Расчет потери электроэнергии в электрических сетях

Сегодня предлагаем обсудить важные аспекты на тему: "Расчет потери электроэнергии в электрических сетях" с профессиональной точки зрения и понятным языком. Если в процессе прочтения возникнут вопросы, то дочитайте до конца, а если не найдете ответа, то всегда можно обратиться к нашему дежурному юристу.

Пример расчета потерь электроэнергии в распределительных сетях 10 кВ

Для примера расчета потерь электроэнергии в распределительной сети 10 кВ выберем реальную линию, отходящую от ПС «Капыревщина» (рис.5.1).

рис.5.1. Расчетная схема распределительной сети 10 кВ.

номинальное напряжение UН= 10 кВ;

коэффициент мощности tgц = 0,62;

суммарная длина линии L = 12,980 км;

суммарная мощность трансформаторов SУТ = 423 кВА;

число часов максимальной нагрузки Tmax = 5100 ч/год;

[1]

коэффициент формы графика нагрузки kф = 1,15.

Некоторые результаты расчета представлены в табл.5.1.

Результаты расчета программы РТП 3.1

Напряжение в центре питания:

Ток головного участка:

Коэф. мощности головного участка:

Мощность головного участка

Суммарные потери в линиях

Суммарные потери в меди трансформаторов

Суммарные потери в стали трансформаторов

Суммарные потери в трансформаторах

Суммарные потери в фидере

Сумм, мощность трансформаторов, кВА

Суммарная длина линий, км

Информация по узлам

Информация по линиям

Активное сопр., Ом

[2]

Реактивное сопр., Ом

Также программа РТП 3.1 производит расчет следующих показателей:

потери электроэнергии в линиях электропередач:

(или 18,2% от суммарных потерь электроэнергии);

потери электроэнергии в обмотках трансформаторов (условно-переменные потери):

потери электроэнергии в стали трансформаторов (условно-постоянные): (67,2%);

суммарные потери электроэнергии:

(или 2,4% от общего отпуска электроэнергии).

Далее рассмотрим изменение потерь электроэнергии при изменении нагрузки на головном участке. Для этого:

зададимся kЗТП1 = 0,5 и рассчитаем потери электроэнергии:

потери в линиях:

, что составляет 39,2% от суммарных потерь и 1,1% от общего отпуска электроэнергии;

потери в обмотках трансформаторов:

, что составляет 31,4% от суммарных потерь и 0,9% от общего отпуска электроэнергии;

потери в стали трансформаторов:

, что составляет 29,4% от суммарных потерь и 0,8% от общего отпуска электроэнергии;

суммарные потери электроэнергии:

, что составляет 2,8% от общего отпуска электроэнергии.

Зададимся kЗТП2 = 0,8 и повторим расчет потерь электроэнергии аналогично п.1. Получим:

потери в линиях:

, что составляет 47,8% от суммарных потерь и 1,7% от общего отпуска электроэнергии;

потери в обмотках трансформаторов:

, что составляет 38,2% от суммарных потерь и 1,4% от общего отпуска электроэнергии;

потери в стали трансформаторов:

, что составляет 13,9% от суммарных потерь и 0,5% от общего отпуска электроэнергии;

, что составляет 3,6% от общего отпуска электроэнергии.

Рассчитаем нормативы потерь электроэнергии для данной распределительной сети по формулам (4.10) и (4.11):

норматив технологических переменных потерь:

норматив условно-постоянных потерь:

Анализ проведенных расчетов потерь электроэнергии и их нормативов позволяет сделать следующие основные выводы:

при увеличении kЗТП от 0,5 до 0,8 наблюдается увеличение абсолютного значения суммарных потерь электроэнергии, что соответствует увеличению мощности головного участка пропорционально kЗТП. Но, при этом, увеличение суммарных потерь относительно отпуска электроэнергии составляет:

для kЗТП1 = 0,5 — 2,8%, а

в том числе доля условно-переменных потерь в первом случае составляет 2%, а во втором — 3,1%, тогда как доля условно-постоянных потерь в первом случае — 0,8%, а во втором — 0,5%. Таким образом, мы наблюдаем увеличение условно-переменных потерь с ростом нагрузки на головном участке, в то время как условно-постоянные потери остаются неизменными и занимают меньший вес при повышении загрузки линии.

