Для просмотра фотографий, размещённых на сайте, в увеличенном размере необходимо щёлкнуть кнопкой мышки на их уменьшенных копиях.

Методика расчёта технологических потерь электроэнергии
в линии электропередач ВЛ-04кВ садоводческого товарищества

До какого-то определённого времени необходимость расчёта технологических потерь в линии электропередач , принадлежащей СНТ, как юридическому лицу, или садоводам, имеющим садовые участки в границах какого-либо СНТ , была не нужна. Правление даже не задумывалось об этом. Однако дотошные садоводы или, скорее, сомневающиеся, заставили ещё раз бросить все силы на способы вычисления потерь электроэнергии в ЛЭП . Самый простой путь, безусловно - это тупое обращение в компетентную компанию, то бишь, электроснабжающую или мелкую фирмочку, которые и смогут рассчитать для садоводов технологические потери в их сети. Сканирование Интернета позволило разыскать несколько методик расчёта энергопотерь во внутренней линии электропередач применительно к любому СНТ. Их анализ и разбор необходимых значений для вычисления конечного результата позволил отбросить те из них, которые предполагали замер специальных параметров в сети с помощью специального оборудования.

Предлагаемая Вам для использования в садоводческом товариществе методика основана на знании основ передачи электроэнергии по проводам базового школьного курса физики. При её создании были использованы нормы приказа Минпромэнерго РФ № 21 от 03.02.2005 г. "Методика расчёта нормативных потерь электроэнергии в электрических сетях", а также книга Ю.С Железко, А.В Артемьева, О.В. Савченко "Расчёт, анализ и нормирование потерь элекроэнергии в электрических сетях", Москва, ЗАО "Издательство НЦЭНАС", 2008.

Величина годового потребления соответствует фактическому годовому потреблению электроэнергии в СНТ - 63000 кВт/ч;

Дело в том, что, если суммарно садоводы и электроустановки СНТ превышают выделяемое на всех количество электроэнергии, то соответственно расчёт технологических потерь должен уточняться для другого количества потребленных кВт/ч. Чем больше СНТ съест электроэнергии, тем больше будут и потери. Корректировка расчётов в этом случае необходима для уточнения величины платежа за технологические потери во внутренней сети , и последующего утверждения её на общем собрании.

К электрической сети, через 3 одинаковых по параметрам фидера (длина, марка провода (А-35), электрическая нагрузка), подключено 60 участков (домов).

Т.е. к распределительному щиту СНТ, где расположен общий трёхфазный счётчик, подключены 3 провода (3 фазы) и один нулевой провод. Соответственно к каждой фазе подключены равномерно по 20 домов садоводов, всего 60 домов.

Длина линии электропередач в СНТ составляет 2 км.

Расчёт потерь электроэнергии по суммарной длине линии.

Для расчёта потерь используется следующая формула:

ΔW = 9,3·W²·(1 + tg²φ)·K ф ²·K L .L
Д F

ΔW - потери электроэнергии в кВт/ч;

W - электроэнергия, отпущенная в линию электропередач за Д (дней), кВт/ч (в нашем примере 63000 кВт/ч или 63х10 6 Вт/ч );

К ф - коэффициент формы графика нагрузки;

К L - коэффициент, учитывающий распределённость нагрузки по линии (0,37 - для линии с рапределённой нагрузкой, т.е. на каждую фазу из трёх подключены по 20 домов садоводов);

L - длина линии в километрах (в нашем примере 2 км);

tgφ - коэффициент реактивной мощности (0,6 );

F - сечение провода в мм²;

Д - период в днях (в формуле используем период 365 дней);

К ф ² - коэффициент заполнения графика, рассчитывается по формуле:

K ф ² = (1 + 2К з)
3K з

где К з - коэффициент заполнения графика. При отсутствии данных о форме графика нагрузки обычно принимается значение - 0,3 ; тогда: K ф ² = 1,78 .

Расчёт потерь по по формуле выполняется для одной линии фидера. Их 3 по 2 километра.

Считаем, что общая нагрузка равномерно распределена по линиям внутри фидера. Т.е. годовое потребление по одной линии фидера равно 1/3 от общего потребления.

Тогда: W сум. = 3 * ΔW в линии .

Отпущенная садоводам электроэнергия за год составляет 63000 кВт/ч, тогда по каждой линии фидера: 63000 / 3 = 21000 кВт/ч или 21·10 6 Вт/ч - именно в таком виде значение присутствует в формуле.

