Методика расчета потерь в проводах

Потери электроэнергии в электрических сетях: коэффициент и норматив

Методика расчета потерь в проводах

Чтобы понять, что представляют собой потери электроэнергии в электрических сетях, потребуется разобраться с самой системой электроснабжения.

Она состоит из ряда конструктивных элементов, каждый из которых в определенных условиях вносит вклад в непроизводительные издержки.

Кроме того, они могут быть связаны с необходимостью удовлетворения собственных потребностей на вспомогательное оборудование подстанций. Из этого следует вывод, что без потерь в электрических цепях обойтись практически невозможно.

Виды и структура

Примерная структура потерь

Потери в электросетях с точки зрения энергосбережения – это разница между отпущенным поставщиком объемом электричества и той энергией, которую по факту получает потребитель. С целью нормирования и подсчета их реальной величины была принята следующая классификация:

  • потери технологического характера;
  • эксплуатационные (коммерческие) издержки;
  • фактические непроизводительные расходы.

Технические потери обусловлены особенностями прокладки линий электроснабжения, а также рассеянием энергии на контактах. Сюда же входит отбор части поставляемой электрической энергии на нужды вспомогательного оборудования. Технологическая составляющая включает расходы в нагрузочных цепях и климатическую компоненту.

Второй фактор – коммерческий – обычно увязывается с такими неустранимыми причинами, как погрешность приборов, измеряющих контролируемые параметры. В нем также учитывается ряд нюансов, касающихся ошибочных снятий показаний по потреблению и хищений энергии.

Проведенные исследования убедительно доказывают, что максимальный уровень издержек приходится на передачу энергии высоковольтными линиями ЛЭП (до 64 процентов).

Коронный разряд на линии ЛЭП

Большую их часть составляют расходы на ионизацию воздуха из-за коронарного разряда (17%). Фактическими называют потери, которые были определены в самом начале – разница между отпущенным продуктом и его потребленным объемом.

При их упрощенном расчете иногда две описанные составляющие просто складываются. Однако на практике техника вычисления этого показателя оказывается несколько иной.

Для его определения применяется проверенная временем методика расчета потерь в проводах с учетом всех остальных компонентов.

Фактическая их величина согласно специальной формуле равна притоку энергии в сеть за минусом следующих составляющих:

  • полученный частным потребителем объем;
  • перетоки в другие ветви энергосистемы;
  • собственные технологические нужды.

Затем полученный результат делится на поступающий в сеть объем электроэнергии минус потребление в нагрузках, где потери отсутствуют, минус перетоки и собственные нужды. На завершающем этапе расчетной операции итоговая цифра умножается на 100%. Если требуется получить результат в абсолютных значениях, при использовании этого метода ограничиваются расчетами одного только числителя.

Определение нагрузки, обходящейся без непроизводительных расходов (перетоки)

В рассмотренной ранее формуле введено понятие нагрузки без потерь, определяемой посредством приборов коммерческого учета, устанавливаемых на подстанциях.

Любое предприятие или государственная организация самостоятельно оплачивают потери в электрической сети, фиксируемые отдельным счетчиком в точке подключения. «Перетоки» также относят к категории расходов энергии без потерь (так удобнее вести расчет).

Под ними понимается та ее часть, которая из одной энергосистемы перенаправляется в другую. Для учета этих объемов также применяются отдельные измерительные приборы.

Собственные нужды

Потери в силовых трансформаторах подстанции

Собственные нужды обычно относят к особой категории, классифицируемой как фактические потери. В этом показателе принято фиксировать затраты на поддержание работоспособности следующих объектов:

  • подстанций с установленными в них трансформаторами;
  • административных строений, вспомогательных зданий и т. п.

Каждая из статей входит в итоговую сумму в пропорции, нормируемой для данного вида потребителя.

Самый весомый вклад вносят районные подстанции, поскольку в них размещается основное обслуживающее оборудование. Оно обеспечивает нормальные режимы эксплуатации узлов, ответственных за преобразование электроэнергии, а также ее доставку к потребителю.

Зарядное помещение для тяговых АКБ

Для фиксации величины этих затрат на подстанциях устанавливаются собственные приборы учета.

Список потребителей, традиционно относящихся к рассматриваемой категории:

  • вентиляционные системы, гарантирующие полноценное охлаждение комплекта трансформаторного оборудования;
  • системы отопления и вентиляции для технологических помещений, а также смонтированные в них осветительные сети;
  • приборы освещения, располагающиеся на прилегающих к подстанциям секторах и территориях;
  • оборудование помещений для зарядки АКБ;
  • системы обогрева установок наружного размещения (для управления воздушными коммутаторами, в частности);
  • компрессоры и вспомогательные механизмы.

К этому же типу оборудования относят приспособления и инструменты, используемые для проведения ремонтных работ, а также при восстановлении вспомогательной аппаратуры.

