ПРИКАЗ
Об утверждении методики расчета нормативных (технологических) потерь электроэнергии в электрических сетях
Во исполнение п. 2 Постановления Правительства Российской Федерации от 26 февраля 2004 г. N 109 и п. 3 Постановления Правительства Российской Федерации от 27 декабря 2004 г. N 861, приказываю: 1. Утвердить предлагаемую методику расчета нормативных (технологических) потерь . 2. Контроль за исполнением настоящего приказа возложить на заместителя Министра промышленности и энергетики Российской Федерации А.Г. Реуса. Министр В.Б. Христенко
УТВЕРЖДЕНА
Приказом Минпромэнерго России
Методика расчета нормативных (технологических) потерь электроэнергии в электрических сетях
I. Общие положения
1. Методика предназначена для расчета нормативов технологических потерь электрической энергии в электрических сетях организаций, осуществляющих передачу электрической энергии по электрическим сетям. 2. Нормативы технологических потерь электроэнергии, рассчитанные по данной методике, применяются при расчете платы за услуги по передаче электроэнергии по электрическим сетям. 3. Нормативы технологических потерь электроэнергии в планируемом периоде могут рассчитываться: - на основе данных о схемах, нагрузках сетей и составе работающего оборудования в планируемом периоде методами расчета потерь, установленными настоящей методикой; - на основе нормативных характеристик технологических потерь, рассчитанных в соответствии с настоящей методикой на основе расчетов потерь в отчетном (базовом) периоде. При отсутствии нормативной характеристики допускается определять нормативы потерь в планируемом периоде на основе расчетов потерь в отчетном (базовом) периоде, изменяя нагрузочные потери пропорционально квадрату отношения отпусков электроэнергии в сеть в планируемом и базовом периодах, а потери холостого хода - пропорционально мощности (количеству) работающего оборудования в планируемом и базовом периодах. 4. Термины и определения а) Фактические (отчетные) потери электроэнергии - разность между электроэнергией, поступившей в сеть, и электроэнергией, отпущенной из сети, определяемая по данным системы учета электроэнергии. б) Система учета электроэнергии - совокупность измерительных комплексов, обеспечивающих измерение поступления и отпуска электроэнергии из сети и включающих в себя измерительные трансформаторы тока (ТТ), напряжения (ТН), электрические счетчики, соединительные провода и кабели. Измерительные комплексы могут быть объединены в автоматизированную систему учета электроэнергии. в) Технологические потери электроэнергии - сумма технологических потерь при транспортировке электроэнергии и потерь при реализации электроэнергии. г) Технологические потери при транспортировке электроэнергии - сумма двух составляющих потерь: - потерь в линиях и оборудовании электрических сетей, обусловленных физическими процессами, происходящими при передаче электроэнергии в соответствии с техническими характеристиками и режимами работы линий и оборудования (технические потери ); - расхода электроэнергии на собственные нужды подстанций. д) Потери при реализации электроэнергии - сумма потерь, обусловленных погрешностями системы учета электроэнергии, и потерь, обусловленных хищениями электроэнергии, виновники которых не установлены. Примечание. Потери, обусловленные хищениями электроэнергии, не являются технической характеристикой электрической сети и системы учета электроэнергии и их нормативы в данной методике не рассматриваются. е) Технические потери - сумма трех составляющих потерь в линиях и оборудовании электрических сетей: - потерь, зависящих от нагрузки электрической сети (нагрузочные потери ); - потерь, зависящих от состава включенного оборудования (условно-постоянные потери ); - потерь, зависящих от погодных условий. ж) Расход электроэнергии на собственные нужды подстанций - расход электроэнергии, необходимый для обеспечения работы технологического оборудования подстанций и жизнедеятельности обслуживающего персонала. з) Потери электроэнергии, обусловленные погрешностями системы учета электроэнергии - суммарный небаланс электроэнергии, обусловленный техническими характеристиками и режимами работы всех измерительных комплексов поступления и отпуска электроэнергии. и) Норматив технологических потерь электроэнергии - технологические потери электроэнергии (в абсолютных единицах или в процентах установленного показателя), рассчитанные в соответствии с данной методикой при режимах работы, технических параметрах линий, оборудования сетей и системы учета электроэнергии в рассматриваемом периоде. к) Нормативный метод расчета нагрузочных потерь электроэнергии - метод, использующий при расчете потерь весь объем имеющейся информации о схемах и нагрузках сетей данного напряжения. При увеличении оснащенности сетей средствами измерения и оперативного контроля режимов рекомендуется применение более точных методов из их перечня, установленного методикой. л) Нормативная характеристика технологических потерь электроэнергии - зависимость норматива технологических потерь электроэнергии от структурных составляющих поступления и отпуска электроэнергии.II . Методы расчета нормативных (технологических) потерь при транспортировке электроэнергии
5. Методы расчета нагрузочных потерь 5.1. 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) расчетных суток; 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 рассчитывают 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 должны 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). 5.1.1. Метод оперативных расчетов состоит в расчете потерь электроэнергии по формуле:Где n - число элементов сети; D t - интервал времени, в течение которого токовую нагрузку I ij i -го элемента сети с сопротивлением R i , принимают неизменной; m - число интервалов времени. Токовые нагрузки элементов сети определяют на основе данных диспетчерских ведомостей, оперативных измерительных комплексов (ОИК) и автоматизированных систем учета и контроля электроэнергии (АСКУЭ). 5.1.2. Метод расчетных суток состоит в расчете потерь электроэнергии по формуле:
Где D W - потери электроэнергии за сутки расчетного месяца со среднесуточным отпуском электроэнергии в сеть W ср.сут и конфигурацией графиков нагрузки в узлах, соответствующей контрольным замерам; k л - 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; - коэффициент формы графика суточных отпусков электроэнергии в сеть (график с числом значений, равным числу дней в месяце контрольных замеров); Д экв j - эквивалентное число дней в j-м расчетном интервале, определяемое по формуле:
, (3)
