Как найти минимальные потери мощности в сети…

Содержание
  1. Расчет потерь электроэнергии в сетях 0,4 кВ: формулы, схемы
  2. Расчет потерь на основе полных схем линий
  3. Расчет потерь электроэнергии на основе измеренных максимальных потерь напряжения в линии
  4. Расчет потерь на основе обобщенных данных о схемах линий
  5. Определение потерь мощности и электроэнергии в линии и в трансформаторе
  6. Потери электроэнергии в электрических сетях: виды, причины, расчет
  7. Виды и структура потерь
  8. Основные причины потерь электроэнергии
  9. Расходы на поддержку работы подстанций
  10. Коммерческая составляющая
  11. Понятие норматива потерь
  12. Кто платит за потери электричества?
  13. Способы уменьшения потерь в электрических сетях
  14. Методика и пример расчета потерь электроэнергии
  15. Территория электротехнической информации WEBSOR
  16. Потери мощности в сетях
  17. Дополнительно по теме
  18. Лекция № 7. Потери мощности и электроэнергии в элементах сети
  19. Расчет потерь мощности в линиях электропередач

Расчет потерь электроэнергии в сетях 0,4 кВ: формулы, схемы

Как найти минимальные потери мощности в сети...

В таких сетях нет оборудования, в котором имели бы место потери холостого хода. Расчет нагрузочных потерь по известной схеме сети в силу указанных ранее особенностей их схем и нагрузок проводят для каждой фазы. На рис. 2.

1 приведена в однолинейном исполнении схема участка сети ВЛ 0,4 кВ, питающегося от одного из ТП 10/0,4 кВ небольшого города. Одного взгляда на этот рисунок достаточно, чтобы понять, насколько трудоемкой является работа по внесению в компьютер данных о схемах всех таких линий, находящихся на балансе сетевой организации.

Поэтому оценку потерь в линиях 0,4 кВ при большом их числе обычно проводят на основе упрощенных методов.

Одной из проблем расчета потерь в линиях 0,4 кВ, независимо от применяемого метода расчета, является отсутствие данных об энергии, отпущенной в каждую линию. При установке счетчиков на головных участках линий 0,4 кВ не только существенно увеличивается точность расчета технических потерь, но и решается задача выявления очагов коммерческих потерь.

Рассмотрим методы возможного определения этих данных на основе известного отпуска энергии в фидер 6–20 кВ.

Из заданного отпуска энергии в фидер 6–20 кВ необходимо вычесть рассчитанные потери в фидере; энергию, отпускаемую в ТП, находящиеся на балансе потребителя (линии 0,4 кВ, питающиеся от данного ТП, также находятся на балансе потребителя); энергию, проходящую по фидеру 6–20 кВ транзитом. Остальная энергия уходит на шины 0,4 кВ ТП, принадлежащих энергоснабжающей организации.

Распределение суммарного отпуска по линиям 0,4 кВ производится на основе следующего алгоритма. В группе линий 0,4 кВ, питающихся от конкретного фидера 6–20 кВ, могут быть линии, на которых установлены счетчики (есть данные об энергии, отпущенной в линию), и линии, для которых таких данных нет.

Из суммарного отпуска энергии во все линии 0,4 кВ данного фидера необходимо вычесть энергию линий, на которых она задана, а остаток распределить по линиям с неизвестными значениями

Рис. 2.1. Схема участка сети ВЛ 0,4 кВ 58

энергии пропорционально сечениям их головных участков (другое условие придумать трудно).

Ниже изложены методы расчета потерь как основе полных схем линий 0,4 кВ, так и оценочные методы.

Расчет потерь на основе полных схем линий

Основной информацией о нагрузке линии является энергия, отпускаемая в линию с шин 0,4 кВ ТП 6–20/0,4 кВ. Как и в сетях 6–20 кВ, энергия, потребляемая в некоторых узлах сети 0,4 кВ, может быть известна.

Это относится к относительно крупным (для этих сетей) потребителям – коммунально-бытовым и производственным предприятиям (водокачки, бойлерные, магазины, дома культуры, мастерские по ремонту сельскохозяйственной техники и т. п.).