ΔW линии =9,3· 21²·10 6 ·(1+0,6²)·1,78·0,37 . 2 =
365 35

ΔW линии = 573,67 кВт/ч

Тогда за год по трём линиям фидера: ΔW сум. = 3 х 573,67 = 1721 кВт/ч .

Потери за год в ЛЭП в процентах: ΔW сум. % = ΔW сум /W сум x 100% = 2,73%

Учёт потерь на вводе в дома.

При условии, что все приборы учета потребляемой энергии размещены на опорах ЛЭП, то длина провода от точки присоединения линии, принадлежащей садоводу до его индивидуального прибора учёта составит всего 6 метров (общая длина опоры 9 метров).

Сопротивление провода СИП-16 (самонесущий изолированный провод, сечением 16 мм²) на 6 метров длины составляет всего R = 0,02ом .

P ввода = 4 кВт (примем за расчётную разрешённую электрическую мощность для одного дома).

Рассчитываем силу тока для мощности 4 кВт: I ввода = P ввода /220 = 4000Вт / 220в = 18 (А) .

Тогда: dP ввода = I² x R ввода = 18² х 0,02 = 6,48Вт - потери за 1 час при нагрузке.

Тогда суммарные потери за год в линии одного подключённого садовода: dW ввода = dP ввода x Д (часов в год) х К исп.макс. нагрузки = 6,48 x 8760 x 0,3 = 17029 Вт/ч (17,029 кВт/ч) .

Тогда суммарные потери в линиях 60 подключённых садоводов за год составят:
dW ввода = 60 х 17,029 кВт/ч = 1021,74 кВт/ч

Учёт суммарных потерь в ЛЭП за год:

ΔW сум. итог = 1721 + 1021,24 = 2745,24 кВт/ч

ΔW сум. %= ΔW сум / W сум x 100%= 2745,24/63000 х 100%= 4,36%

Итого: Во внутренней воздушной ЛЭП СНТ протяжённостью 2 километра (3 фазы и ноль), проводе сечением 35мм², подключёнными 60 домами, при общем потреблении 63000 кВт/ч электроэнергии в год потери составят 4,36%

Важные замечания:

• Если в СНТ несколько фидеров, которые отличаются друг от друга протяжённостью, сечением провода и количеством проходящей через них электроэнергии, то подсчёт необходимо делать отдельно для одной линиии каждого фидера. Затем суммировать потери по всем фидерам для выведения общего процента потерь.
• При расчёте потерь на участке линии, принадлежащей садоводу, учитывался коэффициент сопротивления (0, 02ом) одного провода марки СИП-2х16 при 20°C протяжённостью 6 метров. Соответственно, если у Вас в СНТ счётчики висят не на опорах, то необходимо увеличивать коэффициент сопротивления пропорционально длине провода.
• При расчёте потерь на участке линии, принадлежащей садоводу, также следует учитывать разрешённую мощность для дома. При разном потреблении и разрешённой мощности потери будут разными. Правильным и целесообразным будет распределение мощности в зависимости от потребностей:
  для садовода-дачника - 3,5 кВт (т.е. соответствует ограничению по автомату защитного отключения на 16А);
  для постоянно проживающего в СНТ садовода - от 5,5 кВт до 7 кВт (соответственно автоматы защитного отключения при перегрузке на 25А и 32А).
• При получении данных по потерям для проживающих и для дачников целесообразно установить и различную оплату технологических потерь для этих категорий садоводов (см. пункт 3 расчёта, т.е. в зависимости от величины I - силы тока, у дачника при 16А потери будут меньше, чем у постоянно проживающего при 32А, а значит и расчёта потерь на вводе в дома должно быть два отдельных).

Пример: В заключении следует добавить то, что нашему СНТ "Пищевик" ЭСО "Янтарьэнерго" при заключении Договора на электроснабжение в 1997 г. установило рассчитанную ими величину технологических потерь от ТП до места установки общего прибора учёта электроэнергии равную 4,95% за 1 кВт/ч. Подсчёт потерь в линии составил по данной методике 1,5% максимум. С трудом верится в то, что потери в трансформаторе, который СНТ не принадлежит, составляют ещё почти 3,5%. А по Договору потери трансформатора не наши. Пора с этим разобраться. О результате Вы скоро узнаете.
Продолжим. Ранее наш бухгалтер в СНТ брал 5% к кВт/ч за потери, установленные "Янтарьэнерго" и 5% за потери внутри СНТ. Никто, естественно ничего не рассчитывал. Пример расчёта, который использован на странице, почти на 90% соответствует действительности при эксплуатации старой ЛЭП в нашем СНТ. Так вот этих денег хватало на оплату всех потерь в сети. Даже оставались и постепенно накапливались излишки. Это подчеркивает тот факт, что методика работает и вполне соответствует действительности. Сравните сами: 5% и 5% (идет постепенное накопление излишков) или 4,95% и 4,36% (нет излишков). Т.е., расчёт потерь электроэнергии соответствует действительным потерям.

