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:

1. 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.
2. При расчете потерь в линии с одинаковыми проводами на всех участках коэффициент kэ/н определяют по формуле (прил. 3)
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:

1. 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.

Современное состояние проблемы расчёта и анализа потерь электроэнергии

Кабаков, А. А. Современное состояние проблемы расчёта и анализа потерь электроэнергии / А. А. Кабаков, А. А. Попов. — Текст : непосредственный // Молодой ученый. — 2017. — № 12 (146). — С. 56-59. — URL: https://moluch.ru/archive/146/41090/ (дата обращения: 13.07.2023).



Статья посвящена изучению современного состояния проблемы расчёта и анализа потерь электроэнергии. Приведена современная классификация потерь, а также рассмотрены методы расчёта технологических потерь электроэнергии.

Ключевые слова: потери электроэнергии, классификация, эффективность работы, компенсирующие устройства, методы расчёта

The article is devoted to the study of the current state of the problem of calculation and analysis of electric power losses. A modern classification of losses is given, and methods for calculating the technological losses of electric power are considered.

Keywords: energy losses, classification, work efficiency, compensating devices, calculation methods

Проблема потерь электроэнергии и их расчёта волнует энергетиков уже очень долго, так как потери — это один из основных показателей эффективности работы энергоснабжающих организаций.

Этот показатель хорошо дает понять о накапливающихся проблемах, требующих безотлагательного решения в развитии, реконструкции и техническом перевооружении электрических сетей.

Несмотря на это, в настоящее время выпускается очень мало учебной литературы по данной теме, что неблаготворно сказывается на уровне знаний будущих специалистов.

Но при этом публикуется достаточно большое количество научных статей, где уточняются старые данные и предлагаются новые решения проблем, связанных с расчетом, нормированием и снижением потерь электроэнергии, дает наиболее обширное и полное представление о рассматриваемой теме, её особенностях, а также об актуальных проблемах, существующих на данный момент времени.

Современная классификация потерь электроэнергии.

Главный и основной показатель эффективности работы распределительных компаний это фактические потери электрической энергии (ФПЭ). Фактическими или отчетными потерями электроэнергии принято называть разность между поступлением (поставкой) электрической энергии в электрическую сеть и отпуском электрической энергии из сети.

Некоторые составляющие ФПЭ были объединены между собой и получили название технологические потери электроэнергии при ее передаче по электрическим сетям потребителям (ТПЭ). К ним можно отнести:

1. Потери в линиях электропередачи (ЛЭП) и оборудовании электрических сетей, связанные с физическими процессами, происходящими в этом оборудовании при передаче электроэнергии в соответствии с их техническими характеристиками и режимами работы, расход электроэнергии на собственные нужды подстанций (технические потери);
2. Потери, вызванные погрешностью системы учета электроэнергии при ее измерении.

Технические потери электроэнергии, в свою очередь, состоят из условно-постоянных и нагрузочных потерь и определяются, в соответствии с «Методикой расчета технологических потерь электроэнергии при ее передаче по электрическим сетям в базовом периоде» [1, с. 2].

Условно-постоянные потери — это часть технических потерь, не зависящая от передаваемой мощности. Они включают в себя:

1. Потери мощности на холостой ход силовых трансформаторов;
2. Потери на корону в ВЛ 110 кВ и выше, а также потери от токов утечки по изоляторам ЛЭП и на плавку гололёда;
3. Потери в компенсирующих устройствах, шунтирующих реакторах, соединительных проводах, изоляции кабелей и сборных шинах распределительных устройств подстанций;
4. Потери в вентильных разрядниках, ограничителях перенапряжения и в устройствах присоединений высокочастотной связи;
5. Потери в системе учета электроэнергии и расход электроэнергии на собственные нужды подстанций.

• Тут можно выделить, что потери обусловленные погрешностью системы учета, определяются в зависимости от погрешностей трансформаторов тока, трансформаторов напряжения, счетчиков и соединительных проводов.
• Нагрузочные (переменные) потери— это потери в электроустановках зависящие от передаваемой по ним нагрузки.
• Разность между ФПЭ и ТПЭ соответствует нетехническим потерям, которые в свою очередь получили название коммерческие потери энергии (КПЭ).

Таким образом, в настоящее время официально принята укрупненная структура потерь энергии в электрических сетях, показанная на рисунке 1 [1, с. 27].