В итоге, относительное увеличение потерь электроэнергии составило всего 1,2% при значительном увеличении мощности головного участка. Этот факт свидетельствует о более рациональном использовании данной распределительной сети.

Расчет нормативов потерь электроэнергии показывает, что и для kЗТП1, и для kЗТП2 соблюдаются нормативы по потерям. Таким образом, наиболее эффективным является использование данной распределительной сети при kЗТП2 = 0,8. При этом оборудование будет использоваться более экономично.

Расчет потерь электрической энергии в воздушной линии 10 кВ

Дано: АС — 50; Uср — 10 кВ; r — 0,603 Ом; Iдоп — 210 А; Т — 744 часа (январь 2017 года — 31 день); W — 10000 кВтч; cosф — 0,86; L — 10 км.

В соответствии с Инструкцией по организации в Министерстве энергетики Российской Федерации работы по расчету и обоснованию нормативов технологических потерь электроэнергии при ее передаче по электрическим сетям (утв. приказом Минэнерго РФ от 30 декабря 2008 г. N 326) (далее — Инструкция):

Нагрузочные потери электрической энергии в ВЛ определяются по формуле:

W = Kk * Pср * T * (Kф * Kф),

Pср — потери мощности в ВЛ, КЛ, кВт;
Kф * Kф — квадрат коэффициента формы, о.е. (1,33, при Кз = 0,5);
Kk — коэффициент учитывающий различие конфигурации графиков активной и реактивной нагрузки (Кк = 0,99), о.е.;
T — число часов, ч.

Pср = (3 * (Iср * Iср) * R) / 1000,

Iср — среднее значение токовой нагрузки, А;
R — активное сопротивление ВЛ, КЛ, Ом.

Iср = Wт / (1,732 * Uср * T * cosф),

Uср — среднее напряжение элемента, кВ.

Iср = 10000 / (1,732 * 10 * 744 * 0,86) = 0,9 А

Активное сопротивление ВЛ определяется по паспортным данным:

Rвл = r * L * (1 + 0,004 * (Tср — 20)) / Nц, Ом,

r — удельное активное сопротивление на 1 км провода при его температуре 20 грдусов по Цельсию, Ом/км;
Nц — количество параллельных цепей, шт.;
L — длина линии, км;
Тср — средняя температура провода.

Rвл = 0,603 * 10 * (1 + 0,004 * (20 — 20)) / 1 = 6,03 Ом,

Pср = (3 * (0,9 * 0,9) * 6,03) / 1000 = 0,015 кВт,

W = 0,99 * 0,015 * 744 * 1,33 = 14,7 кВтч за январь

Расчет потери электроэнергии в электрических сетях

Что такое СНТ?
Узнайте из статьи, что и почему не так в вашем СНТ.

Новый федеральный закон ФЗ-217 от 29.07.17 г.
Закон вступает в силу с 01.01.19 г. С этой же даты ФЗ-66 от 15.04.98 г. утрачивает силу. Скачайте! Бесплатно!

Прописка в СНТ
Как получить регистрацию без суда

Ликвидация правовой безграмотности
Вопросы и ответы. Задай вопрос, узнай свои права и живи спокойно!

Cтроим жилой дом
Стройка на садовом участке по правилам

Всё о взносах в СНТ О членских, целевых, вступительных и других взносах

«Дачная амнистия»
Как правильно оформить земельный участок в собственность

Ограничение прав собственности на землю
Можно ли принудительно лишить собственника участка? Узнай правду

Читайте так же:  Джессика честейн приобретает таунхаус в центре нью-йорка. чем это жилье примечательно

Налог на землю
Заплати налог правильно. Льготы в СНТ

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.

Основа для рассматриваемого ниже расчёта технологических потерь в сети взята вот отсюда Методика расчёта потерь Ратуша А. Вы можете воспользоваться ею, пройдя по ссылке, или изложенной. Разница у них в том, что здесь на сайте мы вместе разберём упрощенную методику, которая на простом, вполне реально где-нибудь существующем СНТ, поможет понять сам принцип применения формул и порядок подстановки в них значений. Далее Вы сможете самостоятельно рассчитать потери для своей существующей в СНТ электросети с любой конфигурацией и сложностью. Т.е. страница адаптирована к СНТ. Выбирайте сами то, что Вам удобнее.