Потери мощности в элементах сети.

Расчет потерь мощности в линиях электропередач.

Расчет потерь мощности в ЛЕП с равномерно распределенной нагрузкой.

Расчет потерь мощности в трансформаторах.

Приведенные и расчетные нагрузки потребителей.

Расчет потерь электроэнергии.

Мероприятия по снижению потерь мощности.

Потери мощности в элементах сети

Для количественной характеристики работы элементов электрической сети рассматриваются ее рабочие режимы. Рабочий режим – это установившееся электрическое состояние, которое характеризуется значениями токов, напряжений, активной, реактивной и полной мощностей.

Основной целью расчета режимов является определение этих параметров, как для проверки допустимости режимов, так и для обеспечения экономичности работы элементов сетей.

Определение значений токов в элементах сети и напряжений в ее узлах начинается с построения картины распределения полной мощности по элементу, т.е. с определения мощностей в начале и конце каждого элемента. Такую картину называют потокораспределением.

Рассчитывая мощности в начале и в конце элемента электрической сети, учитывают потери мощности в сопротивлениях элемента и влияние его проводимостей.

Расчет потерь мощности в линиях электропередач

Потери активной мощности на участке ЛЕП (см. рис. 7.1) обусловлены активным сопротивлением проводов и кабелей, а также несовершенством их изоляции. Мощность, теряемая в активных сопротивлениях трехфазной ЛЕП и расходуемая на ее нагрев, определяется по формуле:

где
полный, активный и реактивный токи в ЛЕП;

P, Q, S – активная, реактивная и полная мощности в начале или конце ЛЕП;

U

R – активное сопротивление одной фазы ЛЕП.

Потери активной мощности в проводимостях ЛЕП обусловлены несовершенством изоляции. В воздушных ЛЕП – появлением короны и, в очень незначительной степени, утечкой тока по изоляторам. В кабельных ЛЕП – появлением тока проводимости а его абсорбции. Рассчитываются потери по формуле:

,

где U – линейное напряжение в начале или конце ЛЕП;

G – активная проводимость ЛЕП.

При проектировании воздушных ЛЕП потери мощности на корону стремятся свести к нулю, выбирая такой диаметр провода, когда возможность возникновения короны практически отсутствует.

Потери реактивной мощности на участке ЛЕП обусловлены индуктивными сопротивлениями проводов и кабелей. Реактивная мощность, теряемая в трехфазной ЛЕП, рассчитывается аналогично мощности, теряемой в активных сопротивлениях:

Генерируемая емкостной проводимостью зарядная мощность ЛЕП рассчитывается по формуле:

,

где U – линейное напряжение в начале или конце ЛЕП;

B – реактивная проводимость ЛЕП.

Зарядная мощность уменьшает реактивную нагрузку сети и тем самым снижает потери мощности в ней.

Расчет потерь мощности в леп с равномерно распределенной нагрузкой

В линиях местных сетей (
) потребители одинаковой мощности могут располагаться на одинаковом расстоянии друг от друга (например, источники света). Такие ЛЕП называются линиями с равномерно распределенной нагрузкой (см. рис. 7.2).

В равномерно нагруженной линии трехфазного переменного тока длиной L с суммарной токовой нагрузкойI плотность тока на единицу длины составитI/L . При погонном активном сопротивленииr 0 потери активной мощности составят:

Если бы нагрузка была сосредоточена в конце, то потери мощности определялись бы как:

.

Сравнивая приведенные выражения, видим, что потери мощности в линии с равномерно распределенной нагрузкой в 3 раза меньше.

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.

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%.

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 (). В качестве примера ниже представлена таблица, в которой приводятся данные затрат на трансформаторах напряжения подстанций в сетях 10 кВ.

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.

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.