Аналогичная информация по бытовым абонентам может быть получена практически только по данным об оплате электроэнергии.

Оплата часто осуществляется с опозданием или, наоборот, впрок; она, как правило, не вполне соответствует фактическому потреблению энергии в расчетном периоде. Поэтому необходимо использовать какие-то допущения о распределении по узлам (и фазам) суммарной энергии (разности между отпуском электроэнергии в данную линию и суммой энергии, заданной в узлах с известным потреблением).

Нагрузки в каждом узле задают в виде трех значений (фазы А, В и С), поэтому число задаваемых нагрузок будет в три раза больше числа узлов схемы.

Нагрузки узлов с известным потреблением указывают в виде значений энергии по каждой фазе – для трехфазных нагрузок в каждой фазе указывают 1/3 потребления.

Для узлов с неизвестным потреблением указывают коэффициенты, пропорционально которым программа будет распределять остаток энергии.

В сетях 6–10 кВ энергия головного участка распределяется пропорционально мощностям ТП; здесь же нет параметра, хоть как-то характеризующего нагрузку каждой фазы каждого узла, поэтому задавать коэффициенты пропорциональности приходится экспертным путем.

Для селитебной территории можно для каждой фазы в узле указывать, например, число присоединенных к ней квартир. Можно взять нагрузку какой-либо фазы какого-либо узла за единицу, а остальные указывать по отношению к ней.

Можно распределить по 3 ∙ n точкам 100 единиц, понимая под ними процентное распределение нагрузок.

Коэффициенты во всех точках должны иметь одинаковый масштаб. Они определяют пропорциональность распределения энергии, поэтому, если их изменить в одинаковое число раз, это не повлияет на результаты расчета.

Если, например, для конкретного узла задано А = 30; В = 12; С = 0, это означает, что однофазные нагрузки 59 присоединены к фазам А и В (потребители на двухфазном ответвлении), причем энергия, потребляемая от фазы А в 2,5 раза больше, чем от фазы В.

Все заданные «весовые» коэффициенты суммируются программой. Например, при трех узлах с заданными коэффициентами (заданы в виде процентного распределения нагрузок):

1-й узел: А=30; В=12; С=0;

2-й узел: А=20; В=0, С=15;

3-й узел: А=7; В=6, С=10

программа определит сумму всех коэффициентов 30 + 12 + 20 + 15 + + 7 + 6 + 10 = 100, затем определит «цену» в кВт⋅ч одной единицы, разделив распределяемую энергию на 100, и рассчитает все нагрузки в кВт⋅ч, умножив «цену» на коэффициент. Такое распределение нагрузок используется программой РАП-10-ст. Далее расчет проводится методом средних нагрузок.

Расчет потерь электроэнергии на основе измеренных максимальных потерь напряжения в линии

Так как формулы для расчета потерь мощности и потерь напряжения в линии содержат одни и те же параметры, то потери мощности и потери напряжения могут быть выражены друг через друга (см. прил. 3). Расчетная формула для относительных потерь электроэнергии имеет вид:

При наличии ЭП, потребляющих электроэнергию непосредственно с шин 0,4 кВ ТП или на незначительном расстоянии от него («беспотерьное» потребление), рассчитанное значение ∆W% применяется к электроэнергии, уменьшенной на величину такого потребления.

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

Для воздушных линий x0 ≈ 0,4 Ом/км, а r0 ≈ 28,5/Fг , где Fг – сечение провода головного участка. При этом ξ ≈ F / 71.

Учитывая снижение сечения проводов по мере удаления от ТП (особенно на ответвлении, в удаленной точке которого и проводят измерения напряжения), эквивалентное значение ξ снижается.

Для практических расчетов примем ξ = Fг /100. При этом формула для коэффициента kэ/н будет иметь вид:

Коэффициент kнн в формуле (2.50) определяют по формуле (П3.18, см. прил. 3). Она довольно сложна для практического применения, так как исходит из необходимости замера токов во всех фазах.