Где W мi - отпуск электроэнергии в сеть в i-м месяце с числом дней Д мi ; W м.р - то же, в расчетном месяце; N j - число месяцев в j-м расчетном интервале. При расчете потерь электроэнергии за месяц Д экв j = Д мi . Потери электроэнергии за расчетные сутки D W сут определяют как сумму потерь мощности, рассчитанных для каждого часового интервала расчетных суток. Потери электроэнергии в расчетном периоде определяют как сумму потерь во всех расчетных интервалах года. Допускается определять годовые потери электроэнергии на основе расчета D W сут для зимнего дня контрольных замеров, принимая в формуле (3) N j = 12. Коэффициент определяют по формуле:
, (4)
Где W i - отпуск электроэнергии в сеть за i-й день месяца; Д м - число дней в месяце. При отсутствии данных об отпуске электроэнергии в сеть за каждые сутки месяца коэффициент определяют по формуле:
, (5)
Где Д р и Д н.р - число рабочих и нерабочих дней в месяце (Д м = Д р + Д н.р); k w - отношение значений энергии, потребляемой в средний нерабочий и средний рабочий дни k w = W н.p /W p . 5.1.3. Метод средних нагрузок состоит в расчете потерь электроэнергии по формуле:
, (6)
Где D Р ср - потери мощности в сети при средних за расчетный интервал нагрузках узлов; - коэффициент формы графика суммарной нагрузки сети за расчетный интервал; k к - коэффициент, учитывающий различие конфигураций графиков активной и реактивной нагрузки различных ветвей сети; T j - продолжительность j-го расчетного интервала, ч. Коэффициент формы графика суммарной нагрузки сети за расчетный интервал определяют по формуле:
Где P i - значение нагрузки на i-й ступени графика продолжительностью t i , час; m - число ступеней графика на расчетном интервале; Р ср - средняя нагрузка сети за расчетный интервал. Коэффициент k к в формуле (6) принимают равным 0,99. Для сетей 6 - 20 кВ и радиальных линий 35 кВ вместо значений P i и Р ср в формуле (7) могут использоваться значения тока головного участка I i и I ср. В этом случае коэффициент k к принимают равным 1,02. Допускается определять коэффициент формы графика за расчетный интервал по формуле:
, (8)
Где - коэффициент формы суточного графика дня контрольных замеров, рассчитанный по формуле (7); - коэффициент формы графика месячных отпусков электроэнергии в сеть (график с числом значений, равным числу месяцев в расчетном интервале), рассчитываемый по формуле:
, (9)
Где W м i - отпуск электроэнергии в сеть за i-й месяц расчетного интервала; W ср. мес - среднемесячный отпуск электроэнергии в сеть за месяцы расчетного интервала. При расчете потерь за месяц При отсутствии графика нагрузки значение определяют по формуле:
Коэффициент заполнения графика суммарной нагрузки сети k з определяют по формуле:
, (11)
Где W о - отпуск электроэнергии в сеть за время Т; Т max - число часов использования наибольшей нагрузки сети. Среднюю нагрузку i-го узла определяют по формуле:
Где W i - энергия, потребленная (генерированная) в i-м узле за время Т. 5.1.4. Метод числа часов наибольших потерь мощности состоит в расчете потерь электроэнергии по формуле:
, (13)
Где D Р max - потери мощности в режиме наибольшей нагрузки сети; t о - относительное число часов наибольших потерь мощности, определенное по графику суммарной нагрузки сети за расчетный интервал. Относительное число часов наибольших потерь мощности определяют по формуле:
, (14)
Где Р max - наибольшее значение из m значений Р i в расчетном интервале. Коэффициент k к в формуле (13) принимают равным 1,03. Для сетей 6 - 20 кВ и радиальных линий 35 кВ вместо значений Р i и Р max в формуле (14) могут использоваться значения тока головного участка I i , и I max . В этом случае коэффициент k к принимают равным 1,0. Допускается определять относительное число часов наибольших потерь мощности за расчетный интервал по формуле:
, (15)
Где t c - относительное число часов наибольших потерь мощности, рассчитанное по формуле (14) для суточного графика дня контрольных замеров. Значения t v и t N рассчитывают по формулам:
, (16)
, (17)
где W м.р - отпуск электроэнергии в сеть в расчетном месяце. При расчете потерь за месяц t N = 1. При отсутствии графика нагрузки значение t о определяют по формуле: 5.1.5. Метод оценки потерь по обобщенной информации о схемах и нагрузках сети состоит в расчете потерь электроэнергии на основе зависимостей потерь от суммарной длины и количества линий, суммарной мощности и количества оборудования, полученных на основе технических параметров линий и оборудования или статистических данных. 5.2. Потери электроэнергии должны рассчитываться для характерных рабочих и ремонтных схем. В расчетную схему должны быть включены все элементы сети, потери в которых зависят от ее режима (линии, трансформаторы, высокочастотные заградители ВЧ-связи, токоограничивающие реакторы и т.п.). 5.3. Расчетные значения активных сопротивлений проводов воздушных линий (ВЛ) R n определяют с учетом температуры провода t n ,°С, зависящей от средней за расчетный период температуры окружающего воздуха t в и плотности тока в проводе j , А/мм 2:
R n =R 20 [ 1+0,004(t в -20+8,3j 2 F/300) ] , (19)
Где R 20 - стандартное справочное сопротивление провода сечением F , мм 2 , при t n = 20°С. Примечание. При отсутствии данных о средней плотности тока за расчетный период в каждом элементе электрической сети принимают расчетное значение j = 0,5 А/мм 2 . 5.4. Потери электроэнергии в соединительных проводах и сборных шинах распределительных устройств подстанций (СППС) определяют по формуле:
Где F - среднее сечение проводов (шин); L - суммарная протяженность проводов (шин) на подстанции; j - плотность тока. При отсутствии данных о параметрах, используемых в формуле (20), расчетные потери в СППС принимают в соответствии с табл. П.1 приложения 1 и относят их к условно-постоянным потерям.5.5. Потери электроэнергии в измерительных трансформаторах тока (ТТ) определяют по формуле:
, (21)