Коммерческая составляющая

Под данными затратами подразумевается сальдо между абсолютными (фактическими) и техническими потерями. В идеале такая разница должна стремиться к нулю, но на практике это не реально. В первую очередь это связано с особенностями приборов учета отпущенной электроэнергии и электросчетчиков, установленных у конечных потребителей. Речь идет о погрешности. Существует ряд конкретных мероприятий для уменьшения потерь такого вида.

К данной составляющей также относятся ошибки в счетах, выставленных потребителю и хищения электроэнергии. В первом случае подобная ситуация может возникнуть по следующим причинам:

• в договоре на поставку электроэнергии указана неполная или некорректная информация о потребителе;
• неправильно указанный тариф;
• отсутствие контроля за данными приборов учета;
• ошибки, связанные с ранее откорректированными счетами и т.д.

Что касается хищений, то эта проблема имеет место во всех странах. Как правило, такими противозаконными действиями занимаются недобросовестные бытовые потребители. Заметим, что иногда возникают инциденты и с предприятиями, но такие случаи довольно редки, поэтому не являются определяющими. Характерно, что пик хищений приходится на холодное время года, причем в тех регионах, где имеются проблемы с теплоснабжением.

Различают три способа хищения (занижения показаний прибора учета):

1. Механический . Под ним подразумевается соответствующее вмешательство в работу прибора. Это может быть притормаживание вращения диска путем прямого механического воздействия, изменение положения электросчетчика, путем его наклона на 45° (для той же цели). Иногда применяется более варварский способ, а именно, срываются пломбы, и производится разбалансирование механизма. Опытный специалист моментально обнаружит механическое вмешательство.
2. Электрический . Это может быть как незаконное подключение к воздушной линии путем «наброса», метод инвестирования фазы тока нагрузки, а также использование специальных приборов для его полной или частичной компенсации. Помимо этого есть варианты с шунтированием токовой цепи прибора учета или переключение фазы и нуля.
3. Магнитный . При данном способе к корпусу индукционного прибора учета подносится неодимовый магнит.

Практически все современные приборы учета «обмануть» вышеописанными способами не удастся. Мало того, подобные попытки вмешательства могут быть зафиксированы устройством и занесены в память, что приведет к печальным последствиям.

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.

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.

Теперь переходим к расчету.

Длина линии (м) / Материал кабеля:		Медь Алюминий
Сечение кабеля (мм?):	0,5 мм? 0,75 мм? 1,0 мм? 1,5 мм? 2,5 мм? 4,0 мм? 6,0 мм? 10,0 мм? 16,0 мм? 25,0 мм? 35,0 мм? 50,0 мм? 70,0 мм? 95,0 мм? 120 мм?
Мощность нагрузки (Вт) или ток (А):
Напряжение сети (В):		Мощность	1 фаза
Коэффициент мощности (cos?):		Ток	3 фазы
Температура кабеля (°C):

Во время проектирования электрических сетей и систем со слабыми токами довольно часто требуются расчеты потерь напряжения в кабелях и проводах. Данные вычисления необходимы для того чтобы выбрать кабель с наиболее оптимальным . При неправильном выборе проводника система электроснабжения очень быстро выйдет из строя или вообще не запустится. Чтобы избежать возможных ошибок, рекомендуется использовать онлайн калькулятор расчета потерь напряжения. Данные, полученные с помощью калькулятора, обеспечат устойчивую и безопасную работу линий и сетей.

Причины энергопотери при передаче электроэнергии

Существенные потери происходят в результате излишнего рассеивания. Из-за лишнего тепла кабель может сильно нагреваться, особенно при больших нагрузках и неправильных расчетах потерь электричества. Под действием избыточного тепла наступает повреждение изоляции, создается реальная угроза здоровью и жизни людей.

Потери электроэнергии нередко происходят из-за слишком большой протяженности кабельных линий, при большой мощности нагрузки. В случае продолжительной эксплуатации, существенно возрастают расходы на оплату электричества. Неправильные расчеты способны вызвать сбои в работе оборудования, например, охранной сигнализации. Потери напряжения в кабеле приобретают важное значение, когда источник питания оборудования имеет низкое напряжение постоянного или переменного тока, номиналом от 12 до 48В.

Как рассчитать потери напряжения

Избежать возможных проблем поможет калькулятор расчета потери напряжения, работающий в онлайн режиме. В таблицу исходных данных помещаются данные о длине кабеля, его сечении и материале, из которого он изготовлен. Для расчетов потребуются сведения о мощности нагрузки, напряжении и токе. Кроме того, учитывается коэффициент мощности и температурные показатели кабеля. После нажатия кнопки появляются данные о энергопотерях в процентах, показатели сопротивления проводника, реактивной мощности и напряжения, испытываемого нагрузкой.