Если же характеризовать отличие токов в фазах относительным значением неодинаковости нагрузок фаз δIф = (Iмакс – Iмин) / Iср и принять в качестве характерного значения δIф = 0,5 (что соответствует относительным токам в трех фазах 1,25; 1,0 и 0,75), то коэффициент kнн при одинаковом сечении нулевого и фазного проводов составит 1,13, а при сечении нулевого проводов в два раза меньшем фазного – 1,21. Для линий с различным распределением нагрузок по длине линии целесообразно применять более простую формулу (П3.19).

Недостатком метода расчета потерь мощности по измеренным потерям напряжения в линии является то, что он не учитывает потери энергии в ответвлениях.

Потери напряжения до удаленной точки сети не изменяются от того, потребляется ли энергия непосредственно от какого-либо узла магистрали или проходит дальше еще и по ответвлению.

Проблемой же практического использования этого метода является необходимость осуществления замеров потерь напряжения в линиях в режиме максимальной нагрузки. Такие замеры не только связаны с большими трудозатратами, но и имеют низкую достоверность.

Это обусловлено необходимостью определения времени замеров, соответствующего максимуму нагрузки, и низкой точностью определения потерь напряжения как разности двух близких значений напряжения: каждое из них измерено прибором, конкретная погрешность которого в пределах диапазона, соответствующего классу точности, неизвестна. Другой проблемой является практическая невозможность проверки достоверности этих измерений на стадии экспертизы расчета. Поэтому данный метод можно считать скорее теоретическим, чем практическим, тем более для определения потерь во всех линиях 0,4 кВ, находящихся на балансе сетевой организации.

Расчет потерь на основе обобщенных данных о схемах линий

К обобщенным данным относятся: количество линий 0,4 кВ, сечение проводов их головных участков и суммарные длины магистрали, однофазных, двухфазных и трехфазных ответвлений.

Очевидно, что значение потерь зависит не только от суммарной длины участков линий, но и от особенностей их схем и распределения нагрузок по длине линий.

Потери в линии, представляющей собой вытянутую магистраль, существенно отличаются от потерь в линии с такой же суммарной длиной участков, но со схемой, похожей на разветвленное дерево.

Потери в линии с нагрузкой, сосредоточенной в ее конце, существенно отличаются от потерь в линии с нагрузками, распределенными по ее длине, и тем более с большой нагрузкой, сосредоточенной в ее начале.

Потери электроэнергии в линии 0,4 кВ определяют по формуле (прил. 3)

Из формулы (2.53) видно, что расчетное значение потерь существенно зависит от величины dн. Например, при dн = 0,2 значение потерь снижается до (1–0,2)2 = 0,64 от его значения при dн = 0. На рис. 2.1 к беспотерьным потребителям относятся бойлерная и клуб, получающие питание непосредственно с шин 0,4 кВ ТП.

Если не указать их долю в виде dн, то расчет по формуле (2.53) соответствует ситуации равномерного распределения потребляемой ими энергии по всем остальным точкам сети, что при dн = 0,2 приводит к завышению расчетного значения потерь в 1/0,64 = 1,56 раза.

В линиях с большой долей потребления энергии вблизи шин 0,4 кВ ТП это увеличение будет еще более существенным. Например, при dн = 0,7 потери окажутся завышенными в 1/0,09 = 11,1 раза и вместо реальных 5 % расчет приведет к 55,5 %.

Такой результат вызывает у расчетчика представление об ошибочности метода, хотя причина заключается в ошибочности заданных исходных данных.

Под сечением провода магистрали в формуле (2.53) понимается основное сечение проводов на ее участках. Если, например, с шин трансформатора осуществлен кабельный вывод сечением 120 мм2 и длиной 20 м, а затем идет магистраль длиной 200 м, выполненная проводом сечением 35 мм2 , то следует использовать значение Fм = 35 мм2 .

При отсутствии данных о коэффициенте заполнения графика и (или) коэффициенте реактивной мощности принимают характерные для бытовых потребителей значения kз = 0,3; tgj = 0,6.

Эквивалентную длину линии определяют по формуле

Под магистралью понимается наибольшее расстояние от шин 0,4 кВ ТП 6–20/0,4 кВ до наиболее удаленного потребителя, присоединенного к трехфазной линии.

