Nadtoka I.I., Semenova O.G. Raschety poter' 'energii v 'elektricheskih setyah 6, 10 kV s uchetom neravnomernosti i korrelirovannosti nagruzki uzlov [Calculations of energy losses in electric networks 6, 10 kV, taking into account the non-uniformity and the correlation of load nodes]. Izv. vuzov. Sev.-Kavk. region. Tehn. nauki, 2006, no 15, pp. 136 - 138.

5. Semenova O.G. Analiz harakteristik grafikov 'elektricheskoj nagruzki transformatornyh podstancij 6/0,4, 10/0,4 kV raspredelitel'nyh setej [Analysis of the characteristics of the graphs of the electrical load transformer substation 6/0,4, 10/0,4 kV distribution networks]. Izv. vuzov. Sev.-Kavk. region. Tehn. nauki, 2006, no. 15, pp. 120 - 122.

6. Nadtoka I.I., Semenova O.G. Vliyanie formy i vzaimnoj korrelirovannosti sutochnyh grafikov 'elektricheskoj nagruzki potre-bitelej na poteri 'energii v setyah 6 - 10 kV [The influence of the shape and mutual correlation of daily schedules electrical load consumers on energy losses in networks 6-10 kV]. Izv. vuzov. Elektromehanika. Special'nyj vypusk, 2007, pp. 57 - 58.

Поступила в редакцию 5 ноября 2014 г.