    Исходные условия для расчётов.
    В линии электропередач используется только провод А-35 (алюминиевый, сечением 35мм², открытый без изоляции);

Если у Вас в садоводческом товариществе провода разного сечения, что чаще всего и бывает, то, разобравшись с принципами расчётов, необходимо будет считать 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 в трансформаторе легко вычислить, исходя из его характеристик. Если садоводы закупили (а не прихватизировали неизвестную штуку) трансформатор самостоятельно, то к нему обязательно должен быть паспорт, где и указаны потери на холостой ход и др. характеристики.

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 просоединённая 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 электроснабжающей организацией электрической мощности достаточно, чтобы не сгорели предохранители или не выбило автоматы защитного отключения. Выделенная электрическая мощность обязательно прописана в Договоре электроснабжения.

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

    — 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);

    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 20 домов садоводов);

    L

    — длина линии в километрах ( в нашем примере 2 км);

    tgφ

    Видео (кликните для воспроизведения).

    — 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:

    где Кз — коэффициент заполнения графика. При отсутствии данных о форме графика нагрузки обычно принимается значение — 0,3

    ; тогда: Kф² = 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: Wсум. = 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.

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

    Читайте так же:  Вероятность события случайного

    .

    Потери за год в ЛЭП в процентах: ΔWсум.% = ΔWсум/Wсум 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

    .

    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 = dPввода x 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 60 подключённых садоводов за год составят:
    dWввода = 60 х 17,029 кВт/ч = 1021,74 кВт/ч

    Учёт суммарных потерь в ЛЭП за год:

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

    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%

    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.

    Старый форум
    Проследите за дискуссиями по актуальным проблемам СНТ.

    Рассылка

    Проект СНТ «Пищевик» некоммерческий.
    Если Вы считаете, что информация на сайте достойна вознаграждения, сэкономила Ваши деньги, время и нервы, то можете перевести средства по ссылке:

    Контакты Письмо другу

    г. Калининград, 2009-2019, автор статей, общая редакция и вёрстка: Лебедев В.Г.
    Соглашение с пользователем сайта

    Структура потерь электроэнергии

    Разделение потерь на составляющие может проводиться по разным критериям: характеру потерь (постоянные, переменные), классам напряжения, группам элементов, производственным подразделениям и т. п. Для целей анализа и нормирования потерь целесообразно использовать укрупненную структуру потерь электроэнергии, в которой потери разделены на составляющие исходя из их физической природы и специфики методов определения их количественных значений.

    На основе такого подхода фактические потери могут быть разделены на четыре составляющие:

    2) расход электроэнергии на СН подстанций, необходимый для обеспечения работы технологического оборудования подстанций и жизнедеятельности обслуживающего персонала. Этот расход регистрируется счетчиками, установленными на трансформаторах СН подстанций;

    3) потери электроэнергии, обусловленные погрешностями ее измерения (недоучет электроэнергии, метрологические потери). Эти потери получают расчетным путем на основе данных о метрологических характеристиках и режимах работы приборов, используемых для измерения энергии (ТТ, ТН и самих электросчетчиков). В расчет метрологических потерь включают все приборы учета отпуска электроэнергии из сети, в том числе и приборы учета расхода электроэнергии на СН подстанций;

    4) коммерческие потери, обусловленные хищениями электроэнергии, несоответствием показаний счетчиков оплате электроэнергии бытовыми потребителями и другими причинами в сфере организации контроля за потреблением энергии. Коммерческие потери не имеют самостоятельного математического описания и, как следствие, не могут быть рассчитаны автономно. Их значение определяют как разницу между фактическими потерями и суммой первых трех составляющих.

    Три первые составляющие укрупненной структуры потерь обусловлены технологическими потребностями процесса передачи электроэнергии по сетям и инструментального учета ее поступления и отпуска. Сумма этих составляющих хорошо описывается термином -технологические потери. Четвертая составляющая — коммерческие потери — представляет собой воздействие «человеческого фактора» и включает в себя все проявления такого воздействия: сознательные хищения электроэнергии некоторыми абонентами с помощью изменения показаний счетчиков, потребление энергии помимо счетчиков, неуплату или неполную оплату показаний счетчиков, определение поступления и отпуска электроэнергии по некоторым точкам учета расчетным путем (при несовпадении границ балансовой принадлежности сетей и мест установки приборов учета) и т. п.

    Структура потерь, в которой укрупненные составляющие потерь сгруппированы по различным критериям, приведена на рис. 1.1.

    Каждая составляющая потерь имеет свою более детальную структуру.