При наличии стальных или медных проводов в магистрали или ответвлениях в формулу (2.54) подставляют длины линий, определяемые по формуле

Коэффициент k0,4 при расчете потерь электроэнергии в одной линии определяют по формуле

Распределенными нагрузками можно считать потребление энергии бытовыми абонентами (населением). Его можно определить на основе отчетности о полезном отпуске электроэнергии. Долю энергии, потребляемой распределенными нагрузками, определяют по формуле

Долю энергии, потребляемой непосредственно с шин 0,4 кВ ТП или на незначительном расстоянии от него dн, можно принять равной доле энергии, потребляемой коммунальными, торговыми 63 и культурно-просветительными предприятиями (в сельской местности ТП обычно проектировались рядом с такими потребителями).

В качестве расчетного сечения магистрали для совокупности линий принимают средневзвешенное сечение, определяемое с учетом распределения общего объема энергии по линиям с различными сечениями проводов головных участков. Более правильно определять потери для групп линий с одинаковыми сечениями проводов магистрали.

Следует иметь в виду, что формула (2.

53) выведена для усредненной модели линии, поэтому определенные по ней расчетные потери в конкретной линии могут отличаться (иногда существенно) от их значения, определенного при представлении линии полной схемой.

Областью использования этой формулы является расчет суммарных потерь в большом числе линий. При таком расчете разнонаправленные погрешности определения потерь в отдельных линиях в значительной степени компенсируются в суммарной величине.

П р и м е р. Рассчитать потери электроэнергии за апрель месяц (Д = 30) в ВЛ 0,4 кВ длиной 1 км, выполненной проводом А-95 (r0 = = 0,30 Ом, x0 = 0,4 Ом) с сосредоточенной в ее конце нагрузкой.

За месяц в линию отпущено 10 тыс. кВт⋅ч. Остальные параметры, используемые в расчете, имеют следующие значения: tgj = 0,5; kз = 0,3; kнн = 1,05.

Так как данная ВЛ является линией с сосредоточенной нагрузкой, то dр = 0.

Р е ш е н и е. Максимальные значения активной и реактивной нагрузок составляют:

Расчетные потери электроэнергии и потери напряжения в максимум нагрузки, определенные по параметрам линии (эталон для сравнения методов), составляют:

Расчет по формуле (2.53) – по обобщенным параметрам линии – приводит к следующему результату:

Расчет по потерям напряжения в линии выполняем в следующей последовательности. В соответствии с формулой (2.51) при ξ = 0,4 / 0,3 = 1,33:

Если с помощью замера напряжений в начале и конце линии получены потери напряжения, точно соответствующие действительным 14,47 % (что маловероятно), то потери энергии по формуле (2.50) составят:

Полученные результаты показывают, что для такой простой линии результаты расчетов по оценочным выражениям совпадают с результатом точного расчета. Погрешности оценки потерь электроэнергии в реальных сетях более сложных конфигураций будут определяться погрешностями допущений, принятых при выводе формул, и погрешностями измерения потерь напряжения.

Источник: https://pue8.ru/uchet-elektroenergii/2-1-11-raschet-poter-elektroenergii-v-setyax-0-4-kv.html

Определение потерь мощности и электроэнергии в линии и в трансформаторе

Как найти минимальные потери мощности в сети...

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:

Формулы для расчета потери мощности в линии

где Iрасч – расчетный ток данного участка линии, А;

Rл – 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:

Потери реактивной мощности в трансформаторе

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:

Формулы для расчета потери реактивной мощности

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.

Чтобы правильно посчитать потери электроэнергии используют метод, основанный на понятиях времени использования потерь и времени использовании максимума нагрузки.

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.

Зависимость времени максимальных потерь от продолжительности использования максимума нагрузки

Теперь зная ? можно посчитать потери электроэнергии в линии и в трансформаторе.

Потери энергии в линии:

Потери энергии в линии

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.