Где D P ТТном - потери в ТТ при номинальной нагрузке; b ТТср - среднее значение коэффициента токовой загрузки ТТ за расчетный период. При отсутствии данных о параметрах, используемых в формуле (21), расчетные потери в ТТ принимают в соответствии с табл. П.3 приложения 1 и относят их к условно-постоянным потерям. 6. Нормативные методы расчета нагрузочных потерь 6.1. Нормативным методом расчета нагрузочных потерь электроэнергии в сетях 330 - 750 кВ является метод оперативных расчетов. 6.2. Нормативными методами расчета нагрузочных потерь электроэнергии в сетях 35 - 220 кВ являются: - при отсутствии реверсивных потоков энергии по межсетевым связям 35 - 220 кВ - метод расчетных суток; - при наличии реверсивных потоков энергии - метод средних нагрузок. При этом все часовые режимы в расчетном периоде разделяют на группы с одинаковыми направлениями потоков энергии. Расчет потерь проводят методом средних нагрузок для каждой группы режимов. При отсутствии данных о потреблении энергии на подстанциях 35 кВ временно допускается применение для расчетов потерь в этих сетях метода наибольших потерь мощности. 6.3. Нормативным методом расчета нагрузочных потерь электроэнергии в сетях 6 - 20 кВ является метод средних нагрузок. При отсутствии информации о потреблении энергии на ТП 6 - 20/0,4 кВ допускается определять их нагрузки, распределяя энергию головного участка (за вычетом энергии по ТП, где она известна, и потерь в сети 6 - 20 кВ) пропорционально номинальным мощностям или коэффициентам максимальной загрузки трансформаторов ТП. При отсутствии электрических счетчиков на головных участках фидеров 6 - 20 кВ временно допускается применение для расчетов потерь в этих сетях метода наибольших потерь мощности. 6.4. Нормативным методом расчета нагрузочных потерь электроэнергии в сетях 0,38 кВ является метод оценки потерь на основе зависимостей потерь от обобщенной информации о схемах и нагрузках сети, изложенный ниже. Потери электроэнергии в линии 0,38 кВ с сечением головного участка F г, мм 2 , отпуском электрической энергии в линию W 0.38, за период Д , дней, рассчитывают по формуле:
, (22)
Где L экв - эквивалентная длина линии; tg j - коэффициент реактивной мощности; k 0.38 - коэффициент, учитывающий характер распределения нагрузок по длине линии и неодинаковость нагрузок фаз. Эквивалентную длину линии определяют по формуле:
L экв =L м +0,44 L 2-3 +0,22 L j , (23)
Где L м - длина магистрали; L 2-3 - длина двухфазных и трехфазных ответвлений; L j - длина однофазных ответвлений. Примечание. Под магистралью понимается наибольшее расстояние от шин 0,4 кВ распределительного трансформатора 6 - 20/0,4 кВ до наиболее удаленного потребителя, присоединенного к трехфазной или двухфазной линии. Внутридомовые сети многоэтажных зданий (до счетчиков электрической энергии) включают в длину ответвлений соответствующей фазности.При наличии стальных или медных проводов в магистрали или ответвлениях в формулу (23) подставляют длины линий, определяемые по формуле:
L=L а + 4L с + 0,6L м, (24)
Где L а, L с и L м - длины алюминиевых, стальных и медных проводов, соответственно. Коэффициент k 0,38 определяют по формуле:
k 0.38 = k и (9,67 - 3,32d р - 1,84d р), (25)
Где d р - доля энергии, отпускаемой населению; k и - коэффициент, принимаемый равным 1 для линии 380/220 В и равным 3 для линии 220/127 В. При использовании формулы (22) для расчета потерь в N линиях с суммарными длинами магистралей L м å , двухфазных и трехфазных ответвлений L 2-3 å и однофазных ответвлений L 1 å в формулу подставляют средний отпуск электроэнергии в одну линию W 0,38 =W 0,38 å /N , где W 0,38 å - суммарный отпуск энергии в N линий, и среднее сечение головных участков, а коэффициент k 0,38 , определенный по формуле (25), умножают на коэффициент k N , учитывающий неодинаковость длин линий и плотностей тока на головных участках линий, определяемый по формуле
k N =1,25 + 0,14 d р (26)
При отсутствии данных о коэффициенте заполнения графика и (или) коэффициенте реактивной мощности принимают k з =0,3; tg j =0,6. При отсутствии учета электроэнергии, отпускаемой в линии 0,38 кВ, ее значение определяют, вычитая из энергии, отпущенной в сеть 6 - 20 кВ, потери в линиях и трансформаторах 6 - 20 кВ и энергию, отпущенную в ТП 6-20/0,4 кВ и линии 0,38 кВ, находящиеся на балансе потребителей. 7. Методы расчета условно-постоянных потерь 7.1. К условно-постоянным потерям электроэнергии относятся: - потери холостого хода в силовых трансформаторах (автотрансформаторах) и трансформаторах дугогасящих реакторов; - потери в оборудовании, нагрузка которого не имеет прямой связи с суммарной нагрузкой сети (регулируемые компенсирующие устройства); - потери в оборудовании, имеющем одинаковые параметры при любой нагрузке сети (нерегулируемые компенсирующие устройства, вентильные разрядники (РВ), ограничители перенапряжений (ОПН), устройства присоединения ВЧ-связи (УПВЧ), измерительные трансформаторы напряжения (ТН), включая их вторичные цепи, электрические счетчики 0,22 - 0,66 кВ и изоляция силовых кабелей). 7.2. Потери электроэнергии холостого хода в силовом трансформаторе (автотрансформаторе) определяют на основе приведенных в паспортных данных оборудования потерь мощности холостого хода D Р х, по формуле:
, (27)
Где T р i - число часов работы оборудования в i-м режиме; U i - напряжение на оборудовании в i-м режиме; U ном - номинальное напряжение оборудования. Напряжение на оборудовании определяют с помощью измерений или с помощью расчета установившегося режима сети в соответствии с законами электротехники. 7.3. Потери электроэнергии в шунтирующем реакторе (ШР) определяют по формуле (27) на основе приведенных в паспортных данных потерь мощности D Р р. Допускается определять потери в ШР на основе данных табл. П.1 приложения 1. 7.4. Потери электроэнергии в синхронном компенсаторе (СК) или генераторе, переведенном в режим СК, определяют по формуле:
Где b Q - коэффициент максимальной нагрузки СК в расчетном периоде; D Р ном - потери мощности в режиме номинальной загрузки СК в соответствии с паспортными данными. Допускается определять потери в СК на основе данных табл. П.2 приложения 1. 7.5. Потери электроэнергии в статических компенсирующих устройствах (КУ) - батареях конденсаторов (БК) и статических тиристорных компенсаторах (СТК) - определяют по формуле:
D W КУ = D р ку S ку Т р, (29)
Где D р ку - удельные потери мощности в соответствии с паспортными данными КУ; S ку - мощность КУ (для СТК принимается по емкостной составляющей). При отсутствии паспортных данных значение D р ку принимают равным для БК 0,003 кВт/квар, для СТК 0,006 кВт/квар.7.6. Потери электроэнергии в вентильных разрядниках, ограничителях перенапряжений, устройствах присоединения ВЧ-связи, измерительных трансформаторах напряжения, электрических счетчиках 0,22 - 0,66 кВ и изоляции силовых кабелей принимают в соответствии с данными заводов-изготовителей оборудования. При отсутствии данных завода-изготовителя расчетные потери принимают в соответствии с приложением 1 к настоящей Методике. 8. Методы расчета потерь, зависящих от погодных условий 8.1. Потери, зависящие от погодных условий, включают в себя три вида потерь: - на корону; - от токов утечки по изоляторам воздушных линий; - расход электроэнергии на плавку гололеда. 8.2. Потери электроэнергии на корону определяют на основе данных об удельных потерях мощности, приведенных в табл. 1, и о продолжительностях видов погоды в течение расчетного периода. При этом к периодам хорошей погоды (для целей расчета потерь на корону) относят погоду с влажностью менее 100% и гололед; к периодам влажной погоды - дождь, мокрый снег, туман. Таблица 1 . Удельные потери мощности на корону.
