Потери в электрических сетях
Актуальным вопросом в современной электроэнергетике являются потери электроэнергии, которые тесно переплетаются с финансовой составляющей. Это своего рода резерв получения дополнительной выгоды, повышение рентабельности производственного процесса. Попытаемся разобраться со всеми гранями этого вопроса и дать четкое представление о тонкостях потерь электроэнергии в сетях.
Что такое потери электрической энергии?
Под потерями электроэнергии в широком смысле следует понимать разницу между поступлениями в сети и фактическим потреблением (полезным отпуском). Расчет потерь предполагает определение двух величин, что выполняется через учет электрической энергии. Одни стоят непосредственно на подстанции, другие у потребителей.
Потери могут рассчитываться в относительных и абсолютных величинах. В первом случае исчисление выполняется в процентах, во втором – в киловатт-часах. Структура разделена на две основных категории по причине возникновения. Общие потери именуются фактическими и являются основой эффективности работы подразделения.
Где выполняется расчет?
Расчет потерь электроэнергии в электрических сетях выполняется по следующим направлениям:
- Для предприятий, генерирующих энергию и отдающих в сеть. Уровень зависит от технологии производства, правильности определения собственных нужд, наличия технических и коммерческих учетов. Потери генерации ложатся на коммерческие организации (включаются в стоимость) или добавляются в нормативы и фактические величины на районы или предприятия электрических сетей.
- Для высоковольтной сети. Передача на дальние расстояния сопровождается высоким уровнем потерь электроэнергии в линиях и силовом оборудовании подстанций 220/110/35/10 кВ. Рассчитывается путем определения норматива, а в более совершенных системах через приборы электронного учета и автоматизированных систем.
- Распределительные сети, где происходит разделение потерь на коммерческие и технические. Именно в этой области сложно прогнозировать уровень величины из-за фактора сложности обвязки абонентов современными системами учета. Потери при передаче электроэнергии рассчитываются по принципу поступило за минусом платы за потребленную электрическую энергию. Определение технической и коммерческой части выполняется через норматив.
Технические потери: физические причины появления и где возникают
Сущность технических потерь заключается в несовершенстве технологии и проводников, используемых в современной электроэнергетике. В процессе генерации, передачи и трансформации электроэнергии возникают физические явления, которые и создают условия утечки тока, нагрев проводников или прочие моменты. Технические потери могут возникать в следующих элементах:
- Трансформаторы. Каждый силовой трансформатор обладает двумя или тремя обмотками, посередине которого расположен сердечник. В процессе трансформации электроэнергии с большего на меньшего в этом элементе происходит нагрев, что и предполагает появление потерь.
- Линии электропередач. При транспортировке энергии на расстояния происходит утечка тока на корону для ВЛ, нагрев проводников. На расчет потерь в линии влияют следующие технические параметры: длина, сечение, удельная плотность проводника (медь или алюминий), коэффициенты потерь электроэнергии, в частности, коэффициент распределенности нагрузки, коэффициент формы графика.
- Дополнительное оборудование. К этой категории необходимо отнести технические элементы, которые участвуют в генерации, транспортировке, учете и потреблении электроэнергии. Величины для этой категории в основном постоянные или учитываются через счетчики.
Для каждого вида элементов электрической сети, для которой рассчитываются технические потери, имеется разделение на потери холостого хода и нагрузочные потери. Первые считаются постоянной величиной, вторые зависят от уровня пропуска и определяются для анализируемого периода, зачастую за месяц.
Коммерческие потери: основное направление повышения эффективности в электроэнергетике
Коммерческие потери электроэнергии считаются сложно прогнозируемой величиной, так как зависят от потребителей, от их желания обмануть предприятие или государство. Основой указанных проблем являются:
- Сезонная составляющая. В представленное понятие вкладывается недоплата физических лиц по реально отпущенной электрической энергии. К примеру, в Республике Беларусь существует 2 причины появления «сезонки» — это наличие льгот по тарифам и оплата не на 1, а на 25 число.