Коммерческая составляющая

Отсутствие контроля работы приборов учета приводят к неучтенным хищениям электроэнергии

В первую очередь эта составляющая касается характеристик приборов учета, принадлежащих конечным потребителям (их погрешности, в частности).

Для снижения этого типа потерь разработан ряд конкретных мер, успешно применяемых на практике. К категории коммерческих относят не только ошибки при выписывании счетов конкретному потребителю, но и неучтенные хищения электроэнергии.

В первом случае они чаще всего возникают по следующим причинам:

  • в договоре на поставку электроэнергии приведена неполная или не совсем корректная информация о потребителе и балансовой принадлежности закрепленного за ним объекта;
  • ошибка в указании выбранного тарифа;
  • отсутствие контроля работы приборов учета (этот случай характерен для садовых кооперативов и СНТ, в частности);
  • неточности, возникающие при корректировке выписанных ранее счетов и т. п.

Характерные ошибки, вызванные спорным определением границ балансовой принадлежности объекта, решаются в порядке, установленном законодательством РФ.

Проблема хищений с трудом решается во всех цивилизованных странах. Эти противозаконные действия постоянно пресекаются соответствующими органами, дела по ним направляются в местные судебные инстанции. Пик таких хищений традиционно приходится на зимнюю пору и именно в тех регионах страны, где бывают проблемы с централизованным теплоснабжением.

Это только подтверждает взаимосвязанность коммерческих составляющих издержек по каждой из категорий энергоресурсов.

Основные причины утечек электроэнергии

Большая часть энергии, произведенная трансформатором, рассеивается

Грамотный подход к расчету потерь электроэнергии подразумевает учет причин, по которым они возникают. При исследовании проблемы следует разделять источники непроизводительных расходов в соответствии с уже знакомой классификацией. Начать следует с технической составляющей, которую обычно увязывают с такими элементами:

  • трансформаторы;
  • высоковольтный кабель или воздушная линия;
  • обслуживающее линию оборудование.

У любого силового трансформатора имеется несколько обмоток, каркас которых крепится на ферромагнитном сердечнике. В нем и теряется большая часть электроэнергии, трансформируемой в тепло (оно затем просто рассеивается в пространство).

На величину потерь в различных элементах электросети также влияет режим ее работы: холостой ход или «под нагрузкой». В первом случае они оцениваются как постоянные, не зависящие от внутренних и сторонних факторов.

При подключении потребителя уровень потерь зависит от величины нагрузочного тока в цепи, который каждый день меняется. Поэтому для его оценки проводятся статические наблюдения за определенный период (за месяц, например).

Потери в ВВ линиях электропередач образуются при транспортировке энергоносителя из-за утечек, связанных с коронным разрядом, а также из-за нагрева проводников.

К категории обслуживающего оборудования относят установки и приборы, участвующие в генерации, транспортировке, а также в учете и потреблении отпускаемой энергии.

Величины сверхнормативных потерь этой категории в основном не меняются со временем или же учитываются посредством электросчетчиков.

Понятие нормативного показателя

Под этим термином понимается подтвержденная на практике и экономически обоснованная величина потерь за определенный промежуток времени.

При утверждении норматива учитываются все рассмотренные ранее составляющие, для каждой из которых проводится отдельный анализ.

По их результатам вычисляется фактическое (абсолютное) значение и рассматриваются возможные варианты снижения этого показателя.

Нормируемое значение не остается все время постоянным – непрерывно корректируется.

Под абсолютными показателями в данном случае понимается разница между переданной потребителю мощностью и технологическими (переменными) потерями. Нормативные значения для последнего параметра вычисляются по соответствующим формулам.

Кто платит за потери электричества

Чтобы определиться с тем, кто должен оплатить непроизводительные расходы электроэнергии в сети, следует учитывать конкретную ситуацию, а также ряд дополнительных критериев. Когда речь заходит о расходах на восполнение технологических потерь, их оплата ложится на плечи потребителей – частных или юридических лиц.

Она учитывается не напрямую, а закладывается в существующие тарифы.

Каждый потребитель при оплате счетов за электричество рассчитывается с сетевой организацией за всевозможные потери в линиях передач и трансформаторах. В случае с коммерческой составляющей за всякое превышение показателя сверх нормируемого значения платить приходится компании, отпускающей энергоресурс клиенту.

Способы снижения потерь

Сократить непроизводительные расходы удается за счет снижения коммерческой и технологической составляющих суммарных потерь. Во втором случае сделать это можно принятием следующих особых мер:

  • оптимизация схемных решений и режимов работы электросети;
  • изучение статистических данных и выявление узлов максимальных нагрузок;
  • снижение суммарной перекачиваемой по сети мощности за счет увеличения реактивной составляющей;
  • оптимизация трансформаторных нагрузочных линий;
  • обновление оборудования и применение различных подходов к выравниванию нагрузок.