Источник: http://220blog.ru/pro-raschet/opredelenie-poter-moshhnosti-i-elektroenergii-v-linii-i-v-transformatore.html

Потери электроэнергии в электрических сетях: виды, причины, расчет

Как найти минимальные потери мощности в сети...

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.

https://www.youtube.com/watch?v=ukl8nctMpTI

Примерная структура потерь

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%.

Коронный разряд на изоляторе ЛЭП

Исходя из представленного графика, можно констатировать, что наибольший процент нецелевых расходов приходится на технологический фактор.

Основные причины потерь электроэнергии

Разобравшись со структурой, перейдем к причинам, вызывающим нецелевой расход в каждой из перечисленных выше категорий. Начнем с составляющих технологического фактора:

  1. Нагрузочные потери, они возникают в ЛЭП, оборудовании и различных элементах электросетей. Такие расходы напрямую зависят от суммарной нагрузки. В данную составляющую входят:
  • Потери в ЛЭП, они напрямую связаны с силой тока. Именно поэтому при передаче электроэнергии на большие расстояния используется принцип повышения в несколько раз, что способствует пропорциональному уменьшению тока, соответственно, и затрат.
  • Расход в трансформаторах, имеющий магнитную и электрическую природу ( 1 ). В качестве примера ниже представлена таблица, в которой приводятся данные затрат на трансформаторах напряжения подстанций в сетях 10 кВ.

Потери в силовых трансформаторах подстанций

Нецелевой расход в других элементах не входит в данную категорию, ввиду сложностей таких расчетов и незначительного объема затрат. Для этого предусмотрена следующая составляющая.

  1. Категория условно-постоянных расходов. В нее входят затраты, связанные со штатной эксплуатацией электрооборудования, к таковым относятся:
  • Холостая работа силовых установок.
  • Затраты в оборудовании, обеспечивающем компенсацию реактивной нагрузки.
  • Другие виды затрат в различных устройствах, характеристики которых не зависят от нагрузки. В качестве примера можно привестисиловую изоляцию, приборы учета в сетях 0,38 кВ, змерительные трансформаторы тока, ограничители перенапряжения и т.д.
  1. Климатическая составляющая. Нецелевой расход электроэнергии может быть связан с климатическими условиями характерными для той местности, где проходят ЛЭП. В сетях 6 кВ и выше от этого зависит величина тока утечки в изоляторах. В магистралях от 110 кВ большая доля затрат приходится на коронные разряды, возникновению которых способствует влажность воздуха. Помимо этого в холодное время года для нашего климата характерно такое явление, как обледенение на проводах высоковольтных линий, а также обычных ЛЭП.Гололед на ЛЭП

Учитывая последний фактор, следует учитывать затраты электроэнергии на расплавление льда.

Расходы на поддержку работы подстанций

К данной категории отнесены затраты электрической энергии на функционирование вспомогательных устройств. Такое оборудование необходимо для нормальной эксплуатации основных узлов, отвечающих за преобразование электроэнергии и ее распределение. Фиксация затрат осуществляется приборами учета. Приведем список основных потребителей, относящихся к данной категории:

  • системы вентиляции и охлаждения трансформаторного оборудования;
  • отопление и вентиляция технологического помещения, а также внутренние осветительные приборы;
  • освещение прилегающих к подстанциям территорий;
  • зарядное оборудование АКБ;
  • оперативные цепи и системы контроля и управления;
  • системы обогрева наружного оборудования, например, модули управления воздушными выключателями;
  • различные виды компрессорного оборудования;
  • вспомогательные механизмы;
  • оборудование для ремонтных работ, аппаратура связи, а также другие приспособления.

Коммерческая составляющая

Под данными затратами подразумевается сальдо между абсолютными (фактическими) и техническими потерями. В идеале такая разница должна стремиться к нулю, но на практике это не реально.

В первую очередь это связано с особенностями приборов учета отпущенной электроэнергии и электросчетчиков, установленных у конечных потребителей. Речь идет о погрешности.

Существует ряд конкретных мероприятий для уменьшения потерь такого вида.

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

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

Что касается хищений, то эта проблема имеет место во всех странах. Как правило, такими противозаконными действиями занимаются недобросовестные бытовые потребители.