|
Напряжение ВЛ, тип опоры, число и сечение проводов в фазе |
Потери мощности на корону, кВт/км, при погоде, |
сухой снег |
изморозь |
220ст- 1 ´ 300 |
220ст/2-1 ´ 300 |
220жб-1 ´ 300 |
220жб/2- 1 ´ 300 |
110ст-1 ´ 120 |
110ст/2-1 ´ 120 |
110жб-1 ´ 120 |
110жб/2-1 ´ 120 |
|
Напряжение ВЛ, кВ, число и сечение проводов в фазе |
Удельные потери электроэнергии на корону, тыс. кВт/км, в год, в регионе |
220ст- 1 ´ 300 |
220ст/2-1 ´ 300 |
220жб-1 ´ 300 |
220жб/2- 1 ´ 300 |
110ст-1 ´ 120 |
110ст/2-1 ´ 120 |
110жб-1 ´ 120 |
110жб/2-1 ´ 120 |
К u кор =6,88 U 2 отн - 5,88 U отн, (30)
Где U отн - отношение рабочего напряжения линии к его номинальному значению. 8.6. Потери электроэнергии от токов утечки по изоляторам воздушных линий определяют на основе данных об удельных потерях мощности, приведенных в табл.3, и о продолжительностях видов погоды в течение расчетного периода. По влиянию на токи утечки виды погоды должны объединяться в 3 группы: 1 группа - хорошая погода с влажностью менее 90%, сухой снег, изморозь, гололед; 2 группа - дождь, мокрый снег, роса, хорошая погода с влажностью 90% и более; 3 группа - туман. Таблица 3. Удельные потери мощности от токов утечки по изоляторам ВЛ
|
Группа погоды |
Потери мощности от токов утечки по изоляторам, кВт/км, на ВЛ напряжением, кВ |
0,103 | 0,953 | 1,587 |
|
Номер региона |
Потери электроэнергии от токов утечки по изоляторам ВЛ, тыс. кВтч/км в год, при напряжении, кВ |
|
Число проводов в фазе и сечение, мм 2 |
Суммарное сечение проводов в фазе, мм 2 |
Расчетный расход электроэнергии на плавку гололеда, тыс. кВт-ч/км в год, в районе по гололеду: |
III . Методы расчета потерь, обусловленных погрешностями системы учета электроэнергии
10. Потери электроэнергии, обусловленные погрешностями системы учета электроэнергии, рассчитывают как сумму значений, определенных для каждой точки учета поступления электроэнергии в сеть и отпуска электроэнергии из сети по формуле:D W уч = - (D тт b + D ТН + D q b - D U тн + D сч) W /100, (31)
Где D тт b - токовая погрешность ТТ, %, при коэффициенте токовой загрузки b ТТ; D тн - погрешность ТН по модулю напряжения, %; D q b - погрешность трансформаторной схемы подключения счетчика, %, при коэффициенте токовой загрузки b ТТ; D сч - погрешность счетчика, %; D U тн - потеря напряжения во вторичной цепи ТН, %;W - энергия, зафиксированная счетчиком за расчетный период.10.1. Погрешность трансформаторной схемы подключения счетчика определяют по формуле:
D q b = 0,0291 (q I b - q U) tg j , (32)
Где q I b - угловая погрешность ТТ, мин, при коэффициенте токовой загрузки b ТТ; q U - угловая погрешность ТН, мин; tg j - коэффициент реактивной мощности контролируемого присоединения. 10.2. Коэффициент токовой загрузки ТТ за расчетный период определяют по формуле:
, (33)
Где U ном и I ном - номинальные напряжение и ток первичной обмотки ТТ. 10.3. Значения погрешностей в формулах (31) и (32) определяют на основе данных метрологической поверки. При отсутствии данных о фактических погрешностях измерительных комплексов допускается проводить расчет потерь электроэнергии, обусловленных погрешностями системы учета электроэнергии, в соответствии с Приложением 3 к настоящей Методике.
IV . Методы расчета нормативных характеристик технологических потерь электроэнергии
11. Нормативную характеристику технологических потерь электроэнергии определяют на основе расчета потерь в базовом периоде методами, изложенными в разделах II и III настоящей методики, и используют для определения норматива потерь на плановый период. 11.1. Нормативная характеристика технологических потерь электроэнергии имеет вид:Где W i (j) - значения показателей (поступления и отпуска электроэнергии), отражаемых в отчетности; n - число показателей; W o - отпуск электроэнергии в сеть; Д - число дней расчетного периода, которому соответствуют задаваемые значения энергии; А , В и С - коэффициенты, отражающие составляющие потерь: А ij и B i - нагрузочные потери, С пост - условно-постоянные потери, С пог - потери, зависящие от погодных условий, С с.н - расход электроэнергии на собственные нужды подстанций, В уч - потери, обусловленные погрешностями системы учета электроэнергии.11.2. Нормативную характеристику нагрузочных потерь электроэнергии в замкнутых сетях определяют на основе предварительно рассчитанной характеристики нагрузочных потерь мощности, имеющей вид:
, (35)
Где P i(j) - значения мощностей, соответствующих показателям, отраженным формуле (34); a ij и b i - коэффициенты нормативной характеристики потерь мощности. 11.3. Преобразование коэффициентов характеристики потерь мощности в коэффициенты характеристики потерь электроэнергии производят по формулам:
, (36)
11.4. Для составляющих нормативной характеристики, содержащих произведения значений энергии, значение вычисляют по формуле:
, (38)
Где k ф i и k ф j - коэффициенты формы i-го и j-го графиков активной мощности; r ij - коэффициент корреляции i-го и j-го графиков, рассчитываемый по данным ОИК. При отсутствии расчетов r ij принимают . 11.5. Коэффициент С пост определяют по формуле
С пост = D W пост /Д, (39)
Где D W пост - условно-постоянные потери электроэнергии в базовом периоде. 11.6. Коэффициент С пог определяют по формуле
С пог = D W пог /Д, (40)
Где D W пост - потери электроэнергии, зависящие от погодных условий, в базовом периоде. 11.7. Коэффициент С с.н определяют по формуле
С с.н = W с.н /Д, (41)
Где D W с.н - расход электроэнергии на собственные нужды подстанций в базовом периоде. 11.8. Коэффициент В уч определяют по формуле
B уч = D W уч /W о, (42)
Где D W уч - потери, обусловленные погрешностями системы учета электроэнергии, в базовом периоде. 11.9. Нормативная характеристика нагрузочных потерь электроэнергии в радиальных сетях имеет вид:
, (43)
Где W U - отпуск электроэнергии в сеть напряжением U за Д дней; А U - коэффициент нормативной характеристики. 11.10. Коэффициент A U нормативной характеристики (43) определяют по формуле:
, (44)
Где D W н U - нагрузочные потери электроэнергии в сети напряжением U в базовом периоде. 11.11. Коэффициенты А и С (С пост, С пог и С с.н) для радиальных сетей 6 - 35 кВ в целом по их значениям, рассчитанным для входящих в сеть линий (А i и С i), определяют по формулам:
, (45)
Где W i - отпуск электроэнергии в i-го линию; W å - то же, в сеть в целом; n - количество линий. Коэффициенты A i и Сi , должны быть рассчитаны для всех линий сети. Их определение на основе расчета ограниченной выборки линий не допускается. 11.12. Коэффициент А для сетей 0,38 кВ рассчитывают по формуле (43), в которую в качестве D W нU подставляют значение суммарных нагрузочных потерь во всех линиях 0,38 кВ D W н 0.38 , рассчитанных по формуле (22) с учетом формулы (26).