Указанные меры позволяют заметно снизить суммарное потребление и потери и обеспечить высокое качество напряжения в сети (оно не будет «проседать»).

Методика и пример расчета

Известны следующие методики приблизительного подсчета потерь в линиях электропередач:

  • оперативные расчеты;
  • посуточные вычисления;
  • определение максимальных потерь за определенный промежуток времени;
  • использование обобщенных данных.

С полной информацией об официально утвержденных методиках определения этого параметра можно ознакомиться в соответствующей нормативной документации.

Расчет потерь в силовом трансформаторе

В качестве примера рассмотрим расчет потерь в фидере высоковольтной линии с трансформатором ТП 6-20/04кВ.

При реализации метода оперативного расчета издержек в зависимости от линейного падения напряжения сначала измеряются величины фазных потенциалов на шинах трансформаторной подстанции в самой удаленной точке при максимальной нагрузке. По результатам проведенных измерений узнается абсолютное и относительное снижение DU в процентах: оно берется по отношению к его среднестатистическому фазному значению на шинах 0,4 кВ ТП 6-20.

Потери энергии W в линии напряжением 0,4 кВ (в процентах от отгрузки электроэнергии в сеть) можно узнать по следующей формуле:

W = 0,7 Kн х DU х t /T, где

  • Кн – коэффициент, учитывающий перекос фаз или неравномерность распределения по потребителям;
  • U – потери напряжения в нагрузке (в самой удаленной точке линии, то есть по вычисленные максимуму);
  • T – время наблюдения (в часах);
  • t – величина временной размерности, характеризующая заполнением графика проверки передачи полезной мощности потребителю.

Выбрав значения параметров для конкретного фидера по одной из выложенных в Интернете таблиц (ТП-4) и подставив их в формулу, с помощью калькулятора получим значение 11,4 процента.

Для фидеров других марок искомую величину технологических потерь удается посчитать с помощью тех же таблиц с приведенными в них данными.

В Интернете широко представлены самые различные методы онлайн расчетов, которыми при необходимости может воспользоваться любой желающий.

Расчет потерь электроэнергии

Методика расчета потерь в проводах

Ключевые слова:Эта статья может быть полезна тем, кто ищет на фразы:

расчет потерь электроэнергии, расчет потерь электроэнергии в линии, расчет потери электроэнергии 0.4 кв, пример расчета потерь электроэнергии, расчет потерь электроэнергии до границы балансовой принадлежности, расчет потерь электроэнергии в кабеле, расчет потерь электроэнергии в кабельных линиях

Введение

Согласно п. 144 из Основных положений о функционировании розничных рынков электроэнергии из Постановления Правительства РФ №442, объем потребленной электроэнергии нужно корректировать на величину потерь на участке от границы балансовой принадлежности до прибора учета в случае если прибор учета расположен не на границе.

Одним из случаев, когда счетчик электроэнергии размещается не на границе балансовой принадлежности, будет размещение счетчика в нежилом помещении, электроустановка которого подключена через распределительные сети жилого дома.  Другим — размещение счетчика на опоре ВЛ-0,4, когда граница проводится по верхушке этой опоры.

В этих случаях сетевая или сбытовая компания требуют расчет потерь электроэнергии в кабеле до границы балансовой принадлежности.

Сбытовая компания может потребовать расчет потерь в линии электроснабжения для уже присоединенной электроустановки. А сетевая — в момент нового присоединения или увеличения мощности. В последнем случае расчет должен быть приложен к проекту, описывающему, кроме прочего, узел учета коммерческой энергии.

Методы расчета потерь электроэнергии на участках электросети описаны в приложении к Приказу Министерства энергетики РФ от 30 декабря 2008 г. N 326 «Об организации в Министерстве энергетики Российской Федерации работы по утверждению нормативов технологических потерь электроэнергии при ее передаче по электрическим сетям».

Здесь я приведу пример расчет потерь электроэнергии в кабеле 0,4 кв.

Пример расчета потерь электроэнергии

Расчет потерь электроэнергии в кабеле

Посмотрите на картинке выше как выглядит расчет потерь электроэнергии в кабеле.

Щелкнув по ссылке, можно открыть пример расчета потерь электроэнергии, сделанный для 3-фазной линии ВВГнг-ls 2х(5х25) длиной 28 м, через которую подключена электроустановка нежилого помещения мощностью 32.93 квт.Исходные данные:1. Коэффициент формы графика суточной нагрузки K — это отношение среднеквадратичной мощности к средней за данный период времени.

Для жилого строения, которое эксплуатируется 24 часа в сутки, коэффициент формы нужно выбрать равным 1.1.2. Число часов работы линии за расчетный период, T, час. Здесь все понятно. Если имеется в виду жилое помещение, а считаем за месяц, берем 24 часа 30 дней в месяце, т.е. 720 часов.3. Средняя активная нагрузка в линии за расчетный период, P, кВт.В нашем примере 32,93 квт.4.