- Несовершенство приборов учетов и их неправильная работа. Современные технические средства для определения потребленной энергии значительно упростили задачу абонентской службе. Но электроника или неправильно налаженная система учета может подвести, что и становится причиной рост коммерческих потерь.
- Воровство, занижение показаний счетчиков коммерческими организациями. Это отдельная тема для разговора, которая предполагает различные ухищрения физических и юридических лиц по сокращению расходов на электрическую энергию. Все это сказывается на росте потерь.
Фактические потери: общий показатель
Для расчета фактических потерь необходимо сложить коммерческую и техническую составляющую. Однако реальный расчет этого показателя осуществляется по-другому, формула потерь электроэнергии следующая:
Величина потерь = (Поступления в сеть – Полезный отпуск – Перетоки в другие энергосистемы – Собственные нужды) / (Поступления в сеть – Беспотерьные – Перетоки – Собственные нужды) * 100%
Зная каждый элемент, определяют фактические потери в процентном отношении. Для вычисления требуемого параметра в абсолютных величинах необходимо выполнить расчеты только числителя.
Какие потребители считаются беспотерьными и что такое перетоки?
В представленной выше формуле используется понятие «беспотерьные», которое определяется по коммерческим приборам учета на подстанциях высокого напряжения. Предприятие или организация самостоятельно несут расходы на потери электроэнергии, которые учитываются прибором учета в точке подключения к сетям.
https://www.youtube.com/watch?v=G2-CzBwsOWU\u0026pp=ygU10J_QvtGC0LXRgNC4INCyINGN0LvQtdC60YLRgNC40YfQtdGB0LrQuNGFINGB0LXRgtGP0YU%3D
Что касается перетоков, то они также относятся к беспотерьным, хотя высказывание не совсем корректное. В общем понимании это электрическая энергия, которая из одной энергосистемы отправляется в другую. Учет осуществляется также с использованием приборов.
Собственные нужды и потери электрической энергии
Собственные нужды необходимо отнести к особой категории и разделу фактических потерь. Для работы электросетей требуются затраты на поддержание функционирования подстанций, расчетно-кассовых центров, административных и функциональных зданий РЭСов. Все эти величины фиксируются и отражаются в представленном параметре.
Методики расчета технических потерь на предприятиях электроэнергетики
Потери электроэнергии в электрических сетях осуществляется по двум основным методикам:
- Расчет и составление норматива потерь, что реализовывается через специальное программное обеспечение, куда закладывается информация по топологии схемы. Согласно последней определяются нормативные величины.
- Составление небалансов для каждого элемента электрических сетей. В основе этого метода лежит ежедневное, еженедельное и ежемесячное составление балансов в высоковольтной и распределительных сетях.
Каждый вариант обладает особенностями и эффективностью. Необходимо понимать, что выбор варианта зависит и от финансовой стороны вопроса.
Расчет норматива потерь
Расчет потерь электроэнергии в сетях во многих странах СНГ и Европы осуществляется с применением данной методологии. Как отмечалось выше, процесс предполагает использование специализированного софта, в котором имеются нормативные величины и топология схемы электрических сетей.
Для получения информации о технических потерях от сотрудника организации потребуется внести характеристики пропуска по фидеру активной и реактивной энергии, определить максимальные значения по активной и реактивной мощности.
Необходимо отметить, что погрешность таких моделей может доходить до 25 % только при расчете потерь электроэнергии в линии. К представленному методу следует относиться в качестве математической, примерной величине. В этом и выражается несовершенство методологии просчета технических потерь в электрических сетях.
Используемое программное обеспечение для расчета
На текущий момент существует огромное количество программного софта, который выполняет расчет норматива технических потерь. Выбор того или иного продукта зависит от стоимости обслуживания, региональности и других важных моментов. В Республике Беларусь основной программой считается DWRES.
Софт разрабатывался группой ученых и программистов Белорусского Национального Технического Университета под руководством профессора Фурсанова Н.И. Инструмент для расчета норматива потерь специфичен, обладает рядом системных достоинств и недостатков.