    Нагрузочные потери включают в себя потери:

    • в проводах линий передачи;
    • силовых трансформаторах и автотрансформаторах;
    • токоограничивающих реакторах;
    • заградителях высокочастотной связи;
    • трансформаторах тока;
    • соединительных проводах и шинах распределительных устройств (РУ) подстанций.

    Последние две составляющие в силу отсутствия практики их поэлементных расчетов и незначительной величины обычно определяют на основе удельных потерь, рассчитанных для средних условий, и включают в состав условно-постоянных потерь.

    Структура фактических потерь электроэнергии

    Потери холостого хода включают в себя постоянные (не зависящие от нагрузки) потери:

    • в силовых трансформаторах (автотрансформаторах); компенсирующих устройствах (синхронных и тиристорных компенсаторах, батареях конденсаторов и шунтирующих реакторах);
    • оборудовании системы учета электроэнергии (ТТ, ТН, счетчиках и соединительных проводах);
    • вентильных разрядниках и ограничителях перенапряжения;
    • устройствах присоединения высокочастотной связи (ВЧ-связи); изоляции кабелей.

    Потери, обусловленные погодными условиями (климатические потери) включают в себя три составляющие:

    • потери на корону в воздушных линиях электропередачи (BЛ) 110 кВ и выше;
    • потери от токов утечки по изоляторам BЛ;
    • расход электроэнергии на плавку гололеда.
    Читайте так же:  Илон маск доступно объяснил, что традиционные школы бесполезны

    Расход электроэнергии на СН подстанций обусловлен режимами работы различных (до 23) типов ЭП. Этот расход можно разбить на шесть составляющих:

    • на обогрев помещений;
    • вентиляцию и освещение помещений;
    • системы управления подстанцией и вспомогательные устройства синхронных компенсаторов;
    • охлаждение и обогрев оборудования;
    • работу компрессоров воздушных выключателей и пневматических приводов масляных выключателей;
    • текущий ремонт оборудования, устройства регулирования напряжения под нагрузкой (РПН), дистилляторы, вентиляцию закрытого распределительного устройства (ЗРУ), обогрев и освещение проходной (прочий расход).

    Погрешности учета электроэнергии включают составляющие, обусловленные погрешностями измерительных ТТ, ТН и электрических счетчиков. Коммерческие потери также могут быть разделены на многочисленные составляющие, отличающиеся причинами их возникновения.

    Все перечисленные составляющие подробно рассмотрены в последующих главах.

    Критерии отнесения части электроэнергии к потерям могут быть физического и экономического характера. Некоторые специалисты считают, что расход электроэнергии на СН подстанций надо относить к отпуску электроэнергии, а остальные составляющие — к потерям. Расход на СН подстанций по характеру использования электроэнергии действительно ничем не отличается от ее использования потребителями. Однако это не является основанием считать его полезным отпуском, под которым понимают электроэнергию, отпущенную потребителям. Расход же электроэнергии на СН подстанций является внутренним потреблением сетевого объекта. Кроме того, при таком подходе необоснованно предполагается, что расход части энергии в элементах сетей на доставку другой ее части потребителям (технические потери), в отличие от расхода на СН подстанций, не является полезным.

    Приборы учета не изменяют потоков мощности по сети, они лишь не совсем точно их регистрируют. Поэтому некоторые специалисты считают теоретически неверным относить недоучет электроэнергии, обусловленный погрешностями приборов, к потерям (ведь объем электроэнергии не изменяется от того, каким образом приборы ее регистрируют!).

    Можно согласиться с теоретической правильностью таких рассуждений, как и — одновременно — с их практической бесполезностью. Определять структуру потерь нас заставляет не наука (для научных исследований все подходы имеют смысл), а экономика. Поэтому для анализа отчетных потерь следует применять экономические критерии. С экономических позиций потери — это та часть электроэнергии, на которую ее зарегистрированный полезный отпуск потребителям оказался меньше электроэнергии, полученной сетью от производителей электроэнергии. Под полезным отпуском электроэнергии понимается не только та электроэнергия, денежные средства за которую действительно поступили на расчетный счет энерго-снабжающей организации, но и та, на которую выставлены счета, то есть потребление энергии зафиксировано. Выставление счетов является практикой, применяемой к юридическим лицам, потребление энергии которыми фиксируется ежемесячно. В отличие от этого ежемесячные показания счетчиков, фиксирующих потребление энергии бытовыми абонентами, обычно неизвестны. Полезный отпуск электроэнергии бытовым абонентам определяют по поступившей за месяц оплате, поэтому вся неоплаченная энергия автоматически попадает в потери.