Линейное напряжение, U, кВ. При однофазном подключении 0,22 кв, при трехфазном 0,38 кв.5. Длина линии, l, м. В нашем конкретном случае длина кабеля от границы балансовой принадлежности до счетчика 28 м.6. Активное сопротивление проводника, ρ, Ом·мм2/м. Для меди 0,0172, для алюминия 0,027.7. Cечение жилы, s, мм2.

У нас 25, да еще с учетом того факта, что два кабеля проложены и подключены параллельно.

8. Средневзвешенное значение коэффициента реактивной мощности узла нагрузки при известных значениях потребляемых активной и реактивной мощностях определяется. При расчете берем расчетную величину из схемы или проекта. У нас 0,92.

Расчеты
1. Среднее значение тока за расчетный период, А. Вычисляем исходя из расчетной мощности, напряжения в линии, коэффициента мощности по формуле для 3 фазного случая.

Формула для расчета тока, зная напряжение, мощность для 3 фаз

2. Активное сопротивление линии за расчетный период, Ом

Формула для расчета активного сопротивления проводника, зная длину, сечение, удельное сопротивление

3. Потери электроэнергии в линии за расчетный период, кВт·ч

3 учитывает 3 фазы.

4. Отношение потери электроэнергии в линии за расчетный период к общему расходу электроэнергии, %.

Формула для расчета потерь электроэнергии в процентах

Расчет потерь электроэнергии в трансформаторе
Если на балансе абонента находится трансформатор и счетчик размещен в его РУ-0,4 кВ, результат расчета должен учитывать потери мощности в трансформаторе.

Как заказать?

По телефону 983-5049 или электропочтой (справа внизу).

Исходные данные:
Для расчета потребуются данные о сечении жил, материале, длине питающего кабеля, расчетной мощности электроустановки. Расчетное кол-во часов работы электроустановки в месяц. Если на балансе абонента находится трансформатор — его данные.

Цена расчета потерь электроэнергии как в примере 2000 рублей.
Для организаций возможна оплата по безналичному расчету с НДС.

Скачать образец расчета в формате pdf

Расчет потерь электроэнергии в кабеле 0,4 кв нежилого помещения

Расчет потерь электроэнергии в сетях 0,4 кВ: формулы, схемы

Методика расчета потерь в проводах

В таких сетях нет оборудования, в котором имели бы место потери холостого хода. Расчет нагрузочных потерь по известной схеме сети в силу указанных ранее особенностей их схем и нагрузок проводят для каждой фазы. На рис. 2.

1 приведена в однолинейном исполнении схема участка сети ВЛ 0,4 кВ, питающегося от одного из ТП 10/0,4 кВ небольшого города. Одного взгляда на этот рисунок достаточно, чтобы понять, насколько трудоемкой является работа по внесению в компьютер данных о схемах всех таких линий, находящихся на балансе сетевой организации.

Поэтому оценку потерь в линиях 0,4 кВ при большом их числе обычно проводят на основе упрощенных методов.

Одной из проблем расчета потерь в линиях 0,4 кВ, независимо от применяемого метода расчета, является отсутствие данных об энергии, отпущенной в каждую линию. При установке счетчиков на головных участках линий 0,4 кВ не только существенно увеличивается точность расчета технических потерь, но и решается задача выявления очагов коммерческих потерь.

Рассмотрим методы возможного определения этих данных на основе известного отпуска энергии в фидер 6–20 кВ.

Из заданного отпуска энергии в фидер 6–20 кВ необходимо вычесть рассчитанные потери в фидере; энергию, отпускаемую в ТП, находящиеся на балансе потребителя (линии 0,4 кВ, питающиеся от данного ТП, также находятся на балансе потребителя); энергию, проходящую по фидеру 6–20 кВ транзитом. Остальная энергия уходит на шины 0,4 кВ ТП, принадлежащих энергоснабжающей организации.

Распределение суммарного отпуска по линиям 0,4 кВ производится на основе следующего алгоритма. В группе линий 0,4 кВ, питающихся от конкретного фидера 6–20 кВ, могут быть линии, на которых установлены счетчики (есть данные об энергии, отпущенной в линию), и линии, для которых таких данных нет.

Из суммарного отпуска энергии во все линии 0,4 кВ данного фидера необходимо вычесть энергию линий, на которых она задана, а остаток распределить по линиям с неизвестными значениями

Рис. 2.1. Схема участка сети ВЛ 0,4 кВ 58

энергии пропорционально сечениям их головных участков (другое условие придумать трудно).

Ниже изложены методы расчета потерь как основе полных схем линий 0,4 кВ, так и оценочные методы.

Расчет потерь на основе полных схем линий

Основной информацией о нагрузке линии является энергия, отпускаемая в линию с шин 0,4 кВ ТП 6–20/0,4 кВ. Как и в сетях 6–20 кВ, энергия, потребляемая в некоторых узлах сети 0,4 кВ, может быть известна.