Рис. 1. Структура потерь электроэнергии в электрических сетях

Однако, и такая классификация составляющих ФПЭ не лишена недостатков. Так, отнесение некоторых составляющих потерь к условно-постоянным следует признать спорным.

Например, потери в сборных шинах распределительных устройств и соединительных проводах подстанций зависят от квадрата протекающего по ним тока, т. е. они больше относятся к нагрузочным потерям, чем к условно-постоянным.

К условно-постоянным потерям отнесены также потери на коронирование проводов и токи утечки по изоляции воздушных ЛЭП [3, с. 156].

В отличие, например, от потерь холостого хода трансформаторов, действительно относительно стабильных во времени в силу относительной стабильности напряжения, эти потери отнесены к условно-постоянным только в силу сложности их точного расчета.

На самом деле эти потери в течение года могут меняться очень значительно в зависимости от погодных условий и рабочего напряжения ЛЭП. Эти потери можно выделить в отдельную группу климатических потерь в составе технических ПЭ.

Можно также вынести в отдельную составляющую и включить в состав технических ПЭ расход электроэнергии на собственные нужды подстанций и на плавку гололеда.

Также не совсем строгим является отнесение к условно-постоянным потерь в системе учета электроэнергии. Потери в трансформаторах тока и токовых цепях электросчетчиков, входящих в состав систем учета, изменяются с изменением нагрузки присоединения, на котором они установлены. Их в свою очередь можно отнести к нагрузочным потерям.

Появление КПЭ обуславливает следующая группа факторов:

1. Способы расчета полезного отпуска;
2. Контроль за потреблением энергии;
3. Покупательная способность населения;
4. Погрешности расчета составляющих технологических потерь.

Исходя из выше изложенного, следует отметить, что современная классификация составляющих потерь электроэнергии в электрических сетях является более детализированной и обоснованной в отличии от классификации, применявшейся ранее, например в 80-е годы прошлого века [2, с. 9].

Тогда было принято выделять технические потери (технологический расход энергии на ее передачу по электрическим сетям) в составе нагрузочных потерь и потерь холостого хода, а также коммерческие потери, включавшие потери, обусловленные как несовершенством систем измерения, так и субъективными факторами, такими как хищения электроэнергии.

Обзор методов расчета составляющих потерь электроэнергии.

Известно, что технологические ПЭ определяются расчетным путем. Методы расчета ТПЭ довольно многочисленны и разнообразны. Особенно многочисленна группа методов расчета нагрузочных потерь.

Это многообразие связано с отличием в информационном обеспечении сетей различных классов (межсистемные связи, замкнутые и радиальные сети, сети 0,38 кВ) и вида расчетов (ретроспективные по данным эксплуатации, оперативные или перспективные).

За прошедшие годы разработано значительное число методов расчета ТПЭ.

Современной же инструкцией [1, с. 14] для расчета нагрузочных потерь регламентированы следующие методы, расположенные в порядке снижения точности расчета:

1. Оперативных расчетов;
2. Расчетных суток;
3. Средних нагрузок;
4. Числа часов наибольших потерь мощности;
5. Оценки потерь по обобщенной информации о схемах и нагрузках сети.

Методов расчета ряда составляющих коммерческих потерь электроэнергии до настоящего времени не существует. К таким составляющим, исходя из классификации, относятся:

1. Потери при выставлении счетов и хищения электроэнергии;
2. Потери, обусловленные наличием бесхозных потребителей;
3. «Сезонная составляющая» КПЭ.

Очевидно, что отсутствие методов расчета этих составляющих КПЭ связано с тем, что они обусловлены не физическими и техническими закономерностями, а так называемым человеческим фактором.

Как было отмечено выше, наиболее многочисленны методы расчета нагрузочных потерь энергии, которые в действующей инструкции [1, с. 56] представлены пятью основными подходами.

Два последних метода (числа часов наибольших потерь мощности и оценки потерь по обобщенной информации о схемах и нагрузках сети) не представляют интереса с точки зрения их применения в автоматизированных системах, использующих информационные возможности АСДУ и АИИС КУЭ.

Из выше изложенного следует, что в условиях функционирования автоматизированной системы, позволяющей определять потери энергии путем использования информации АСДУ и АИИС КУЭ, методы расчета технических ПЭ в высоковольтных сетях должны базироваться на принципах, заложенных в методах оперативных расчетов и средних нагрузок. Метод расчетных суток в данных условиях применять нецелесообразно.