    Расход электроэнергии на СН подстанций не является продукцией, оплачиваемой конечным потребителем, и с экономической точки зрения ничем не отличается от расхода электроэнергии в элементах сетей на передачу остальной ее части потребителям.

    Занижение объемов полезно отпущенной электроэнергии приборами учета (недоучет) имеет такой же экономический характер, как и две описанные выше составляющие. То же самое можно сказать и о хищениях электроэнергии. Поэтому все четыре описанные выше составляющие потерь с экономической точки зрения одинаковы.

    Фактические потери являются строго детерминированной величиной, жестко связанной с денежными средствами, полученными за проданную энергию. Задача «исправления» отчетных потерь на основе учета погрешностей счетчиков бессмысленна, так как не может привести к изменению объема полученных (и недополученных) денежных средств.

    Потерянный рубль остается потерянным независимо от того, по какой причине и где он потерян. Но для того, чтобы принять наиболее эффективные меры по снижению потерь, необходимо знать, где и по каким причинам они происходят. В связи с этим основной задачей расчета и анализа потерь является определение их детальной структуры, выявление конкретных очагов потерь и оценка возможностей их снижения до экономически оправданных значений. Одним из методов такой диагностики потерь является анализ небалансов электроэнергии на объектах (подстанциях, предприятиях сетей) и в сетевых организациях.

    ПОТЕРЬ ЭЛЕКТРИЧЕСКОЙ ЭНЕРГИИ

    1. Структура расхода электроэнергии на её передачу.

    2. Потери, зависящие и не зависящие от нагрузки.

    3. Метод характерных суточных режимов.

    4. Метод средних нагрузок.

    5. Метод среднеквадратичных параметров режимов.

    6. Метод времени наибольших потерь.

    Электрическая сеть, предназначенная для передачи и распределения электрической энергии, как и любой другой технический объект, требует для своего функционирования определенных затрат энергии, которые выражаются в виде технологического расхода электроэнергии на ее передачу (рис. 13.1). Он состоит из затрат энергии на производственные нужды подстанций и технических потерь электроэнергии, связанных с физической сущностью процесса передачи электроэнергии. Качественный уровень построения и эксплуатации электрической сети характеризуется коэффициентом полезного действия:

    где Wп – энергия, поступившая в сеть; Wт.р.– технологический расход ЭЭ на её передачу; Wс.н – расход электроэнергии на собственные нужды; ΔW – потери электроэнергии.

    При финансовых расчетах между энергосистемой и потребителями важен анализ баланса энергии

    где Wo – оплаченная потребителем электроэнергия; ΔWк – так называемые коммерческие потери.

    Коммерческие потери связаны с погрешностями (которые могут быть как положительными, так и отрицательными) многочисленных приборов учета электроэнергии на электростанциях, в сетях и у потребителей, возможной несвоевременной оплатой потребленной электроэнергии, а также возможными хищениями электроэнергии.

    Заметим, что при анализе режима сети представляют интерес потери как активной, так и реактивной мощности. При переходе же к анализу потерь энергии важны только потери активной энергии. Расчет реактивной энергии практического значения не имеет.

    Оценку потерь обычно производят по процентам относительно отпущенной энергии. Возникает вопрос: а каковы должны быть потери электроэнергии. Конечно, их можно снизить, применив, например, на линиях провода с большей площадью сечения. Но это приведет к увеличению капитальных затрат. Поэтому при выборе путей рационального построения электрической сети всегда в качестве конкурирующих выступают факторы капитальных затрат и стоимости потерь электроэнергии. Из сказанного следует, что не всегда целесообразно стремиться к снижению потерь, т.к. существует какой-то оптимальный (рациональный) уровень потерь, основанный на условиях конкретной энергосистемы с учетом указанных факторов. В условиях же эксплуатации всегда нужно стремиться к снижению потерь, если оно не связано с дополнительными капитальными затратами.

    Читайте так же:  Как справиться с завистью на работе и не разрушить собственную карьеру

    Опыт работы энергосистем различных стран мира свидетельствует о том, что потери электроэнергии могут находиться в достаточно широких пределах (от 7 до 15 %).