Это относится к относительно крупным (для этих сетей) потребителям – коммунально-бытовым и производственным предприятиям (водокачки, бойлерные, магазины, дома культуры, мастерские по ремонту сельскохозяйственной техники и т. п.).

Аналогичная информация по бытовым абонентам может быть получена практически только по данным об оплате электроэнергии.

Оплата часто осуществляется с опозданием или, наоборот, впрок; она, как правило, не вполне соответствует фактическому потреблению энергии в расчетном периоде. Поэтому необходимо использовать какие-то допущения о распределении по узлам (и фазам) суммарной энергии (разности между отпуском электроэнергии в данную линию и суммой энергии, заданной в узлах с известным потреблением).

Нагрузки в каждом узле задают в виде трех значений (фазы А, В и С), поэтому число задаваемых нагрузок будет в три раза больше числа узлов схемы.

Нагрузки узлов с известным потреблением указывают в виде значений энергии по каждой фазе – для трехфазных нагрузок в каждой фазе указывают 1/3 потребления.

Для узлов с неизвестным потреблением указывают коэффициенты, пропорционально которым программа будет распределять остаток энергии.

В сетях 6–10 кВ энергия головного участка распределяется пропорционально мощностям ТП; здесь же нет параметра, хоть как-то характеризующего нагрузку каждой фазы каждого узла, поэтому задавать коэффициенты пропорциональности приходится экспертным путем.

Для селитебной территории можно для каждой фазы в узле указывать, например, число присоединенных к ней квартир. Можно взять нагрузку какой-либо фазы какого-либо узла за единицу, а остальные указывать по отношению к ней.

Можно распределить по 3 ∙ n точкам 100 единиц, понимая под ними процентное распределение нагрузок.

Коэффициенты во всех точках должны иметь одинаковый масштаб. Они определяют пропорциональность распределения энергии, поэтому, если их изменить в одинаковое число раз, это не повлияет на результаты расчета.

Если, например, для конкретного узла задано А = 30; В = 12; С = 0, это означает, что однофазные нагрузки 59 присоединены к фазам А и В (потребители на двухфазном ответвлении), причем энергия, потребляемая от фазы А в 2,5 раза больше, чем от фазы В.

Все заданные «весовые» коэффициенты суммируются программой. Например, при трех узлах с заданными коэффициентами (заданы в виде процентного распределения нагрузок):

1-й узел: А=30; В=12; С=0;

2-й узел: А=20; В=0, С=15;

3-й узел: А=7; В=6, С=10

программа определит сумму всех коэффициентов 30 + 12 + 20 + 15 + + 7 + 6 + 10 = 100, затем определит «цену» в кВт⋅ч одной единицы, разделив распределяемую энергию на 100, и рассчитает все нагрузки в кВт⋅ч, умножив «цену» на коэффициент. Такое распределение нагрузок используется программой РАП-10-ст. Далее расчет проводится методом средних нагрузок.

Расчет потерь электроэнергии на основе измеренных максимальных потерь напряжения в линии

Так как формулы для расчета потерь мощности и потерь напряжения в линии содержат одни и те же параметры, то потери мощности и потери напряжения могут быть выражены друг через друга (см. прил. 3). Расчетная формула для относительных потерь электроэнергии имеет вид:

При наличии ЭП, потребляющих электроэнергию непосредственно с шин 0,4 кВ ТП или на незначительном расстоянии от него («беспотерьное» потребление), рассчитанное значение ∆W% применяется к электроэнергии, уменьшенной на величину такого потребления.

При расчете потерь в линии с одинаковыми проводами на всех участках коэффициент kэ/н определяют по формуле (прил. 3)

Для воздушных линий x0 ≈ 0,4 Ом/км, а r0 ≈ 28,5/Fг , где Fг – сечение провода головного участка. При этом ξ ≈ F / 71.

Учитывая снижение сечения проводов по мере удаления от ТП (особенно на ответвлении, в удаленной точке которого и проводят измерения напряжения), эквивалентное значение ξ снижается.

Для практических расчетов примем ξ = Fг /100. При этом формула для коэффициента kэ/н будет иметь вид:

Коэффициент kнн в формуле (2.50) определяют по формуле (П3.18, см. прил. 3). Она довольно сложна для практического применения, так как исходит из необходимости замера токов во всех фазах.

Если же характеризовать отличие токов в фазах относительным значением неодинаковости нагрузок фаз δIф = (Iмакс – Iмин) / Iср и принять в качестве характерного значения δIф = 0,5 (что соответствует относительным токам в трех фазах 1,25; 1,0 и 0,75), то коэффициент kнн при одинаковом сечении нулевого и фазного проводов составит 1,13, а при сечении нулевого проводов в два раза меньшем фазного – 1,21. Для линий с различным распределением нагрузок по длине линии целесообразно применять более простую формулу (П3.19).