Основной формулой расчета является следующая: ΔU=IхRL, в которой ΔU означает потери напряжения на расчетной линии, I является потребляемым током, определяемым преимущественно параметрами потребителя. RL отражает сопротивление кабеля, в зависимости от его длины и площади сечения. Именно последнее значение играет решающую роль при потере мощности в проводах и кабелях.

Возможности для снижения потерь

Основным способом снижения потерь в кабеле, является увеличение площади его сечения. Кроме того, можно уменьшить длину проводника и снизить нагрузку. Однако последние два способа не всегда можно использовать, в силу технических причин. Поэтому во многих случаях единственным вариантом остается снижение сопротивления кабеля за счет увеличения сечения.

Существенным недостатком большого сечения считается заметный рост материальных затрат. Разница становится ощутимой, когда кабельные системы растягиваются на большие расстояния. Поэтому на стадии проектирования нужно сразу же подбирать кабель с нужным сечением, для чего понадобятся расчеты потери мощности с помощью калькулятора. Данная программа имеет большое значение при составлении проектов на электромонтажные работы, поскольку ручные вычисления занимают много времени, а в режиме онлайн калькулятора подсчет занимает буквально несколько секунд.

МЕТОДЫ РАСЧЕТА ПОТЕРЬ ЭЛЕКТРОЭНЕРГИИ

При передаче электроэнергии с шин электростанций до потребителей часть электроэнергии расходуется на нагрев проводников, создание электромагнитных полей и другие эффекты, сопутствующие переменному току. Бόльшая часть этих расходов, которые в дальнейшем будем называть потерями электроэнергии, приходится на нагрев проводников.

Термин “потери энергии” следует понимать как технологический расход электроэнергии на её передачу. Именно по этой причине вместо термина “потери электроэнергии” в отчётных документах энергосистем используется термин “технологический расход электроэнергии при передаче по электрическим сетям ”.

В линии, работающей с постоянной нагрузкой и имеющей потери активной мощности ΔР , потери электроэнергии за время t составят

Если же нагрузка в течение года изменяется, то потери электроэнергии можно рассчитать различными способами.

Наиболее точный метод расчёта потерь электроэнергии ΔW – это определение их по графику нагрузок ветви, причём расчёт потерь мощности производится для каждой ступени графика. Этот метод называют методом графического интегрирования. При расчёте за каждый час получается почасовой расчёт потерь электроэнергии.

Различают суточные и годовые графики нагрузок. На рис. 7.3 приведены летний и зимний суточные графики активной и реактивной нагрузок.

Рис. 7.3. Графики нагрузок: а – зимний суточный; б – летний суточный;

в – по продолжительности

Годовой график строится на основе характерных суточных графиков за весенне-летний и осенне-зимний периоды. Это пример упорядоченного графика, т.е. такого, в котором все значения нагрузки расположены в порядке убывания (рис. 7.3). В результате получают годовой график нагрузки, который показывает продолжительность работы при данной нагрузке. Поэтому такой график называется графиком по продолжительности .

По годовому графику нагрузок можно определить потери электроэнергии за год. Для этого определяют потери мощности и электроэнергии для каждого режима.

После подсчета потерь мощности в каждом режиме получают суммарные потери электроэнергии за год, суммируют все потери при различных режимах

, (7.7)

где ΔР i – потери мощности на i -ой ступени графика нагрузок;

Δt i – длительность i -ой ступени графика нагрузок.

Величина потери мощности находится по соотношению

где S i – полная мощность на i- ой ступени графика нагрузок;

U i – линейное напряжение на i- ой ступени графика нагрузок.

Потери мощности и электроэнергии в трансформаторе за время Δt i:

;

,

где ΔР к и ΔР x – потери соответственно в меди и стали трансформатора;

S 2 i – нагрузка на вторичной стороне трансформатора на i -ой ступени графика;

S ном – номинальная мощность трансформатора.

При k параллельно работающих идентичных трансформаторах

. (7.9)

Потери электроэнергии за год

. (7.10)

В зависимости от степени равномерности графика нагрузок число параллельно включенных трансформаторов k может быть различным.

Достоинством метода определения потерь по графику нагрузки является высокая точность. Недостатком метода следует считать отсутствие информации о графиках нагрузок для всех ветвей сети. Кроме того, стремление к точности расчёта вызывает увеличение числа ступеней в графике нагрузки, а это, в свою очередь, приводит к повышению трудоемкости расчёта.