    Задача рационализации уровня потерь важна из-за того, что они связаны с необходимостью дополнительной выработки электроэнергии на электростанциях, что в свою очередь требует дополнительных затрат топлива. Таким образом, потери электроэнергии напрямую связаны с дополнительным расходом топлива на тепловых электростанциях, являющихся замыкающим видом затрат электростанций в энергосистеме, и следовательно, непосредственно влияют на экономические показатели функционирования энергосистем.

    Иногда высказывается мнение: а нужно ли вообще выполнять расчеты потерь электроэнергии. Ведь, казалось бы, их можно определить в виде разности показаний приборов учета электроэнергии на электростанциях и у потребителей. Однако такой подход к проблеме потерь электроэнергии неприемлем. Как уже отмечалось, приборы учета имеют погрешности, которые позволяют оценить потери лишь приближенно. Кроме того, приборы учета обычно не устанавливают на всем тракте передачи энергии от электростанции до потребителей. Поэтому не имеется возможности выявлять места (очаги) повышенных потерь, в т. ч. по сетям различных напряжений, и как следствие, намечать эффективные меры по их снижению. При разработке таких мер, а тем более при проектировании сети, необходимо знать изменение потерь, которое, конечно же, может быть выявлено только расчетным путем.

    В условиях эксплуатации выделяют отчетные (фактические за прошедший период) и плановые потери, которые должны быть рассчитаны на перспективу с учетом ожидаемых режимов, намечаемых мер по их снижению и т.п. При этом потери электроэнергии могут определяться за месяц, квартал или год. При проектировании электрической сети представляют интерес, как правило, годовые потери. Очевидно, что в проектных расчетах допустимо вычислять потери электроэнергии менее точно, чем в эксплуатационных расчетах, т.к. точность задания исходной информации ниже. Вообще, информационная обеспеченность расчетов тесно связана с выбором соответствующих методов расчета.

    Для выявления нерационально спроектированных участков сети необходимо изучать структуру потерь во всей системе передачи и распределения электроэнергии. Структурный анализ потерь производят путем их разделения по группам сетей: протяженные и межсистемные электропередачи, основные сети 110–750 кВ, распределительные сети 6–35 кВ, сети до 1000 В. Внутри каждой группы сети обычно разделяют по классам напряжений. В линиях и трансформаторах потери разделяют на зависящие и не зависящие от нагрузки (потери холостого хода). Информация, получаемая в результате такого анализа, позволяет оценить удельный вес потерь энергии во всех звеньях системы. Накопление информации в динамике дает возможность намечать пути рационального снижения потерь. Отобранные пути в дальнейшем должны быть подвергнуты более детальному технико-экономическому анализу и оценке их эффективности. После реализации намеченных путей выясняется фактическое их влияние на потери энергии.

    Если бы режим работы сети, характеризующийся активными и реактивными нагрузками потребителей и генераторов электростанций, а также напряжениями в узлах сети, оставался в течение времени t неизменным, то потери электроэнергии можно было бы вычислять предельно просто:

    где ΔP – потери мощности при указанных параметрах режима.

    Однако в действительности параметры режима сети постоянно изменяются, поэтому изменяются и потери мощности. Причем изменения во многом носят вероятностный характер.

    В любом случае расчет потерь электроэнергии наиболее просто вести для одного какого-то элемента сети (линии, трансформатора). При сложной сети (от системообразующей до распределительной) с многочисленными участками, когда на режим какого-то участка сети оказывают влияние режимы большого числа потребителей, применяют специальные методы, базирующиеся, однако, на методах расчета для одного участка сети.

    В линиях электропередачи и трансформаторах имеют место потери холостого хода и нагрузочные потери (рис. 13.1). Потери холостого хода не зависят от нагрузки участка сети и полагаются условно постоянными, хотя на них и оказывает влияние режим напряжений.

    Потери энергии холостого хода в трансформаторах определяются по формуле

    где ΔРх – потери мощности холостого хода; Тт – время работы трансформатора в течение расчетного периода Т.

    Если, например, расчетный период равен одному году, то принимают Тт ≈

    Потери энергии холостого хода в кабельных линиях высокого напряжения, вызванные потерями активной мощности ΔРиз в изоляции, за время работы линии Ткл

    Потери энергии холостого хода в ВЛ преимущественно состоят из потерь на корону, а также потерь от токов утечки по изоляторам. Потери на корону зависят от площади сечения провода, рабочего напряжения, конструкции фазы и вида погоды (хорошая, сухой снег, влажная, изморозь). Потери энергии определяют на основании потерь мощности, которые находят экспериментальным путем, с учетом продолжительности различных видов погоды в соответствующем регионе.