Недостатком метода расчета потерь мощности по измеренным потерям напряжения в линии является то, что он не учитывает потери энергии в ответвлениях.

Потери напряжения до удаленной точки сети не изменяются от того, потребляется ли энергия непосредственно от какого-либо узла магистрали или проходит дальше еще и по ответвлению.

Проблемой же практического использования этого метода является необходимость осуществления замеров потерь напряжения в линиях в режиме максимальной нагрузки. Такие замеры не только связаны с большими трудозатратами, но и имеют низкую достоверность.

Это обусловлено необходимостью определения времени замеров, соответствующего максимуму нагрузки, и низкой точностью определения потерь напряжения как разности двух близких значений напряжения: каждое из них измерено прибором, конкретная погрешность которого в пределах диапазона, соответствующего классу точности, неизвестна. Другой проблемой является практическая невозможность проверки достоверности этих измерений на стадии экспертизы расчета. Поэтому данный метод можно считать скорее теоретическим, чем практическим, тем более для определения потерь во всех линиях 0,4 кВ, находящихся на балансе сетевой организации.

Расчет потерь на основе обобщенных данных о схемах линий

К обобщенным данным относятся: количество линий 0,4 кВ, сечение проводов их головных участков и суммарные длины магистрали, однофазных, двухфазных и трехфазных ответвлений.

Очевидно, что значение потерь зависит не только от суммарной длины участков линий, но и от особенностей их схем и распределения нагрузок по длине линий.

Потери в линии, представляющей собой вытянутую магистраль, существенно отличаются от потерь в линии с такой же суммарной длиной участков, но со схемой, похожей на разветвленное дерево.

Потери в линии с нагрузкой, сосредоточенной в ее конце, существенно отличаются от потерь в линии с нагрузками, распределенными по ее длине, и тем более с большой нагрузкой, сосредоточенной в ее начале.

Потери электроэнергии в линии 0,4 кВ определяют по формуле (прил. 3)

Из формулы (2.53) видно, что расчетное значение потерь существенно зависит от величины dн. Например, при dн = 0,2 значение потерь снижается до (1–0,2)2 = 0,64 от его значения при dн = 0. На рис. 2.1 к беспотерьным потребителям относятся бойлерная и клуб, получающие питание непосредственно с шин 0,4 кВ ТП.

Если не указать их долю в виде dн, то расчет по формуле (2.53) соответствует ситуации равномерного распределения потребляемой ими энергии по всем остальным точкам сети, что при dн = 0,2 приводит к завышению расчетного значения потерь в 1/0,64 = 1,56 раза.

В линиях с большой долей потребления энергии вблизи шин 0,4 кВ ТП это увеличение будет еще более существенным. Например, при dн = 0,7 потери окажутся завышенными в 1/0,09 = 11,1 раза и вместо реальных 5 % расчет приведет к 55,5 %.

Такой результат вызывает у расчетчика представление об ошибочности метода, хотя причина заключается в ошибочности заданных исходных данных.

Под сечением провода магистрали в формуле (2.53) понимается основное сечение проводов на ее участках. Если, например, с шин трансформатора осуществлен кабельный вывод сечением 120 мм2 и длиной 20 м, а затем идет магистраль длиной 200 м, выполненная проводом сечением 35 мм2 , то следует использовать значение Fм = 35 мм2 .

При отсутствии данных о коэффициенте заполнения графика и (или) коэффициенте реактивной мощности принимают характерные для бытовых потребителей значения kз = 0,3; tgj = 0,6.

Эквивалентную длину линии определяют по формуле

Под магистралью понимается наибольшее расстояние от шин 0,4 кВ ТП 6–20/0,4 кВ до наиболее удаленного потребителя, присоединенного к трехфазной линии.

При наличии стальных или медных проводов в магистрали или ответвлениях в формулу (2.54) подставляют длины линий, определяемые по формуле

Коэффициент k0,4 при расчете потерь электроэнергии в одной линии определяют по формуле

Распределенными нагрузками можно считать потребление энергии бытовыми абонентами (населением). Его можно определить на основе отчетности о полезном отпуске электроэнергии. Долю энергии, потребляемой распределенными нагрузками, определяют по формуле

Долю энергии, потребляемой непосредственно с шин 0,4 кВ ТП или на незначительном расстоянии от него dн, можно принять равной доле энергии, потребляемой коммунальными, торговыми 63 и культурно-просветительными предприятиями (в сельской местности ТП обычно проектировались рядом с такими потребителями).

В качестве расчетного сечения магистрали для совокупности линий принимают средневзвешенное сечение, определяемое с учетом распределения общего объема энергии по линиям с различными сечениями проводов головных участков. Более правильно определять потери для групп линий с одинаковыми сечениями проводов магистрали.

Следует иметь в виду, что формула (2.

53) выведена для усредненной модели линии, поэтому определенные по ней расчетные потери в конкретной линии могут отличаться (иногда существенно) от их значения, определенного при представлении линии полной схемой.