Приложение 1
(технологических) потерь
электроэнергии в электрических сетях
Расчетные потери электроэнергии в оборудовании
1. Таблица П.1. Потери электроэнергии в шунтирующих реакторах (ШР) и соединительных проводах и сборных шинах распределительных устройств подстанций (СППС)|
Вид оборудования |
Удельные потери энергии при напряжении. кВ |
ШР, тыс. кВт ч/МВА в год |
СП ПС, тыс. кВт ч/ подстанцию в год |
|
Вид оборудования |
Потери энергии, тыс. кВт ч в год, при номинальной мощности СК, МВА |
СК |
|
Вид оборудования |
Потери электроэнергии, тыс. кВт ч/год. при напряжении оборудования. кВ |
РВ | опн |
|
Сечение, мм 2 |
Потери электроэнергии в изоляции кабеля, тыс. кВтч/км в год, при номинальном напряжении. кВ |
Приложение 2
к Методике расчета нормативных
(технологических) потерь
электроэнергии в электрических сетях
Распределение территориальных образований Российской Федерации по регионам для целей расчета потерь, зависящих от погодных условий
|
Номер региона |
Территориальные образования, входящие в регион |
Республика Саха-Якутия, Хабаровский край | Области : Камчатская, Магаданская, Сахалинская. | Республики : Карелия, Коми | Области : Архангельская, Калининградская, Мурманская | Области : Вологодская, Ленинградская, Новгородская, Псковская | Республики : Мари-Эл, Мордовия, Татария, Удмуртия, Чувашская | Области : Белгородская, Брянская, Владимирская, Воронежская, Ивановская, Калужская, Кировская, Костромская, Курская, Липецкая, Московская, Нижегородская, Орловская, Пензенская, Пермская, Рязанская, Самарская, Саратовская, Смоленская, Тамбовская, Тверская, Тульская, Ульяновская, Ярославская | Республики : Дагестан, Ингушетия, Кабардино-Балкария, Карачаево-Черкесская, Калмыкия, Северная Осетия, Чечня Края: Краснодарский, Ставропольский | Области : Астраханская, Волгоградская, Ростовская | Республика Башкирия | Области : Курганская, Оренбургская, Челябинская | Республики : Бурятия, Хакасия | Края : Алтайский, Красноярский, Приморский | Области : Амурская, Иркутская, Кемеровская, Новосибирская, Омская, Свердловская, Томская, Тюменская, Читинская |
Приложение 3
к Методике расчета нормативных
(технологических) потерь
электроэнергии в электрических сетях
Расчет потерь, обусловленных погрешностями системы учета электроэнергии
П.3.1. Потери электроэнергии, обусловленные погрешностями системы учета электроэнергии, определяют на основе данных о классах точности ТТ - К ТТ, ТН - К ТН, счетчиков - К сч, коэффициентах токовой загрузки ТТ - b ТТ и сроках службы счетчиков после последней поверки - Т пов, лет. Приведенные ниже зависимости средних погрешностей ТТ, ТН и счетчиков применяют только для расчета суммарного недоучета по электрической сети в целом. Эти зависимости не допускается применять для корректировки показаний счетчика в конкретной точке учета. П.3.2. Потери электроэнергии, обусловленные погрешностями системы учета электроэнергии, рассчитывают как сумму значений, определенных для каждой точки учета поступления электроэнергии в сеть и отпуска электроэнергии из сети по формуле:Где D тт i , D тн i и D сч i - средние погрешности ТТ, ТН и счетчика, %, в i-й точке учета; W i - энергия, зафиксированная счетчиком в i-й точке учета за расчетный период. П.3.3. Среднюю погрешность ТТ определяют по формулам: для ТТ с номинальным током I ном 1000 А: при b ТТ 0,05 D ТТ = 30( b ТТ - 0,0833) К ТТ; (П.2) при 0,05 < b ТТ 0,2 D ТТ = 3,3333 ( b ТТ - 0,35) К ТТ; (П.3) при b ТТ > 0,2 D ТТ = 0,625 ( b ТТ - 1)К ТТ; (П.4) для ТТ с номинальным током I ном более 1000 А:
, (П.5)
П.3.4. Среднюю погрешность ТН (с учетом потерь в соединительных проводах) определяют по формуле:
, (П.5)
П.3.5. Среднюю погрешность индукционного счетчика определяют по формуле:
, (П.7)
Коэффициент k принимают равным 0,2 для индукционных счетчиков, изготовленных до 2000 г, и 0,1 - для индукционных счетчиков, изготовленных позже этого срока. При определении нормативного недоучета значение Т
При передаче электрической энергии от генераторов электростанций до потребителя около 12-18% всей вырабатываемой электроэнергии теряется в проводниках воздушных и кабельных линий, а также в обмотках и стальных сердечниках силовых трансформаторов.
При проектировании нужно стремиться к уменьшению потерь электроэнергии на всех участках энергосистемы, поскольку потери электроэнергии ведут к увеличению мощности электростанций, что в свою очередь влияет на стоимость электроэнергии.
В сетях до 10кВ потери мощности в основном обусловлены нагревом проводов от действия тока.
Потери мощности в линии.
Потери активной мощности (кВт) и потери реактивной мощности (кВАр) можно найти по следующим формулам:
где I расч – расчетный ток данного участка линии, А;
R л – активное сопротивление линии, Ом.
Потери мощности в трансформаторах.
Потери мощности в силовых трансформаторах состоят из потерь, не зависящих и зависящих от нагрузки. Потери активной мощности (кВт) в трансформаторе можно определить по следующей формуле:
Потери активной мощности в трансформаторе
где ?Рст – потери активной мощности в стали трансформатора при номинальном напряжении. Зависят только от мощности трансформатора и приложенного к первичной обмотке трансформатора напряжения. ?Рст приравнивают ?Рх ;
?Рх — потери холостого хода трансформатора;
?Роб – потери в обмотках при номинальной нагрузке трансформатора, кВт; ?Роб приравнивают ?Рк .
?Рк – потери короткого замыкания;
?=S/Sном – коэффициент загрузки трансформатора равен отношению фактической нагрузки трансформатора к его номинальной мощности;
Потери реактивной мощности трансформатора (кВАр) можно определить по следующей формуле:
где ? Qст – потери реактивной мощности на намагничивание, кВАр. ? Qст приравнивают ? Qх .
? Qх – намагничивающая мощность холостого хода трансформатора;
? Qрас – потери реактивной мощности рассеяния в трансформаторе при номинальной нагрузке.
Значения ? Рст(? Рх) и ? Роб(? Рк) приведения в каталогах производителей силовых трансформаторов. Значения ? Qст(? Qх) и ?Qрас определяют по данным каталогов из следующих выражений:
где Iх – ток холостого хода трансформатора, %;
Uк – напряжение короткого замыкания, %;
Iном – номинальный ток трансформатора, А;
Xтр – реактивное сопротивление трансформатора;
Sном – номинальная мощность трансформатора, кВА.
Потери электроэнергии.
На основании потерь мощности можно посчитать потери электроэнергии. Здесь следует быть внимательными. Нельзя посчитать потери электроэнергии умножив потери мощности при какой либо определенной нагрузке на число часов работы линии. Этого делать не стоит, т.к в течение суток или сезона потребляемая нагрузка изменяется и таким образом мы получим необоснованно завышенное значение.
