2.1 Общие соображения

Низковольтные электрические сети напряжением до 1000 В еще более размерны, чем распределительные сети 6-20 кВ. На балансе предприятия электрических сетей может насчитываться более десяти тысяч распределительных линий 0,38 кВ. Эти сети характеризуются относительно небольшой протяженностью линий, как правило, не превышающей одного километра, практически отсутствием полной режимной информации для проведения расчетов, несимметричной загрузкой фаз[11].

В состав исходной информации входят:

- по опорные схемы сетей 0,38 кВ в естественном их представлении, содержащиеся, в, паспортах линий, с отражением числа вводов и распределения ответвлений по фазам, с указанием коммутационных и защитных аппаратов, с отражением режима нейтрали;

- справочники НСИ по воздушным и кабельным пиниям 0,38 кВ на различных типах опор, с голыми и изолированными проводами, с кабелями с бумажной и резиновой изоляцией и различными оболочками и т.п.;

- справочники НСИ по трансформаторам, в том числе для схем различных последовательностей.

- информация о заданных параметрах режимов электрической сети используется в виде результатов замеров токовых нагрузок в голове линий или показаний счетчиков энергии за известный интервал времени там, где они имеются.

Следует учесть ряд особенностей схем и режимов этих сетей, а именно:

- рассматриваемые сети 0,38 кВ - воздушные и кабельные, городские
и сельские, резервированные и не резервированные - работают по разомкнутым схемам, в связи, с чем для их расчета следует применять
простые эффективные прямые алгоритмы расчета режимов разомкнутых
сетей;

- в условиях нормальной эксплуатации измерения параметров режима в сетях 0,38 кВ проводятся в голове линий - измеряются токи фаз Ia, IВ, IС (токоизмерительными клещами) и напряжения фазные и междуфазные для трех фаз. Эти измерения должны проводиться два раза в год при осмотрах и ремонтах трансформаторов, результаты их заносятся в журнал. Из-за малого количества персонала в действительности эти измерения проводятся реже - в Минских кабельных сетях ( например, по многолетнему графику 1 раз в два года. Как правило, стационарные электроизмерительные приборы в кабельной и воздушной сетях 0,38 кВ отсутствуют;

- нагрузка сетей 0,38 кВ создается однофазными электроприемниками, питаемыми в коммунально-бытовом секторе по однофазным вводам. При проектировании и монтаже линии предусматриваются мероприятия по обеспечению равномерности распределения нагрузки по фазам. Однако в условиях эксплуатации возможен значительный разброс реальных нагрузок фаз от проектных значений, что обуславливает не симметрию режимов сетей 0,38 кВ и следовательно, требует применения соответствующих методов расчета этих сетей;

- ввиду отсутствия режимной информации об однофазных нагрузках в промежуточных точках линии, расчетная схема замещения может быть упрощена и обобщена: она может формироваться вручную или программным путем с эквивалентированием равномерно распределенной (условно) нагрузки вдоль линии ее сосредоточенными параметрами 1У, cos? или PУ, QУ, то есть суммарными величинами, приложенными на расчетной длине (в середине участка линии). За счет этого конфигурационная модель линии упрощается и обобщается;

- расчетные значения токов на ветвлениях схемы определяются по току головного участка пропорционально длине и числу фаз ответвлений; ввиду отсутствия счетчиков активной энергии реактивные токи или мощности на головных участках линий определяются приближенно исходя из характера питаемых нагрузок: - для коммунально-бытовой нагрузки принимается усредненное значение коэффициента мощности нагрузки cos?. С некоторым приближением расчет режима может выполняться по модулям полных токов фаз. При наличии счетчиков в голове линии 10 кВ центров питания, cos? может быть определен усреднение для линии 10 кВ с учетом баланса реактивной мощности - потерь и емкостной мощности линии (соответственно, для воздушной и кабельной ЛЭП);

- сбор информации о токовых нагрузках в голове линий осуществляется не одновременно, что в данном случае не снижает точности расчетов (в том числе потерь мощности и энергии), поскольку сети 0,38 кВ работают изолированно;

Отсюда следует, что методы расчета потерь электроэнергии в электрических сетях до 1000 В должны быть весьма специфичными и ориентированы на весь имеющийся объем режимных данных. Опыт проведения расчетов потерь в низковольтных электрических сетях показывает, что и здесь возможны несколько вариантов решения задачи, оперативно адаптируемых к условиям эксплуатации.