Областью использования этой формулы является расчет суммарных потерь в большом числе линий. При таком расчете разнонаправленные погрешности определения потерь в отдельных линиях в значительной степени компенсируются в суммарной величине.

П р и м е р. Рассчитать потери электроэнергии за апрель месяц (Д = 30) в ВЛ 0,4 кВ длиной 1 км, выполненной проводом А-95 (r0 = = 0,30 Ом, x0 = 0,4 Ом) с сосредоточенной в ее конце нагрузкой.

За месяц в линию отпущено 10 тыс. кВт⋅ч. Остальные параметры, используемые в расчете, имеют следующие значения: tgj = 0,5; kз = 0,3; kнн = 1,05.

Так как данная ВЛ является линией с сосредоточенной нагрузкой, то dр = 0.

Р е ш е н и е. Максимальные значения активной и реактивной нагрузок составляют:

Расчетные потери электроэнергии и потери напряжения в максимум нагрузки, определенные по параметрам линии (эталон для сравнения методов), составляют:

Расчет по формуле (2.53) – по обобщенным параметрам линии – приводит к следующему результату:

Расчет по потерям напряжения в линии выполняем в следующей последовательности. В соответствии с формулой (2.51) при ξ = 0,4 / 0,3 = 1,33:

Если с помощью замера напряжений в начале и конце линии получены потери напряжения, точно соответствующие действительным 14,47 % (что маловероятно), то потери энергии по формуле (2.50) составят:

Полученные результаты показывают, что для такой простой линии результаты расчетов по оценочным выражениям совпадают с результатом точного расчета. Погрешности оценки потерь электроэнергии в реальных сетях более сложных конфигураций будут определяться погрешностями допущений, принятых при выводе формул, и погрешностями измерения потерь напряжения.

Потери электроэнергии в электрических сетях: виды, причины, расчет

Методика расчета потерь в проводах

Потери электроэнергии в электрических сетях неминуемы, поэтому важно чтобы они не превышали экономически обоснованного уровня.

Превышение норм технологического расхода говорит о возникших проблемах. Чтобы исправить ситуацию необходимо установить причины возникновения нецелевых затрат и выбрать способы их снижения.

Собранная в статье информация описывает многие аспекты этой непростой задачи.

Виды и структура потерь

Под потерями подразумевается разница между отпущенной потребителям электроэнергией и фактически поступившей к ним. Для нормирования потерь и расчетов их фактической величины, была принята следующая классификация:

  • Технологический фактор. Он напрямую зависит от характерных физических процессов, и может меняться под воздействием нагрузочной составляющей, условно-постоянных затрат, а также климатических условий.
  • Расходы, затрачиваемые на эксплуатацию вспомогательного оборудования и обеспечение необходимых условий для работы техперсонала.
  • Коммерческая составляющая. К данной категории относятся погрешности приборов учета, а также другие факторы, вызывающие недоучет электроэнергии.

Ниже представлен среднестатистический график потерь типовой электрокомпании.

Примерная структура потерь

Как видно из графика наибольшие расходы связаны с передачей по воздушным линиям (ЛЭП), это составляет около 64% от общего числа потерь. На втором месте эффект коронированния (ионизация воздуха рядом с проводами ВЛ и, как следствие, возникновение разрядных токов между ними) – 17%.

Коронный разряд на изоляторе ЛЭП

Исходя из представленного графика, можно констатировать, что наибольший процент нецелевых расходов приходится на технологический фактор.

Основные причины потерь электроэнергии

Разобравшись со структурой, перейдем к причинам, вызывающим нецелевой расход в каждой из перечисленных выше категорий. Начнем с составляющих технологического фактора:

  1. Нагрузочные потери, они возникают в ЛЭП, оборудовании и различных элементах электросетей. Такие расходы напрямую зависят от суммарной нагрузки. В данную составляющую входят:
  • Потери в ЛЭП, они напрямую связаны с силой тока. Именно поэтому при передаче электроэнергии на большие расстояния используется принцип повышения в несколько раз, что способствует пропорциональному уменьшению тока, соответственно, и затрат.
  • Расход в трансформаторах, имеющий магнитную и электрическую природу ( 1 ). В качестве примера ниже представлена таблица, в которой приводятся данные затрат на трансформаторах напряжения подстанций в сетях 10 кВ.

Потери в силовых трансформаторах подстанций

Нецелевой расход в других элементах не входит в данную категорию, ввиду сложностей таких расчетов и незначительного объема затрат. Для этого предусмотрена следующая составляющая.

