Точное определение потерь за интервал времени Т возможно при известных параметрах R и Д Р х и функций времени I (t) и U (t) на всем интервале. Параметры R и Д Р х 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.
В зависимости от полноты информации о нагрузках элементов сети для расчетов нагрузочных потерь могут использоваться следующие методы:
1.Методы поэлементных расчетов, использующие формулу:
,
где k - число элементов сети;
Iij - токовая нагрузка i -го элемента сопротивлением Ri в
момент времени j;
Д t - периодичность опроса датчиков, фиксирующих
токовые нагрузки элементов.
2.Методы характерных режимов, использующие формулу:
где Д Рi - нагрузочные потери мощности в сети в i -м режиме
продолжительностью ti часов;
n - число режимов.
3.Методы характерных суток, использующие формулу:
где m - число характерных суток, потери электроэнергии за каждые из которых, рассчитанные по известным графикам нагрузки
в узлах сети, составляют Д W нc i,
Дэкi - эквивалентная продолжительность в году i -го характерного
графика (число суток).
4. Методы числа часов наибольших потерь ф, использующие формулу:
где Д Рmax - потери мощности в режиме максимальной нагрузки сети.
5. Методы средних нагрузок, использующие формулу:
где Д Р сp - потери мощности в сети при средних нагрузках узлов
(или в сети в целом) за время Т;
k ф - коэффициент формы графика мощности или тока.
6. Статистические методы, использующие регрессионные зависимости потерь электроэнергии от обобщенных характеристик схем и режимов электрических сетей.
Методы 1-5 предусматривают проведение электрических расчетов сети при заданных значениях параметров схемы и нагрузок. Иначе их называют схемотехническими [2].
При использовании статистических методов потери электроэнергии рассчитывают на основе устойчивых статистических зависимостей потерь от обобщенных параметров сети, например суммарной нагрузки, суммарной длины линий, числа подстанций и т.п. Сами же зависимости получают им основе статистической обработки определенного количества схемотехнических расчетов, для каждого из которых известны рассчитанное значение потерь и значения факторов, связь потерь с которыми устанавливается.
Статистические методы не позволяют наметить конкретные мероприятия по снижению потерь. Их используют для оценки суммарных потерь в сети. Но при этом, примененные к множеству объектов, например линий 6-10 кВ, позволяют с большой вероятностью выявить те из них, в которых находятся места с повышенными потерями [2]. Это дает возможность сильно сократить объем схемотехнических расчетов, а следовательно, и уменьшить трудозатраты на их проведение.
При проведении схемотехнических расчетов ряд исходных данных и результаты расчетов могут представляться в вероятностной форме, например в виде математических ожиданий и дисперсий. В этих случаях применяется аппарат теории вероятностей, поэтому эти методы называются вероятностными схемотехническими методами [4].
Для определения ф и k ф, используемых в методах 4 и 5, существует ряд формул. Наиболее приемлемыми для практических расчетов являются следующие:
где k з - коэффициент заполнения графика, равный относительному числу часов использования максимальной нагрузки.
По особенностям схем и режимов электрических сетей и информационной обеспеченности расчетов выделяют пять групп сетей, расчет потерь электроэнергии в которых производят различными методами [1]:
транзитные электрические сети 220 кВ и выше (межсистемные связи), через которые осуществляется обмен мощностью между энергосистемами.
Для транзитных электрических сетей характерно наличие нагрузок, переменных по значению, а часто и по знаку (реверсивные потоки мощности). Параметры режимов этих сетей обычно измеряются ежечасно.
замкнутые электрические сети 110 кВ и выше, практически не участвующие в обмене мощностью между энергосистемами;
разомкнутые (радиальные) электрические сети 35-150 кВ.
Для питающих электрических сетей 110 кВ и выше и разомкнутых распределительных сетей 35-150 кВ параметры режима измеряются в дни контрольных замеров (характерные зимний и летний дни). Разомкнутые сети 35-150 кВ выделяются в отдельную группу в связи с возможностью проведения расчетов потерь в них отдельно от расчетов потерь в замкнутой сети.
распределительные электрические сети 6-10 кВ.
Для разомкнутых сетей 6-10 кВ известны нагрузки на головном участке каждой линии (в виде электроэнергии или тока).
распределительные электрические сети 0,38 кВ.
Для электрических сетей 0,38 кВ имеются лишь данные эпизодических замеров суммарной нагрузки в виде токов фаз и потерь напряжения в сети.
В соответствии с изложенным для сетей различного назначения рекомендуются следующие методы расчета [2].
Методы поэлементных расчетов рекомендуются как предпочтительные для отдельных линий и трансформаторов, потери в которых существенно зависят от транзитных перетоков.
Методы характерных режимов рекомендуются для расчета потерь в системообразующей и транзитной сети при наличии телеинформации о нагрузках узлов, периодически передаваемой в ВЦ энергосистемы. Оба метода - поэлементных расчетов и характерных режимов - основаны на оперативных расчетах потерь мощности в сети или ее элементах.
Методы характерных суток и числа часов наибольших потерь могут использоваться для расчета потерь в замкнутых сетях 35 кВ и выше самобалансирующихся энергосистем и в разомкнутых сетях 6-150 кВ.
Методы средних нагрузок применимы при относительно однородных графиках нагрузки узлов. Они рекомендуются как предпочтительные для разомкнутых сетей 6-150 кВ при наличии данных об электроэнергии, пропущенной за рассматриваемый период по головному участку сети. Отсутствие данных о нагрузках узлов сети заставляет предполагать их однородность.
Статистические методы рекомендуются как предпочтительные для определения потерь в сетях 0,38 кВ.
Все методы, применимые к расчетам потерь в сетях более высоких напряжений, при наличии соответствующей информации могут использоваться для расчета потерь и в сетях более низких напряжений.