Время максимальных потерь ? – условное число часов, в течение которых максимальный ток, протекающий в линии, создает потери энергии, равные действительным потерям энергии в год.
Временем использования максимальной нагрузки или временем использования максимума Тмах называют условное число часов, в течение которых линия, работая с максимальной нагрузкой, могла бы передать потребителю за год столько энергии, сколько при работе по действительному переменному графику. Пусть W (кВт*ч) – энергия переданная по линии за некоторый промежуток времени, Рмах (кВт) -максимальная нагрузка, тогда время использования максимальной нагрузки:
Тмах=W/Рмах
На основании статистических данных для отдельных групп электроприемников были получены следующие значения Тмах :
- Для внутреннего освещения – 1500—2000 ч;
- Наружного освещения – 2000—3000 ч;
- Промышленного предприятия односменного – 2000—2500 ч;
- Двухсменного – 3000—4500 ч;
- Трехсменного – 3000—7000 ч;
Время потерь ? можно найти по графику, зная Тмах и коэффициент мощности.
Потери энергии в трансформаторе:
Потери энергии в трансформаторе
где ? Wатр –общая потеря активной энергии (кВт*ч) в трансформаторе;
? Wртр –общая потеря реактивной энергии (кВАр*ч) в трансформаторе.
Потери электроэнергии в электрических сетях неминуемы, поэтому важно чтобы они не превышали экономически обоснованного уровня. Превышение норм технологического расхода говорит о возникших проблемах. Чтобы исправить ситуацию необходимо установить причины возникновения нецелевых затрат и выбрать способы их снижения. Собранная в статье информация описывает многие аспекты этой непростой задачи.
Виды и структура потерь
Под потерями подразумевается разница между отпущенной потребителям электроэнергией и фактически поступившей к ним. Для нормирования потерь и расчетов их фактической величины, была принята следующая классификация:
- Технологический фактор. Он напрямую зависит от характерных физических процессов, и может меняться под воздействием нагрузочной составляющей, условно-постоянных затрат, а также климатических условий.
- Расходы, затрачиваемые на эксплуатацию вспомогательного оборудования и обеспечение необходимых условий для работы техперсонала.
- Коммерческая составляющая. К данной категории относятся погрешности приборов учета, а также другие факторы, вызывающие недоучет электроэнергии.
Ниже представлен среднестатистический график потерь типовой электрокомпании.
Как видно из графика наибольшие расходы связаны с передачей по воздушным линиям (ЛЭП), это составляет около 64% от общего числа потерь. На втором месте эффект коронированния (ионизация воздуха рядом с проводами ВЛ и, как следствие, возникновение разрядных токов между ними) – 17%.
Исходя из представленного графика, можно констатировать, что наибольший процент нецелевых расходов приходится на технологический фактор.
Основные причины потерь электроэнергии
Разобравшись со структурой, перейдем к причинам, вызывающим нецелевой расход в каждой из перечисленных выше категорий. Начнем с составляющих технологического фактора:
- Нагрузочные потери, они возникают в ЛЭП, оборудовании и различных элементах электросетей. Такие расходы напрямую зависят от суммарной нагрузки. В данную составляющую входят:
- Потери в ЛЭП, они напрямую связаны с силой тока. Именно поэтому при передаче электроэнергии на большие расстояния используется принцип повышения в несколько раз, что способствует пропорциональному уменьшению тока, соответственно, и затрат.
- Расход в трансформаторах, имеющий магнитную и электрическую природу (). В качестве примера ниже представлена таблица, в которой приводятся данные затрат на трансформаторах напряжения подстанций в сетях 10 кВ.
Нецелевой расход в других элементах не входит в данную категорию, ввиду сложностей таких расчетов и незначительного объема затрат. Для этого предусмотрена следующая составляющая.
- Категория условно-постоянных расходов. В нее входят затраты, связанные со штатной эксплуатацией электрооборудования, к таковым относятся:
- Холостая работа силовых установок.
- Затраты в оборудовании, обеспечивающем компенсацию реактивной нагрузки.
- Другие виды затрат в различных устройствах, характеристики которых не зависят от нагрузки. В качестве примера можно привестисиловую изоляцию, приборы учета в сетях 0,38 кВ, змерительные трансформаторы тока, ограничители перенапряжения и т.д.
Учитывая последний фактор, следует учитывать затраты электроэнергии на расплавление льда.
Расходы на поддержку работы подстанций
К данной категории отнесены затраты электрической энергии на функционирование вспомогательных устройств. Такое оборудование необходимо для нормальной эксплуатации основных узлов, отвечающих за преобразование электроэнергии и ее распределение. Фиксация затрат осуществляется приборами учета. Приведем список основных потребителей, относящихся к данной категории:
- системы вентиляции и охлаждения трансформаторного оборудования;
- отопление и вентиляция технологического помещения, а также внутренние осветительные приборы;
- освещение прилегающих к подстанциям территорий;
- зарядное оборудование АКБ;
- оперативные цепи и системы контроля и управления;
- системы обогрева наружного оборудования, например, модули управления воздушными выключателями;
- различные виды компрессорного оборудования;
- вспомогательные механизмы;
- оборудование для ремонтных работ, аппаратура связи, а также другие приспособления.
Коммерческая составляющая
Под данными затратами подразумевается сальдо между абсолютными (фактическими) и техническими потерями. В идеале такая разница должна стремиться к нулю, но на практике это не реально. В первую очередь это связано с особенностями приборов учета отпущенной электроэнергии и электросчетчиков, установленных у конечных потребителей. Речь идет о погрешности. Существует ряд конкретных мероприятий для уменьшения потерь такого вида.
К данной составляющей также относятся ошибки в счетах, выставленных потребителю и хищения электроэнергии. В первом случае подобная ситуация может возникнуть по следующим причинам:
- в договоре на поставку электроэнергии указана неполная или некорректная информация о потребителе;
- неправильно указанный тариф;
- отсутствие контроля за данными приборов учета;
- ошибки, связанные с ранее откорректированными счетами и т.д.
Что касается хищений, то эта проблема имеет место во всех странах. Как правило, такими противозаконными действиями занимаются недобросовестные бытовые потребители. Заметим, что иногда возникают инциденты и с предприятиями, но такие случаи довольно редки, поэтому не являются определяющими. Характерно, что пик хищений приходится на холодное время года, причем в тех регионах, где имеются проблемы с теплоснабжением.
Различают три способа хищения (занижения показаний прибора учета):
- Механический . Под ним подразумевается соответствующее вмешательство в работу прибора. Это может быть притормаживание вращения диска путем прямого механического воздействия, изменение положения электросчетчика, путем его наклона на 45° (для той же цели). Иногда применяется более варварский способ, а именно, срываются пломбы, и производится разбалансирование механизма. Опытный специалист моментально обнаружит механическое вмешательство.
- Электрический . Это может быть как незаконное подключение к воздушной линии путем «наброса», метод инвестирования фазы тока нагрузки, а также использование специальных приборов для его полной или частичной компенсации. Помимо этого есть варианты с шунтированием токовой цепи прибора учета или переключение фазы и нуля.