Одним из наиболее простых методов определения потерь является расчёт потерь электроэнергии по времени наибольших потерь . Из всех режимов выбирается режим, в котором потери мощности наибольшие. Рассчитывая этот режим, получают потери мощности в нём ΔР нб. Потери энергии за год находят умножением этих потерь мощности на время наибольших потерь τ :

Время наибольших потерь – это время, за которое при работе с наибольшей нагрузкой потери электроэнергии были бы те же, что и при работе по действительному графику нагрузки:

где N – число ступеней нагрузки.

Можно установить связь между потерями электроэнергии и электроэнергией, полученной потребителем.

Энергия, полученная потребителем за год, равна

где Р нб – наибольшая потребляемая нагрузкой мощность;

Т нб – это время в часах, за которое при работе с наибольшей нагрузкой потребитель получал бы то же количество электроэнергии, что и при работе по реальному графику.

Рис. 7.4. Определение ΔW по графику нагрузок и по τ :

а – схема замещения линии; б, г – трехступенчатый и многоступенчатый графики нагрузок; в, д – трехступенчатый и многоступенчатый графики S 2

Из графиков, приведённых на рис. 7.4 видно, что значения τ и Т нб в общем случае не совпадают. Например, Т нб представляет собой абсциссу прямоугольника, площадь которого равна площади трёхступенчатого графика на рис. 7.4,б или многоступенчатого графика на рис. 7.4,г.

Построим график S 2 = f(t) (рис. 7.4,в). Предположим, что потери мощности i -ой ступени графика приближённо определяются по номинальному напряжению, т.е. вместо (7.8) будем использовать следующее выражение

Учитывая, что r л / = соnst, следует заметить, что потери электроэнергии за время Δt i в определённом масштабе равны .

Потери электроэнергии за год в определённом масштабе равны площадям фигур на рис. 6.4, в и д.

Время наибольших потерь τ представляет собой абсциссу прямоугольника, площадь которого равна площади трёхступенчатого графика на рис. 7.4,в или многоступенчатого графика на рис. 7.4,д. Аналогично (7.13) получаем

.

Время наибольшей нагрузки из (7.13)

.

Потери электроэнергии в трансформаторах рассчитывают по формуле

, (7.14)

где

Т = 8760 ч – число часов в году.

Выражение можно применять лишь при постоянном числе включённых на параллельную работу трансформаторов, т.е. К = const .

Поскольку мощность потребления Р ~ I×cosφ , а потери мощности ΔР ~ I 2 , то становится очевидным несовподение значений времени наибольшей нагрузки Т нб и времени наибольших потерь τ (рис. 7.4). Существуют эмпирические формулы, связывающие между собой τ и Т нб . Для ряда характерных нагрузок можно расчётным путём построить зависимости τ = f (Т нб, cosφ ), приведённые на рис. 7.5.

Рис. 7.5. Зависимости τ от Т нб и cosφ

Порядок расчёта потерь по методу τ, т.е. по времени наибольших потерь, следующий:

1) находят время наибольшей нагрузки, используя годовой график;

2) из графических зависимостей τ = f (Т нб, cosφ) , приведённых в справочной литературе, находят время наибольших потерь;

3) определяют потери в режиме наибольшей нагрузки ΔР нб ;

4) по соотношению ΔW = ΔР нб × τ находят потери энергии за год.

Метод расчёта по времени наибольших потерь был одним из самых распространённых до широкого внедрения ЭВМ. В основу метода положены допущения, что максимальные потери энергии в элементе сети соответствуют максимуму нагрузки системы и графики активных и реактивных мощностей подобны, т.е. cosφ = const. При использовании эмпирических зависимостей τ от Т нб и cosφ лишь частично учитывается конфигурация графиков нагрузки. Сделанные допущения приводят к большим погрешностям этого метода. Кроме того, по методу τ нельзя рассчитывать потери в линиях со стальными проводами, сопротивление которых переменно.

Дальнейшее повышение точности расчёта потерь привело к разработке метода τ P и τ Q . При этом методе в величине ΔР нб разделяются потери мощности от протекания по сети активной и реактивной мощностей.

Расчётное соотношение имеет вид

ΔW = ΔP P × τ P + ΔP Q × τ Q ,

где ΔР р, ΔР Q – составляющие потерь мощности от протекания по сети активной и реактивной мощностей.