    На потери мощности от токов утечки по изоляции, которые находятся в пределах 0,5 – 1 мА, влияют степень загрязнения изоляторов, вид погоды и количество опор на 1 км линии.

    Нагрузочные потери электроэнергии в элементе сети за время Т при неизменных активном сопротивлении R и напряжении U можно было бы определить по выражению

    где I – ток по элементу сети в момент времени t; S – мощность по элементу сети в момент времени t. Однако описать изменение параметров I 2 (t) и S 2 (t) аналитической функцией даже за сутки, а тем более за год, представляется весьма затруднительным. Поэтому при расчете нагрузочных потерь электроэнергии вынужденно прибегают к различным допущениям и упрощениям, на базе которых и разрабатываются многочисленные методы расчета. Для практических расчетов на основе этих методов разработаны программы на ЭВМ различного назначения.

    Не нашли то, что искали? Воспользуйтесь поиском:

    Лучшие изречения: При сдаче лабораторной работы, студент делает вид, что все знает; преподаватель делает вид, что верит ему. 9161 —

    | 7240 — или читать все.

    185.189.13.12 © studopedia.ru Не является автором материалов, которые размещены. Но предоставляет возможность бесплатного использования. Есть нарушение авторского права? Напишите нам | Обратная связь.

    Отключите adBlock!
    и обновите страницу (F5)

    очень нужно

    Расчет потери электроэнергии в электрических сетях

    Согласно приказу Минэнергоугля Украины от 21.06.2013 №399 «Об утверждении нормативного документа «Методические рекомендации определения технологических расходов электроэнергии в трансформаторах и линиях электропередачи» (далее Методические рекомендации) с 01.01.2014 вступили в силу Методические рекомендации.

    Читайте так же:  Возникновение и основные этапы развития экономической теории

    Методические рекомендации введено на замену Методики по определению потерь электроэнергии в трансформаторах и линиях электропередач (далее Методика), утвержденной заместителем Министра энергетики Украины, главный государственный инспектор Украины по энергетическому надзору Дарчука В.А. 18 февраля 1998

    Согласно п. 6.23 главы 6 раздела ХІІІ Кодекса коммерческого учёта электрической энергии, утверждённого постановлением НКРЭКУ от 14.03.2018 № 311, расчет объема технологических потерь электрической энергии в сетях потребителя (основного потребителя) осуществляется в соответствии с методическими рекомендациями, утвержденными центральным органом исполнительной власти, который осуществляет формирование и реализацию государственной политики в электроэнергетическом комплексе.

    [3]

    Учитывая изложенное расчет потерь должна проводиться в соответствии с требованиями Методических рекомендаций.
    Поставщик определяет расчетным путем объемы потерь электрической энергии в технологических электрических сетях Потребителя автоматически ежемесячно по данным потребления активной и реактивной электрической энергии в соответствии с пунктами Методических рекомендаций в случаях, определенных Правилами розничного рынка электрической энергии и К одексом коммерческого учёта электрической энергии:

    установление расчетных средств учета Потребителя не на границе раздела балансовой принадлежности электросетей;
    использование технологических электрических сетей Потребителя для передачи электрической энергии субпотребителям или для транзита электрической энергии в сети энергоснабжающей организаций

    Объем потребленной Потребителем электроэнергии определяется путем увеличения (уменьшения) объемов электрической энергии по показаниям расчетных средств учета, на величину объемов расчетных потерь электроэнергии на участке электрической сети (с учетом трансформаторов) исключительно от границы балансовой принадлежности Потребителя к месту установки расчетных средств учета.

    Объемы потерь электрической энергии в технологических электрических сетях Потребителя , которые используются для распределения и/или транспортировки электрической энергии, определены в соответствии с Методическими рекомендациями, до предоставления основным Потребителем утверждённой в установленном порядке сметы затрат на содержание технологических электрических сетей, согласно пункту 2.5.6 Правил розничного рынка электрической энергии, возлагаются на основного потребителя.

    Если между точкой измерения и точкой учете находятся технологические электрические сети других субъектов хозяйствования, объем электрической энергии определен согласно показов средства учета Потребителя уменьшается на величину потерь электроэнергии в этих сетях.