Обзор современного состояния проблем расчета и анализа потерь электроэнергии позволяет сделать следующие выводы:

1. Современная классификация составляющих ПЭ, намного более проработанная и детальная, по сравнению с применявшейся в прошлом веке, но все же не лишена недостатков и требует дальнейшего уточнения и доработки.
2. Насущной становится необходимость проработки математического аппарата, моделей и методов корректного использования информации АСДУ и АИИС КУЭ, создания новых и адаптации существующих алгоритмов и программного обеспечения, для чего необходимо создание методов расчета потерь энергии, позволяющих использовать информационные возможности АИИС КУЭ.

Литература:

1. Об организации в Министерстве энергетики Российской Федерации работы по утверждению нормативов технологических потерь электроэнергии при ее передаче по электрическим сетям. Утверждено приказом Минэнерго России от 30 декабря 2008 года № 326. – 119 с.
2. Об организации работ по сокращению потерь электроэнергии в электрических сетях: приказ ОАО РАО «ЕЭС России» от 01.06.2005 № 338 / М.: Изд. РАО «ЕЭС России», 2005, – 15 с.
3. Воротницкий В. Э., Железко Ю. С., Казанцев В. Н. Потери электроэнергии в электрических сетях энергосистем. — М.: Энергоатомиздат, 1983. – 368 с.

Основные термины (генерируются автоматически): потеря, сеть, метод расчета, потеря мощности, расход электроэнергии, собственная нужда подстанций, технологическая потеря электроэнергии, электрическая энергия, прошлый век, холостой ход.

Расчет потерь электроэнергии

                                      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 вЛЭП.

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.

Основа для рассматриваемого ниже расчёта технологических потерь в сети взята вот отсюда Методика расчёта потерь Ратуша А. Вы можете воспользоваться ею, изложенной далее.

Разница у них в том, что здесь на сайте мы вместе разберём упрощенную методику, которая на простом, вполне реально существующем ТСН «Простор», поможет понять сам принцип применения формул и порядок подстановки в них значений.

Далее Вы сможете самостоятельно рассчитать потери для своей существующей в ТСН электросети с любой конфигурацией и сложностью. Т.е. страница адаптирована к ТСН.

1. Исходные условия для расчётов.

=    В линии электропередач используется провод СИП-50, СИП-25, СИП-16 и немного А-35 (алюминиевый, сечением 35мм², открытый без изоляции);

=    Для простоты расчёта возьмём усреднённое значение, провод А-35.

У нас  в садоводческом товариществе провода разного сечения, что чаще всего и бывает. Кто хочет, разобравшись с принципами расчётов, сможет посчитать потери для всех линий с разным сечением, т.к. сама методика предполагает производство расчёта потерь электроэнергии для одного провода, не 3 фаз сразу, а именно одного (одной фазы).

=    Потери в трансформаторе (трансформаторах) не учитываются, т.к. общий счётчик потребляемой электроэнергии установлен после трансформатора;

=    Потери трансформатора и подключения к высоковольтной линии нам рассчитала энергоснабжающая организация «Саратовэнерго» а именно РЭС Саратовского района, в поселке «Тепличный». Они составили в среднем (4,97%) 203 кВт.ч в месяц.

=    Расчёт производится для выведения максимальной величины потерь электроэнергии;

Произведённые расчёты для максимального потребления помогут перекрыть те технологические потери, к-е не учтены в методике, но, тем не менее, всегда присутствуют. Эти потери достаточно сложно вычислить. Но, так как, они, всё-таки, не так значительны, то ими можно пренебречь.

=    Суммарная присоединённая мощность в СНТ достаточна для обеспечения максимальной мощности потребления;

Исходим из того, что при условии включения всеми садоводами своих выделенных каждому мощностей, в сети не происходит снижения напряжения и выделенной электро снабжающей организацией электрической мощности достаточно, чтобы не сгорели предохранители или не выбило автоматы защитного отключения. Выделенная электрическая мощность обязательно прописана вДоговоре электроснабжения.

=    Величина годового потребления соответствует фактическому годовому потреблению электроэнергии в СНТ — 49000 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 33 участка (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 11 домов садоводов, всего 33 домов.

=    Длина линии электропередач в СНТ составляет 800 м..

1.  Расчёт потерь электроэнергии по суммарной длине линии.