Заметим, что иногда возникают инциденты и с предприятиями, но такие случаи довольно редки, поэтому не являются определяющими.

Характерно, что пик хищений приходится на холодное время года, причем в тех регионах, где имеются проблемы с теплоснабжением.

Различают три способа хищения (занижения показаний прибора учета):

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

Магнит может воздействовать только некоторые старые модели электросчетчиков

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.

Параметры TM 630/6/0,4

Теперь переходим к расчету.

Итоги расчета

Источник: https://www.asutpp.ru/poteri-jelektrojenergii-v-jelektricheskih-setjah.html

Территория электротехнической информации WEBSOR

Как найти минимальные потери мощности в сети...

Главное меню:

  • Основы
  • Электромашины
  • Оборудование
  • Нормы
  • Подстанция
    • Комплектные трансформаторные подстанции
    • Оборудование подстанций
    • Вакуумные выключатели
      • ВВ/TEL
      • ВР
      • ВРО
      • ВР1
      • ВР1 для КСО
      • ВРС
      • 3АН5
      • ВГГ-10
    • Камеры КСО
    • Ограничители перенапряжений 6(10) кВ
    • Масляный выключатель
      • ВПМ-10
      • Техническое описание ВПМ
      • ВМП-10
      • ВМГ-133
    • Выключатель нагрузки автогазовый ВНА
      • Описание выключателя
      • Изображение выключателя
    • Ремонт электрооборудования
    • Повышение надежности МВ, приводов МВ
    • Установки компенсации реактивной мощности
      • Общие сведения об УКРМ
      • УКРМ 0,4 кВ
      • УКРМ 6(10) кВ
    • Выбор места расположения питающих подстанций
  • Электроснабжение
  • Освещение
  • Воздушная линия

Электроснабжение

Потери мощности и электроэнергии в электрических сетях

Потери активной мощности на участке электрической сети, выполненной проводами одинакового сечения, определяются по формуле
Потери реактивной мощности на участке электрической сети при одинаковом индуктивном сопротивлении линии определяются из формулы
где Na- сумма произведений квадратов активных нагрузок на длины участков сети с этими нагрузками;
Nr — сумма произведений квадратов реактивных нагрузок на длины участков сети с этими нагрузками;
N -сумма произведений квадратов полных нагрузок на длины участков сети с этими нагрузками;
г и х — активное и индуктивное сопротивления линии, ом/км;
— коэффициент, зависящий от системы тока и принятых единиц измерения.
Значения входящих в формулы (9-1) и (9-2) величин Na, Nr и N, коэффициента и единиц измерения их приведены в табл. 9-1.

Таблица 9-1 Значения и единицы измерения величин, входящих в формулы (9-1) и (9-2)

Система токаСумма произведений квадратов нагрузок на длины участков линииa3Единица измерения
NaЕдиница измеренияNrЕдиница измеренияNЕдиница измерения
Трехфазный переменный
Однофазный переменный
Постоянный00

Потери мощности в трансформаторе определяются по формулам:потери активной мощности

потери реактивной мощности

— потери холостого хода трансформатора (потери в стали), квт;
— потери к. з.

трансформатора (потери в обмотках) при номинальной нагрузке, квт;
— ток холостого хода трансформатора, %;
— падение напряжения в реактивном сопротивлении трансформатора, %;
— номинальная мощность трансформатора, ква;
— коэффициент загрузки трансформатора;
где S — фактическая нагрузка трансформатора, ква.

Формула (9-4) для определения потерь реактивной мощности в трансформаторе может быть представлена в виде: — потери реактивной мощности в трансформаторе при холостом ходе (потери на намагничивание), квар:
— потери реактивной мощности рассеяния в трансформаторе при номинальной нагрузке, квар:
Падение напряжения в реактивном сопротивлении трансформатора определяется по формулек — напряжение к. з. трансформатора, %;
Ur — падение напряжения в активном сопротивлении трансформатора, определяемое из выражения Для трансформаторов мощностью более 10 Мва можно принять
Некоторые значения величин для понижающих трансформаторов приведены в табл. 9-2. В табл. 9-2 уровень Б потерь активной мощности холостого хода относится к трансформаторам, в которых использована электротехническая сталь толщиной 0,35 мм марки Э 330 А по ГОСТ 802-58 с жаростойким покрытием и отжигом пластин. В табл. 9-2 даны значения активных и реактивных сопротивлений трансформаторов, приведенные по отношению к номинальному напряжению обмотки ВН.