Для рынка России особой популярностью пользуется ПО «РПТ 3», который разрабатывался специалистами ОАО «НТЦ Электроэнергетики». Софт весьма неплохой, выполняет поставленные задачи, но также обладает рядом отрицательных сторон. Тем не менее расчет нормативных величин осуществляется в полной мере.
Составление небаланса в высоковольтных и распределительных сетях
Потери электроэнергии технического плана можно выявить через другой метод. О нем уже говорилось выше – предполагается, что все высоковольтные или распределительные сети обвязаны приборами учета. Они помогают определить величину максимально точно. Кроме этого, подобная методика обеспечивает реальную борьбу с неплательщиками, воровством и неправильное использование энергооборудования.
Следует отметить, что подобный подход, несмотря на эффективность, неприменим в современных условиях. Для этого необходимы серьезные мероприятия с большими затратами на реализацию обвязки всех потребителей электронными учетами с передачей данных (АСКУЭ).
Как сократить технические потери: способы и решения
Снизить потери в линиях, трансформаторных подстанциях помогают следующие направления:
- Правильно выбранный режим работы оборудования, загрузка мощностей влияет на нагрузочные потери. Именно поэтому диспетчер обязан выбирать и вести наиболее приемлемый режим работы. К представленному направлению важно отнести выбор точек нормального разрыва, расчеты загруженности трансформаторов и так далее.
- Замена оборудование на новое, которое обладает низкими показателями холостого хода или лучше справляются с нагрузочными потерями. Для линий электропередач предполагается замена проводов на большее сечение, использование изолированных проводников.
- Сокращение времени обслуживания оборудования, что ведет к снижению расхода энергии на собственные нужды.
Сокращение коммерческой составляющей потерь: современные возможности
Потери электроэнергии по коммерческой части предполагают использование следующих методов:
- Установка приборов учетов и систем с меньшей погрешностью. На текущий момент оптимальными считаются варианты с классом точности 0,5 S.
- Использование автоматизированных систем передачи информации, АСКУЭ, которые призваны убрать сезонные колебания. Контроль за показаниями является условием борьбы с воровством и занижением данных.
- Осуществление рейдов по проблемным адресам, которые определяются через систему балансов распределительной сети. Последнее актуально при обвязке абонентов современными учетами.
- Применение новых технологий по определению недоучета систем с трансформаторами тока. Специализированные приборы распознают коэффициент смещения тангенса вектора распределения электрической энергии.
Потери электроэнергии в электрических сетях – важный показатель, который обладает существенным потенциалом для коммерческих организаций энергетического бизнеса. Сокращение фактических потерь приводит к росту получаемой прибыли, а это влияет на рентабельность. В заключение необходимо отметить, что оптимальный уровень потерь должен составлять 3-5 % в зависимости от района.
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: 12.07.2023).
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:
- 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);
- 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:
- Потери мощности на холостой ход силовых трансформаторов;
- Потери на корону в ВЛ 110 кВ и выше, а также потери от токов утечки по изоляторам ЛЭП и на плавку гололёда;
- Потери в компенсирующих устройствах, шунтирующих реакторах, соединительных проводах, изоляции кабелей и сборных шинах распределительных устройств подстанций;
- Потери в вентильных разрядниках, ограничителях перенапряжения и в устройствах присоединений высокочастотной связи;
- 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:
- Способы расчета полезного отпуска;
- Контроль за потреблением энергии;
- Покупательная способность населения;
- 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:
- Оперативных расчетов;
- Расчетных суток;
- Средних нагрузок;
- Числа часов наибольших потерь мощности;
- 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:
- Потери при выставлении счетов и хищения электроэнергии;
- Потери, обусловленные наличием бесхозных потребителей;
- «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:
- 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.
- 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:
- 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.
- 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.
- 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.
8. Потери электроэнергии в электрических сетях
При передаче электроэнергии от электростанций к потребителям часть этой электроэнергии теряется в элементах электрической сети. Здесь речь пойдет о потерях активной мощности и электроэнергии.