    Методика
    утратившая действие
    Методические рекомендации
    вступили в силу с 01.01.2014
    Возможно определять ежемесячный объем потерь используя:
    1. Спрощений расчет потерь электроэнергии в проводах и кабельных линиях исходя из данных экономической плотности тока.
    2. Фиксований процент потерь (в трансформаторах и линиях), указанный в договоре, определен на основании прогнозируемого среднемесячного потребления электрической энергии, заявленного потребителем. Потери в элементах электрической сети рассчитываются ежемесячно исключительно по данным потребления текущего месяца. Количество часов работы элемента в расчетном периоде определялась как произведение количества часов работы в сутки на количество рабочих дней в месяц. Количество часов работы элемента в расчетном периоде определяется как произведение количества рабочих дней в месяц на 24 часа. Для учет не равномерности нагрузки в течение суток введено понятие «коэффициента формы графика нагрузки», который принимают по таблицам 7.1 — 7.3 Методических рекомендаций. Учитываются только климатические потери активной энергии в ПЛ на корону в линиях напряжением 220 кВ и выше. Кроме климатических потерь активной энергии в ПЛ, которые обусловлены короной (в линиях напряжением 220 кВ и выше), рассчитываются потери связаны с несовершенством изоляции ВЛ (для ВЛ напряжением 6 кВ и выше). Потери электроэнергии в изоляции кабельных линий не учитывались. Рассчитываются потери электроэнергии в КЛ, которые обусловлены несовершенством изоляции КЛ (для КЛ напряжением 6 кВ и выше). При определении объема потерь необходимо учитывать срок эксплуатации кабелей. Учитывался только сопротивление ВЛ При расчете потерь в ПЛ, в случае установления на ВЛ высокочастотного заградителя связи, его активное сопротивление прилагается к опору ЛЭП, на которой он установлен (для линий напряжением 110 кВ и выше). Потери электроэнергии в реакторах не учитывались Рассчитываются потери электрической энергии в реакторах (в трехфазных группах токоограничивающих реакторов и в шунтирующих реакторах. Потери электрической энергии во внутренних сетях многоэтажных жилых (офисных) зданий не рассчитывались Рассчитываются потери электрической энергии во внутренних сетях многоэтажных жилых (офисных) зданий.
    Видео (кликните для воспроизведения).

    Во исполнение требований Методических рекомендаций, при наличии оборудования указанного в п.4-7 выше приведенной таблицы, потребитель дополнительно должен предоставить следующие данные:

    • по п.4 данные относительно года ввода в эксплуатацию КЛ напряжением 6 кВ и выше (привлекаем Ваше внимание, что дата заключения договора не всегда совпадает с датой введения в эксплуатацию оборудования);
    • по п.5 паспортные данные высокочастотного заградителя, в случае представления паспортных данных используются справочные данные;
    • по п.6 паспортные данные реакторов, в случае представления паспортных данных используются справочные данные;
    • по п.7 информацию предоставляют балансодержатели (эксплуатирующие организации) многоэтажных жилых (офисных) зданий в следующем объеме: длину, марку кабеля (провода) нерозгалгудженои части каждого стояка; длину, марку кабеля (провода) розгалгудженои части каждого стояка; количество квартир (офисов) присоединенных к стояку; количество личильникв i-го типа и паспортные данные по потерям электрической энергии в счетчиках i-го типа; количество контактных соединений на ответвлениях к счетчикам; сопротивление контактного соединения.

    Источники


    1. Брэбан, Г. Французское административное право; М.: Прогресс, 2012. — 488 c.

    2. ред. Никифоров, Б.С. Научно-практический комментарий уголовного кодекса РСФСР; М.: Юридическая литература; Издание 2-е, 2011. — 574 c.

    3. Троицкий, Н. А. Корифеи российской адвокатуры: моногр. / Н.А. Троицкий. — М.: Центрполиграф, 2015. — 416 c.
    4. Волеводз, А. Г. Международный розыск, арест и конфискация полученных преступным путем денежных средств и имущества (правовые основы и методика) / А.Г. Волеводз. — М.: Юрлитинформ, 2015. — 477 c.
    Расчет потери электроэнергии в электрических сетях
    Оценка 5 проголосовавших: 1

    ОСТАВЬТЕ ОТВЕТ

    Please enter your comment!
    Please enter your name here