  1. Категория условно-постоянных расходов. В нее входят затраты, связанные со штатной эксплуатацией электрооборудования, к таковым относятся:
  • Холостая работа силовых установок.
  • Затраты в оборудовании, обеспечивающем компенсацию реактивной нагрузки.
  • Другие виды затрат в различных устройствах, характеристики которых не зависят от нагрузки. В качестве примера можно привестисиловую изоляцию, приборы учета в сетях 0,38 кВ, змерительные трансформаторы тока, ограничители перенапряжения и т.д.
  1. Климатическая составляющая. Нецелевой расход электроэнергии может быть связан с климатическими условиями характерными для той местности, где проходят ЛЭП. В сетях 6 кВ и выше от этого зависит величина тока утечки в изоляторах. В магистралях от 110 кВ большая доля затрат приходится на коронные разряды, возникновению которых способствует влажность воздуха. Помимо этого в холодное время года для нашего климата характерно такое явление, как обледенение на проводах высоковольтных линий, а также обычных ЛЭП.Гололед на ЛЭП

Учитывая последний фактор, следует учитывать затраты электроэнергии на расплавление льда.

Расходы на поддержку работы подстанций

К данной категории отнесены затраты электрической энергии на функционирование вспомогательных устройств. Такое оборудование необходимо для нормальной эксплуатации основных узлов, отвечающих за преобразование электроэнергии и ее распределение. Фиксация затрат осуществляется приборами учета. Приведем список основных потребителей, относящихся к данной категории:

  • системы вентиляции и охлаждения трансформаторного оборудования;
  • отопление и вентиляция технологического помещения, а также внутренние осветительные приборы;
  • освещение прилегающих к подстанциям территорий;
  • зарядное оборудование АКБ;
  • оперативные цепи и системы контроля и управления;
  • системы обогрева наружного оборудования, например, модули управления воздушными выключателями;
  • различные виды компрессорного оборудования;
  • вспомогательные механизмы;
  • оборудование для ремонтных работ, аппаратура связи, а также другие приспособления.

Понятие норматива потерь

Под данным термином подразумевается установка экономически обоснованных критериев нецелевого расхода за определенный период. При нормировании учитываются все составляющие. Каждая из них тщательно анализируется отдельно.

По итогу производятся вычисления с учетом фактического (абсолютного) уровня затрат за прошедший период и анализа различных возможностей, позволяющих реализовать выявленные резервы для снижения потерь.

То есть, нормативы не статичны, а регулярно пересматриваются.

https://www.youtube.com/watch?v=M4Fa4qrVJ_o

Под абсолютным уровнем затрат в данном случае подразумевается сальдо между переданной электроэнергией и техническими (относительными) потерями. Нормативы технологических потерь определяются путем соответствующих вычислений.

Кто платит за потери электричества?

Все зависит от определяющих критериев. Если речь идет о технологических факторах и расходах на поддержку работы сопутствующего оборудования, то оплата потерь закладывается в тарифы для потребителей.

Совсем по иному обстоит дело с коммерческой составляющей, при превышении заложенной нормы потерь, вся экономическая нагрузка считается расходами компании, осуществляющей отпуск электроэнергии потребителям.

Способы уменьшения потерь в электрических сетях

Снизить затраты можно путем оптимизации технической и коммерческой составляющей. В первом случае следует принять следующие меры:

  • Оптимизация схемы и режима работы электросети.
  • Исследование статической устойчивости и выделение мощных узлов нагрузки.
  • Снижение суммарной мощности за счет реактивной составляющей. В результате доля активной мощности увеличится, что позитивно отразится на борьбе с потерями.
  • Оптимизация нагрузки трансформаторов.
  • Модернизация оборудования.
  • Различные методы выравнивания нагрузки. Например, это можно сделать, введя многотарифную систему оплаты, в которой в часы максимальной нагрузки повышенная стоимость кВт/ч. Это позволит существенно потребление электроэнергии в определенные периоды суток, в результате фактическое напряжение не будет «проседать» ниже допустимых норм.

Уменьшить коммерческие затраты можно следующим образом:

  • регулярный поиск несанкционированных подключений;
  • создание или расширение подразделений, осуществляющих контроль;
  • проверка показаний;
  • автоматизация сбора и обработки данных.

Методика и пример расчета потерь электроэнергии

На практике применяют следующие методики для определения потерь:

  • проведение оперативных вычислений;
  • суточный критерий;
  • вычисление средних нагрузок;
  • анализ наибольших потерь передаваемой мощности в разрезе суток-часов;
  • обращение к обобщенным данным.

Полную информацию по каждой из представленных выше методик, можно найти в нормативных документах.

В завершении приведем пример вычисления затрат в силовом трансформаторе TM 630-6-0,4. Формула для расчета и ее описание приведены ниже, она подходит для большинства видов подобных устройств.

Расчет потерь в силовом трансформаторе

Для понимания процесса следует ознакомиться с основными характеристиками TM 630-6-0,4.

Параметры TM 630/6/0,4

Теперь переходим к расчету.

Итоги расчета

Поделиться:
Нет комментариев

    Добавить комментарий

    Ваш e-mail не будет опубликован. Все поля обязательны для заполнения.