Стоимость потерянной электроэнергии учитывается как составная часть сопоставительных затрат при оценке вариантов решений, а потери мощности учитываются при проектировании развития электрических сетей для оценки максимума нагрузки.
Величина потерь электроэнергии в электрических сетях России в процентах от ее отпуска с электростанций приведена в табл. 8.1 [5].
Т а б л и ц а 8.1
| Год | 1998 | 1999 | 2000 | 2001 | 2002 | 2003 |
| W, % | 12,3 | 12,7 | 12,75 | 13,1 | 13,0 | 13,15 |
Ориентировочные значения потерь электроэнергии в сетях различных напряжений в процентах от суммарного поступления электроэнергии в эти сети приведены в табл. 8.2
Т а б л и ц а 8.2
| U, кВ | 500-750 | 330-220 | 150-110 | 35 | 6-10 | 0,4 |
| W, % | 0,5-1,0 | 2,5-3,5 | 3,5-4,5 | 0,5-1,0 | 2,5-3,5 | 0,5-1,5 |
Указанными значениями можно пользоваться при составлении предварительного баланса электроэнергии по системе.
Часть электроэнергии по закону Джоуля-Ленца выделяется в виде тепла в активных сопротивлениях проводников воздушных и кабельных линий электропередачи и в активных сопротивлениях обмоток трансформаторов и автотрансформаторов. Это так называемые переменные потери W', зависящие от протекающего по элементу сети тока (мощности) нагрузки.
Другая часть электроэнергии расходуется в активных проводимостях элементов электрической сети: потери на корону в воздушных линиях электропередачи, потери от токов утечки через изоляцию воздушных и кабельных линий, потери холостого хода в сердечниках трансформаторов и автотрансформаторов. Это так называемые постоянные потери W», не зависящие от протекающего по элементу тока (мощности) нагрузки.
Понятие постоянные потери является условным, поскольку эти потери зависят от уровня напряжения в сети. Как правило, постоянные потери рассчитываются по номинальному напряжению сети.
Ориентировочная структура потерь электроэнергии по элементам электрической сети показана в табл. 8.3. Под другими элементами электрической сети подразумеваются конденсаторные батареи, синхронные компенсаторы, реакторы.
| Т а б л и ц а 8.3 | |||
| Элементы | Потери электроэнергии, % | ||
| сети | Всего | ||
| Переменные | Постоянные | ||
| 65 | |||
| Линии | 55 | 10 | |
| 35 | |||
| Подстанции, | 15 | 20 | |
| в том числе: | |||
| трансформаторы | 15 | 12 | 27 |
| другие элементы | − | 8 | 8 |
| 100 | |||
| Итого | 70 | 30 |
Рассмотрим основные составляющие постоянных потерь. Потери мощности на корону в сильной степени зависят от погодных условий. Потери на корону Рк в зависимости от напряжения Uном, сечения F, типа опор (стальные, железобетонные) и погодных условий указаны в табл. 8.4.
Т а б л и ц а 8.4
| Uном, кВ | Опора | F, мм2 | Рк, кВт/км, при погоде | |||
| Хорошая | Сухой снег | Влажная | Изморось | |||
| 750 | ст. | 5х240 | 3,9 | 15,5 | 55 | 115 |
| 500 | ст. | 3х400 | 2,4 | 9,1 | 30 | 79 |
| 330 | ст. | 2х400 | 0,8 | 3,3 | 11 | 33,5 |
| 220 | ст. | 300 | 0,3 | 1,5 | 5,4 | 16,5 |
| 220 | ж.б. | 300 | 0,4 | 2,0 | 8,1 | 24,5 |
| 110 | ст. | 120 | 0,013 | 0,04 | 0,17 | 0,69 |
| 110 | ж.б. | 120 | 0,018 | 0,06 | 0,3 | 1,1 |
Если сечение провода отличается от данных, приведенных в табл. 8.4, то потери мощности на корону Рк можно пересчитать по формуле
| Рк = | F | , |
| Рк табл | табл | |
| F | ||
| факт |
где Рк табл – табличное (табл. 8.4) значение потерь на корону;
Fтабл и Fфакт – табличное (табл. 8.4) и фактическое сечение провода. Потери мощности Ру от токов утечки по изоляции ВЛ в зависимости от
погодных условий и напряжения ВЛ указаны в табл. 8.5.