С теоретической точки зрения здесь проблем нет. В основу вычисления потерь электроэнергии за время Т кладется выражение:

, (2.1)

практическое использование которого невозможно. Поэтому и здесь величина интеграла (2.1) приближенно определяется как площадь прямоугольника со сторонами I2макс и ? или I2ск и Т.

(2.2)

При этом среднеквадратичный ток Iск равен:

. (2.3)

Разделив и умножив правую часть выражения (2.2) на квадрат среднего значения тока I, получим

, (2.4)

где kф - коэффициент формы графика нагрузки.

Как видно из (2.4) коэффициент формы учитывает отличие среднеквадратического тока Iск от среднего I:

, (2.5)

где ?* = ?/Т, Т*ма = Тма/Т.

Учитывая, что

, , , (2.6)

можно записать:

,

, (2.7)

,

Если учесть к тому же, что IСК = + ?, то уравнение (2.2) можно записать в виде:

, (2.8)

где ?2 - дисперсия активного и реактивного токов.

Кроме вышеизложенных подходов в эксплуатационной практике расчетов потерь электроэнергии в низковольтных электрических сетях до 1000 В часто исходят из процента потерь напряжения в сети до наиболее электрически удаленной точки. Процент напряжения определяется на основании замеров, и осуществить это практически значительно легче, чем измерить потери мощности и энергии. Отношение ?P%/?U% называется коэффициентом kм/н перехода от потерь напряжения к потерям мощности.

В разветвленной сети при cos? = 1 суммарные потери мощности, отнесенные к мощности в начале сети, всегда несколько меньше, чем потери напряжения в этой сети, отнесенные к напряжению в начале сети, поэтому:

 (2.9)

Отсюда следует, что

.

Потери электроэнергии в этом случае будут равны

. (2.10)

Приведенные положения послужили основой для разработки методов расчета потерь электроэнергии в низковольтных электрических сетях.

При выполнении эксплуатационных расчетов режимов и потерь электроэнергии в низковольтных электрических сетях показывает, что в принципе имеется два основных направления решения рассматриваемой задачи. Наиболее близким к существующему уровню эксплуатации низковольтных сетей является направление, учитывающее неполноту и достоверность схемной и режимной информации. Расчет потерь электроэнергии здесь можно проводить с использованием обобщенных данных обсчитываемого района (суммарная протяженность, отпуск электроэнергии в сеть, среднее эксплуатационное напряжение) или на основе ограниченного количества схем распределительных линий (выборка), после чего результаты расчета "средней" схемы распространяются на всю сеть.

Второе направление (поэлементные расчеты потерь) позволяет проводить детальный анализ режимов и потерь в низковольтных электрических сетях на основе детерминированных данных, когда в качестве исходной информации используются топологические данные о схемах всех распределительных линий (номера начал и концов схемы сети, марки и длины проводов и кабелей, число фаз, марка нулевого провода) и режимные данные по головным участкам линий - максимальный ток или отпуск энергии, время использования максимальной активной нагрузки и коэффициент мощности, по возможности, токи фаз.

При использовании детерминированных исходных данных также возможны два подхода.

Первый подход ориентирован на работу со схемами электрических сетей и режимной информацией по распределительным линиям, второй -только со схемами электрических сетей. При этом в первом подходе (поэлементные расчеты потерь) реализованы четыре варианта расчета.

Дня первого (эталонного) варианта расчета задаются нагрузки фаз (ток, мощность, электропотребление) во всех узлах сети.

Второй (базовый) вариант расчета используется, когда режимные данные заданы только на головном участке распределительной линии. Нагрузка сети в этом случае предполагается равномерно распределенной по длине фазных проводов сети.

Третий вариант расчета - комбинация первых двух. Для него задаются режимная информация на головном участке линии и нагрузки фаз в отдельных (с ярко выраженной сосредоточенной нагрузкой) узлах сети.

Четвертый вариант аналогичен второму. Однако здесь нагрузка сети распределяется по длине проводов сети случайным образом.

Во всех четырех вариантах первого подхода суммарные потери электроэнергии в сети района определяются в виде суммы потерь по отдельным распределительным линиям.

Во втором подходе (обобщенный расчет) реализован вариант расчета, при котором в начале по каждой распределительной линии определяется ее индивидуальное эквивалентное сопротивление, а затем на их основе -обобщенное эквивалентное сопротивление всей сети района. Далее по суммарному отпуску электроэнергии в сеть и обобщенному эквивалентному сопротивлению вычисляется величина потерь во всей сети.