Для расчёта потерь используется следующая формула:

                                         ΔW = 9,3 . W² . (1 + tg²φ)·Kф²·KL .L

•                                                            Д                     F
• ΔW — потери электроэнергии в кВт/ч;
• W — электроэнергия, отпущенная в линию электропередач за Д (дней), кВт/ч (в нашем примере 49000 кВт/ч или 49х106Вт/ч);
• Кф — коэффициент формы графика нагрузки;

КL — коэффициент, учитывающий распределённость нагрузки по линии (0,37 — для линии с рапределённой нагрузкой, т.е. на каждую фазу из трёх подключены по 11 домов садоводов);

1. L — длина линии в километрах ( в нашем примере 0,8 км);
2. tgφ — коэффициент реактивной мощности (0,6);
3. F — сечение провода в мм²;
4. Д — период в днях (в формуле используем период 365 дней);
5. Кф² — коэффициент заполнения графика, рассчитывается по формуле:
6. Kф² = (1 + 2Кз)                 3Kз

гдеКз — коэффициент заполнения графика. При отсутствии данных о форме графика нагрузки обычно принимается значение — 0,3; тогда: Kф² = 1,78.

Расчёт потерь по  формуле выполняется для одной линии фидера. Их 3 по 0,8 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:    Wсум.= 3 * ΔW в линии.

Отпущенная садоводам электроэнергия за год составляет 49000 кВт/ч, тогда по каждой линии фидера: 49000 / 3 = 16300 кВт/ч или16,3·106Вт/ч — именно в таком виде значение присутствует в формуле.

ΔWлинии=9,3 . 16,3²·106 .    (1+0,6²)·1,78·0,37 . 0,8 =                           365                         35
ΔWлинии= 140,8 кВт/ч

Тогда за год по трём линиям фидера: ΔWсум.= 3 х 140,8 = 422,4 кВт/ч.

1.  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.
• Pввода= 4 кВт (примем за расчётную разрешённую электрическую мощность для одного дома).
• Рассчитываем силу тока для мощности 4 кВт:Iввода= Pввода/220 = 4000Вт / 220в = 18 (А).
• Тогда: dPввода= I² x Rввода= 18² х 0,02 = 6,48Вт — потери за 1 час при нагрузке.

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

Тогда суммарные потери в линиях 33 подключённых садоводов за год составят:
dWввода= 33 х 17,029 кВт/ч = 561,96 кВт/ч

1.                                Учёт суммарных потерь в ЛЭП за год:

1. ΔWсум. итог= 561,96 + 422,4 = 984,36 кВт/ч
2. ΔWсум.%= ΔWсум/ Wсумx 100%= 984,36/49000 х 100%= 2%
3. Итого: Во внутренней воздушной ЛЭП СНТ протяжённостью 0,8 километра (3 фазы и ноль), проводе сечением 35мм², подключёнными 33 домами, при общем потреблении 49000 кВт/ч электроэнергии в год потери составят 2%

Ссылка на источник http://tcn-prostor.umi.ru/uslugi/raschyot_poter_elektroenergii/

Методы расчета нагрузочных потерь электроэнергии

• Нагрузочные потери электроэнергии за период Т часов (Д дней) могут быть рассчитаны одним из пяти методов в зависимости от объема имеющейся информации о схемах и нагрузках сетей (методы расположены в порядке снижения точности расчета):
• 1) оперативных расчетов;
• 2) характерных режимов;
• 3) средних нагрузок;
• 4) числа часов наибольших потерь мощности;
• 5) оценки потерь по обобщенной информации о схемах и нагрузках сети.
• Потери мощности в сети при использовании для расчета потерь электроэнергии методов 1– 4 рассчитываются на основе заданной схемы сети и нагрузок ее элементов, определенных с помощью измерений или с помощью расчета нагрузок элементов электрической сети в соответствии с законами электротехники.

Потери электроэнергии по методам 2–5 могут рассчитываться за каждый месяц расчетного периода с учетом схемы сети, соответствующей данному месяцу. Допускается рассчитывать потери за расчетные интервалы, включающие в себя несколько месяцев, схемы сетей в которых могут рассматриваться как неизменные. Потери электроэнергии за расчетный период определяют как сумму потерь, рассчитанных для входящих в расчетный период месяцев (расчетных интервалов).