Т а б л и ц а 8.5
| Погода | Ру, кВт/км для ВЛ напряжением | |||||||
| 6 | 10 | 35 | 110 | 220 | 330 | 500 | 750 | |
| Хорошая, | ||||||||
| влажность | 0,01 | 0,017 | 0,035 | 0,055 | 0,07 | 0,1 | 0,16 | 0,24 |
| менее 90% | ||||||||
| Дождь, | ||||||||
| мокрый снег, | 0,09 | 0,15 | 0,3 | 0,5 | 0,65 | 0,95 | 1,4 | 2,15 |
| роса, | ||||||||
| Туман | 0,15 | 0,25 | 0,55 | 0,85 | 1,05 | 1,6 | 2,4 | 3,6 |
| Потери холостого хода трансформаторов | Рхх приводятся в справочных |
данных по трансформаторам.
8.2. Расчет потерь электроэнергии в электрических сетях
Величина постоянных потерь электроэнергии в элементах электрической сети составляет
| W»=( Рк+ Ру+ Рхх)Твкл =Р»Твкл, | (8.1) |
где Твкл – время включения или время работы элементов электрической сети в течение года. Для воздушных и кабельных линий и трансформаторов при выполнении проектных расчетов принимается Твкл = 8760 ч.
Суммарная величина потерь электроэнергии в сети составляет
Рассмотрим способы определения переменных потерь в электрической сети. Пусть для элемента электрической сети, например воздушной линии, имеющей активное сопротивление R, известен годовой график нагрузки. Этот график представляется в виде ступенчатого графика по продолжительности ti каждой нагрузки Рi. (рис. 8.1,а).
Энергия, передаваемая в течение года через рассматриваемый элемент сети, выразится как
i=1
Эта энергия представляет собой площадь фигуры, ограниченной графиком нагрузки.
На этом же графике построим прямоугольник с высотой, равной наибольшей нагрузке Рmax, и площадью, равной площади действительного графика нагрузки. Основанием этого прямоугольника будет время Тmax. Это время называется продолжительностью использования наибольшей нагрузки.
За это время при работе элемента сети с наибольшей нагрузкой через него будет передана та же электроэнергия, что и при работе по действительному годовому графику нагрузки. Средние значения Тmax для различных отраслей промышленности приводятся в [5].
Потери мощности в рассматриваемом элементе сети для каждого i-го интервала времени составят
| Р=(S | /U | )2R=(P /U | ном | cosϕ)2R, | (8.4) |
| i i | ном | i |
где cosϕ – коэффициент мощности нагрузки.
На рис. 8.1,б приведен ступенчатый график потерь мощности, построенный по выражению (8.4). Площадь этого графика равна годовым переменным потерям электроэнергии в рассматриваемом элементе сети
а) б)
Рис. 8.1. Графики нагрузки по продолжительности для определения времени Тmax (а) и времени τmax (б)
| n | |
| W'= ∑ Pi ti . | (8.5) |
| i=1 |
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..
- 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);
- L — длина линии в километрах ( в нашем примере 0,8 км);
- tgφ — коэффициент реактивной мощности (0,6);
- F — сечение провода в мм²;
- Д — период в днях (в формуле используем период 365 дней);
- Кф² — коэффициент заполнения графика, рассчитывается по формуле:
- 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.
- 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
- Учёт суммарных потерь в ЛЭП за год:
- ΔWсум. итог= 561,96 + 422,4 = 984,36 кВт/ч
- ΔWсум.%= ΔWсум/ Wсумx 100%= 984,36/49000 х 100%= 2%
- 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/