- Магнитный . При данном способе к корпусу индукционного прибора учета подносится неодимовый магнит.
Практически все современные приборы учета «обмануть» вышеописанными способами не удастся. Мало того, подобные попытки вмешательства могут быть зафиксированы устройством и занесены в память, что приведет к печальным последствиям.
Понятие норматива потерь
Под данным термином подразумевается установка экономически обоснованных критериев нецелевого расхода за определенный период. При нормировании учитываются все составляющие. Каждая из них тщательно анализируется отдельно. По итогу производятся вычисления с учетом фактического (абсолютного) уровня затрат за прошедший период и анализа различных возможностей, позволяющих реализовать выявленные резервы для снижения потерь. То есть, нормативы не статичны, а регулярно пересматриваются.
Под абсолютным уровнем затрат в данном случае подразумевается сальдо между переданной электроэнергией и техническими (относительными) потерями. Нормативы технологических потерь определяются путем соответствующих вычислений.
Кто платит за потери электричества?
Все зависит от определяющих критериев. Если речь идет о технологических факторах и расходах на поддержку работы сопутствующего оборудования, то оплата потерь закладывается в тарифы для потребителей.
Совсем по иному обстоит дело с коммерческой составляющей, при превышении заложенной нормы потерь, вся экономическая нагрузка считается расходами компании, осуществляющей отпуск электроэнергии потребителям.
Способы уменьшения потерь в электрических сетях
Снизить затраты можно путем оптимизации технической и коммерческой составляющей. В первом случае следует принять следующие меры:
- Оптимизация схемы и режима работы электросети.
- Исследование статической устойчивости и выделение мощных узлов нагрузки.
- Снижение суммарной мощности за счет реактивной составляющей. В результате доля активной мощности увеличится, что позитивно отразится на борьбе с потерями.
- Оптимизация нагрузки трансформаторов.
- Модернизация оборудования.
- Различные методы выравнивания нагрузки. Например, это можно сделать, введя многотарифную систему оплаты, в которой в часы максимальной нагрузки повышенная стоимость кВт/ч. Это позволит существенно потребление электроэнергии в определенные периоды суток, в результате фактическое напряжение не будет «проседать» ниже допустимых норм.
Уменьшить коммерческие затраты можно следующим образом:
- регулярный поиск несанкционированных подключений;
- создание или расширение подразделений, осуществляющих контроль;
- проверка показаний;
- автоматизация сбора и обработки данных.
Методика и пример расчета потерь электроэнергии
На практике применяют следующие методики для определения потерь:
- проведение оперативных вычислений;
- суточный критерий;
- вычисление средних нагрузок;
- анализ наибольших потерь передаваемой мощности в разрезе суток-часов;
- обращение к обобщенным данным.
Полную информацию по каждой из представленных выше методик, можно найти в нормативных документах.
В завершении приведем пример вычисления затрат в силовом трансформаторе TM 630-6-0,4. Формула для расчета и ее описание приведены ниже, она подходит для большинства видов подобных устройств.
Расчет потерь в силовом трансформаторе
Для понимания процесса следует ознакомиться с основными характеристиками TM 630-6-0,4.
Теперь переходим к расчету.
Потерями в электросетях считают разность между переданной электроэнергией от производителя до учтенной потребленной электроэнергией потребителя. Потери происходят на ЛЭП, в силовых трансформаторах, за счет вихревых токов при потреблении приборов с реактивной нагрузкой, а также из-за плохой изоляции проводников и хищения неучтенного электричества. В этой статье мы постараемся подробно рассказать о том, какие бывают потери электроэнергии в электрических сетях, а также рассмотрим мероприятия по их снижению.
Расстояние от электростанции к поставляющим организациям
Учет и оплата всех видов потерь регулируется законодательным актом: «Постановление Правительства РФ от 27.12.2004 N 861 (ред. от 22.02.2016) «Об утверждении Правил недискриминационного доступа к услугам по передаче электрической энергии и оказания этих услуг…» п. VI. Порядок определения потерь в электрических сетях и оплаты этих потерь. Если вы хотите разобраться с тем, кто должен оплачивать часть утраченной энергии, рекомендуем изучить данный акт.
При передаче электроэнергии на большие расстояния от производителя до поставщика ее к потребителю теряется часть энергии по многим причинам, одна из которых — напряжение, потребляемое обычными потребителями (оно составляет 220 или 380 В). Если производить транспортировку такого напряжения от генераторов электростанций напрямую, то необходимо проложить электросети с диаметром провода, который обеспечит всех необходимым током при указанных параметрах. Провода будут очень толстыми. Их невозможно будет подвесить на линиях электропередач, из-за большого веса, прокладка в земле тоже обойдется недешево.
Более подробно узнать о том, вы можете в нашей статье!
Для исключения этого фактора в распределительных сетях применяют высоковольтные линии электропередач. Простая формула расчета такова: P=I*U. Мощность равна произведению тока на напряжение.
| Мощность потребления, Вт | Напряжение, В | Ток, А |
| 100 000 | 220 | 454,55 |
| 100 000 | 10 000 | 10 |
Повышая напряжение при передаче электроэнергии в электрических сетях можно существенно снизить ток, что позволит обойтись проводами с намного меньшим диаметром. Подводный камень данного преобразования заключается в том, что в трансформаторах есть потери, которые кто-то должен оплатить. Передавая электроэнергию с таким напряжением, она существенно теряется и от плохого контакта проводников, которые со временем увеличивают свое сопротивление. Возрастают потери при повышении влажности воздуха – увеличивается ток утечки на изоляторах и на корону. Также увеличиваются потери в кабельных линиях при снижении параметров изоляции проводов.
Передал поставщик энергию в поставляющую организацию. Та в свою очередь должна привести параметры в нужные показатели: преобразовать полученную продукцию в напряжение 6-10 кВ, развести кабельными линиями по пунктам, после чего снова преобразовать в напряжение 0,4 кВ. Снова возникают потери на трансформацию при работе трансформаторов 6-10 кВ и 0,4 кВ. Бытовому потребителю доставляется электроэнергия в нужном напряжении – 380 В или 220В. Любой трансформатор имеет свой КПД и рассчитан на определенную нагрузку. Если мощность потребления больше или меньше расчетной мощности, потери в электрических сетях возрастают независимо от желания поставщика.
Следующим подводным камнем всплывает несоответствие мощности трансформатора, преобразующего 6-10 кВ в 220В. Если потребители берут энергии больше паспортной мощности трансформатора, он или выходит из строя, или не сможет обеспечить необходимые параметры на выходе. В результате снижения напряжения сети электроприборы работают с нарушением паспортного режима и, как следствие, увеличивают потребление.
Мероприятия по снижению технических потерь электроэнергии в системах электроснабжения подробно рассмотрены на видео:
Домашние условия
Потребитель получил свои 220/380 В на счетчике. Теперь потерянная после счетчика электрическая энергия ложится на конечного потребителя.