Метод оперативных расчетов состоит в расчете потерь электроэнергии по формуле

1. n– число элементов сети;
2. — интервал времени, в течение которого токовую нагрузку i-го элемента сети с сопротивлением принимают неизменной;
3. m – число интервалов времени.
4. Токовые нагрузки элементов сети определяются на основе данных диспетчерских ведомостей, оперативных измерительных комплексов (ОИК) и автоматизированных систем учета и контроля электроэнергии (АСКУЭ).
5. Метод расчетных суток состоит в расчете потерь электроэнергии по формуле:

где ΔWсут— потери электроэнергии за сутки расчетного месяца со среднесуточным отпуском электроэнергии в сеть Wср.сут и конфигурацией графиков нагрузки в узлах, соответствующей контрольным замерам;

kл — коэффициент, учитывающий влияние потерь в арматуре воздушных линий и принимаемый равным 1,02 для линий напряжением 110 кВ и выше и равным 1,0 для линий более низких напряжений;

— эквивалентное число дней в j-м расчетном интервале, определяемое по формуле:

— отпуск электроэнергии в сеть в i-м месяце с числом дней Дм.i ;

Nj — число месяцев в j-м расчетном интервале.

При расчете потерь электроэнергии за месяц =Дм.i.

Потери электроэнергии за расчетные сутки ΔWсут определяются как сумму потерь мощности, рассчитанных для каждого часового интервала расчетных суток.

Потери электроэнергии в расчетном периоде определяются как сумма потерь во всех расчетных интервалах года. Допускается определять годовые потери электроэнергии на основе расчета ΔWсут для зимнего дня контрольных замеров, принимая в формуле (7) Nj = 12.

где Wi — отпуск электроэнергии в сеть за i-й день месяца;

Дм – число дней в месяце.

Др, Дн.р — число рабочих и нерабочих дней в месяце (Дм = Др + Дн.р)

kw — отношение значений энергии, потребляемой в средний нерабочий и средний рабочий дни kw = Wн.р / Wр.

Метод средних нагрузоксостоит в расчете потерь электроэнергии по формуле:

ΔPср — потери мощности в сети при средних за расчетный интервал нагрузках узлов;

• kк — коэффициент, учитывающий различие конфигураций графиков активной и реактивной нагрузки различных ветвей сети;
• Тj — продолжительность j-го расчетного интервала, ч.
• Коэффициент формы графика суммарной нагрузки сети за расчетный интервал определяется по формуле:

1. где Рi— значение нагрузки на i-й ступени графика продолжительностью Δti , час;
2. m — число ступеней графика на расчетном интервале;
3. Pср — средняя нагрузка сети за расчетный интервал.

Коэффициент kk в формуле (10) принимается равным 0,99. Для сетей 6–20 кВ и радиальных линий 35 кВ вместо значений Рi и Pср в формуле (11) могут использоваться значения тока головного участка Ii и Iср. В этом случае коэффициент kк принимают равным 1,02.

Допускается определять коэффициент формы графика за расчетный интервал по формуле:

Wм.i — отпуск электроэнергии в сеть за i-й месяц расчетного интервала;

Wср.мес — среднемесячный отпуск электроэнергии в сеть за месяцы расчетного интервала.

При отсутствии графика нагрузки значение определяется по формуле:

Коэффициент заполнения графика суммарной нагрузки сети kз определяется по формуле:

• W0 — отпуск электроэнергии в сеть за время Т;
• Тmax — число часов использования наибольшей нагрузки сети.
• Средняя нагрузка i-го в узла определяется по формуле:

Wi — энергия, потребленная (генерированная) в i-м узле за время Т.

Метод числа часов наибольших потерь мощности состоит в расчете потерь электроэнергии по формуле:

Относительное число часов наибольших потерь мощности определяется по формуле:

где -наибольшее значение из m значений Pi в расчетном интервале.

Коэффициент kk в формуле (17) принимается равным 1,03. Для сетей 6–20 кВ и радиальных линий 35 кВ вместо значений Pi и в формуле (18) могут использоваться значения тока головного участка Ii и Imax. В этом случае коэффициент kk принимается равным 1,0.

Допускается определять относительное число часов наибольших потерь мощности за расчетный интервал по формуле:

Значения ирассчитывается по формулам:

Wм.р — отпуск электроэнергии в сеть в расчетном месяце.

При отсутствии графика нагрузки значение τ0 определяется по формуле:

Метод оценки потерь по обобщенной информации о схемах и нагрузках сетиприменяется для расчета потерь электроэнергии в электрических сетях напряжением 0,38 кВ.