Она складывается из:
- Потерь на при превышении расчетных параметров потребления.
- Плохой контакт в приборах коммутации (рубильники, пускатели, выключатели, патроны для ламп, вилки, розетки).
- Емкостной характер нагрузки.
- Индуктивный характер нагрузки.
- Использование устаревших систем освещения, холодильников и другой старой техники.
Рассмотрим мероприятия по снижению потерь электроэнергии в домах и квартирах.
П.1 - борьба с таким видом потерь одна: применение проводников соответствующих нагрузке. В существующих сетях необходимо следить за соответствием параметров проводов и потребляемой мощностью. В случае невозможности откорректировать эти параметры и ввести в норму, следует мириться с тем, что энергия теряется на нагрев проводов, в результате чего изменяются параметры их изоляции и повышается вероятность возникновения пожара в помещении. О том, мы рассказывали в соответствующей статье.
П.2 - плохой контакт: в рубильниках - это использование современных конструкций с хорошими неокисляющимися контактами. Любой окисел увеличивает сопротивление. В пускателях - тот же способ. Выключатели - система включения-выключения должна использовать металл, хорошо выдерживающий действие влаги, повышенных температур. Контакт должен быть обеспечен хорошим прижатием одного полюса к другому.
П.3, П.4 - реактивная нагрузка. Все электроприборы, которые не относятся к лампам накаливания, электроплитам старого образца имеют реактивную составляющую потребления электроэнергии. Любая индуктивность при подаче на нее напряжения сопротивляется прохождению по ней тока за счет возникающей магнитной индукции. Через время электромагнитная индукция, которая препятствовала прохождению тока, помогает его прохождению и добавляет в сеть часть энергии, которая является вредной для общих сетей. Возникают так называемые вихревые токи, которые искажают истинные показания электросчетчиков и вносят отрицательные изменения в параметры поставляемой электроэнергии. То же происходит и при емкостной нагрузке. Возникающие вихревые токи портят параметры поставленной потребителю электроэнергии. Борьба - использование специальных компенсаторов реактивной энергии, в зависимости от параметров нагрузки.
П.5. Использование устаревших систем освещения (лампочки накаливания). Их КПД имеет максимальное значение - 3-5%, а может быть и меньше. Остальные 95% идут на нагревание нити накала и как следствие на нагревание окружающей среды и на излучение не воспринимаемое человеческим глазом. Поэтому совершенствовать данный вид освещения стало нецелесообразным. Появились другие виды освещения - люминесцентные лампы, которые стали широко применяться в последнее время. КПД люминесцентных ламп достигает 7%, а светодиодных до 20%. Использование последних даст экономию электроэнергии прямо сейчас и в процессе эксплуатации за счет большого срока службы - до 50 000 часов (лампа накаливания - 1 000 часов).
Отдельно хотелось бы отметить, что сократить потери электрической энергии в доме можно с помощью . Помимо этого, как мы уже сказали, электроэнергия теряется при ее хищении. Если вы заметили, что , нужно сразу же предпринимать соответствующие меры. Куда звонить за помощью, мы рассказали в соответствующей статье, на которую сослались!
Рассмотренные выше способы уменьшения мощности потребления дают снижение нагрузки на электропроводку в доме и, как следствие, сокращение потерь в электросети. Как вы уже поняли, методы борьбы наиболее широко раскрыты для бытовых потребителей потому что не каждый хозяин квартиры или дома знает о возможных потерях электроэнергии, а поставляющие организации в своем штате держат специально обученных по этой теме работников, которые в состоянии бороться с такими проблемами.
Потери мощности в элементах сети.
Расчет потерь мощности в линиях электропередач.
Расчет потерь мощности в ЛЕП с равномерно распределенной нагрузкой.
Расчет потерь мощности в трансформаторах.
Приведенные и расчетные нагрузки потребителей.
Расчет потерь электроэнергии.
Мероприятия по снижению потерь мощности.
Потери мощности в элементах сети
Для количественной характеристики работы элементов электрической сети рассматриваются ее рабочие режимы. Рабочий режим – это установившееся электрическое состояние, которое характеризуется значениями токов, напряжений, активной, реактивной и полной мощностей.
Основной целью расчета режимов является определение этих параметров, как для проверки допустимости режимов, так и для обеспечения экономичности работы элементов сетей.
Определение значений токов в элементах сети и напряжений в ее узлах начинается с построения картины распределения полной мощности по элементу, т.е. с определения мощностей в начале и конце каждого элемента. Такую картину называют потокораспределением.
Рассчитывая мощности в начале и в конце элемента электрической сети, учитывают потери мощности в сопротивлениях элемента и влияние его проводимостей.
Расчет потерь мощности в линиях электропередач
Потери активной мощности на участке ЛЕП (см. рис. 7.1) обусловлены активным сопротивлением проводов и кабелей, а также несовершенством их изоляции. Мощность, теряемая в активных сопротивлениях трехфазной ЛЕП и расходуемая на ее нагрев, определяется по формуле:
где
полный,
активный и реактивный токи в ЛЕП;
P, Q, S – активная, реактивная и полная мощности в начале или конце ЛЕП;
U
R – активное сопротивление одной фазы ЛЕП.
Потери активной мощности в проводимостях ЛЕП обусловлены несовершенством изоляции. В воздушных ЛЕП – появлением короны и, в очень незначительной степени, утечкой тока по изоляторам. В кабельных ЛЕП – появлением тока проводимости а его абсорбции. Рассчитываются потери по формуле:
,
где U – линейное напряжение в начале или конце ЛЕП;
G – активная проводимость ЛЕП.
При проектировании воздушных ЛЕП потери мощности на корону стремятся свести к нулю, выбирая такой диаметр провода, когда возможность возникновения короны практически отсутствует.
Потери реактивной мощности на участке ЛЕП обусловлены индуктивными сопротивлениями проводов и кабелей. Реактивная мощность, теряемая в трехфазной ЛЕП, рассчитывается аналогично мощности, теряемой в активных сопротивлениях:
Генерируемая емкостной проводимостью зарядная мощность ЛЕП рассчитывается по формуле:
,
где U – линейное напряжение в начале или конце ЛЕП;
B – реактивная проводимость ЛЕП.
Зарядная мощность уменьшает реактивную нагрузку сети и тем самым снижает потери мощности в ней.
Расчет потерь мощности в леп с равномерно распределенной нагрузкой
В линиях местных
сетей (
)
потребители одинаковой мощности могут
располагаться на одинаковом расстоянии
друг от друга (например, источники
света). Такие ЛЕП называются линиями с
равномерно распределенной нагрузкой
(см. рис. 7.2).
В равномерно нагруженной линии трехфазного переменного тока длиной L с суммарной токовой нагрузкойI плотность тока на единицу длины составитI/L . При погонном активном сопротивленииr 0 потери активной мощности составят:
Если бы нагрузка была сосредоточена в конце, то потери мощности определялись бы как:
.
Сравнивая приведенные выражения, видим, что потери мощности в линии с равномерно распределенной нагрузкой в 3 раза меньше.