Таблица 9-2 Технические данные трехфазных двухобмоточных силовых масляных трансформаторов общего назначения (ГОСТ 12022-66)

Номинальная мощность, кваВерхний предел номиналього напряжения обмотки, квСхема и группа соединений обмотокПотери активной мощности, квтНапряжение к.з., %Ток холостого ходаСопротивления обмоток трансформатора, омПотери реактивной мощности, квар
холостого ходак.з.
уровень Ауровень Бактивноереактивноехолостого ходак.з.
251010У/Ун-0У/Zн-110,1050,1050,1250,1250,60,694,54,73,23,296,01101521520,800,800,950,95
401010У/Ун-0 У/Zн-110,150,150,180,180,881,04,54,73,03,055,062,598,199,51,201,201,571,59
63У/Ун-оУ/Zн-11У/Ун-0У/Zн-11
100У/Ун-0У/Zн-11У/Ун-0У/Zн-11
160У/Ун-0 У/Д-11 У/Zн-11 У/Ун-0 У/Д-11 У/Zн-112,65 2,65 3,1 2,65 2,65 3,110,4 10,4 12,1 127 127 14826,2 26,2 26,8 481 481 499
25010 10 10 35 35 35У/Ун-0 У/Д-11 У/Zн-11 У/Ун-0 У/Д-11 У/Zн-1117,0 17,0 17,6 310 310 322
40010 10 10 35 35У/Ун-0Ун/Д-11Д/Ун-11У/Ун-0У/Д-1110,7 10,7 10,6 195 195
63010 10 10 10 35 35У/Ун-0 У/Ун-0 У/Д-111,42 1,42 1,42 1,42 1,7 1,71,68 1,68 1,68 1,68 2,0 2,08,52 8,52 8,46 8,46 124 124

Для других номинальных напряжений обмоток сопротивления пересчитываются по формулам:

где Uн — номинальное напряжение обмотки, указанное в табл.

9-2, кв;
— номинальное напряжение обмотки, по отношению к которому пересчитываются сопротивления, кв;R и X — соответственно активное и реактивное сопротивления трансформатора, определяемые по табл. 9-2, ом.

Потери электроэнергии в сети определяются по формуле — наибольшие потери мощности в сети, кет;
— число часов максимальных потерь, определенное в зависимости от годового графика нагрузки.Потери электроэнергии в трансформаторе определяются по формулеtт — число часов работы трансформатора.

Число часов максимальных потерь, если известен годовой график нагрузки, может быть определено по формуле
где — сумма произведений квадратов полных нагрузок на годовую продолжительность каждой из них, вычисленная для всего годового графика нагрузок рассматриваемого элемента сети;
Sб — наибольшая полная нагрузка элемента сети. Для типичного графика, имеющего сниженные нагрузки ночью и утренний и вечерний максимумы, число часов максимальных потерь согласно в зависимости от числа часов использования максимума может определяться по табл. 9-7.

Таблица 9-7 Число часов максимальных потерь

Число часов использования максимуиа Число часов максимальных потерь Число часов использования максимуиа Число часов максимальных потерь3 000 1 300 5 500 3 6503 500 1 650 6 000 4 3004 000 2 000 6 500 5 0004 500 2 500 7 000 5 7005 000 3 000 7 500 6 450

Пример 9-1. Определить годовые потери электроэнергии в трансформаторе типа ТМ мощностью 6,3 Мва с напряжением высшей стороны 10 кв, если трансформатор включен постоянно и годовой график его нагрузки представлен на рис. 9-1.Решение.
Годовые потери электроэнергии в трансформаторе определяем по (9-10).

По справочным данным находим потери активной мощности в трансформаторе при холостом ходе для уровня Б: DРс=9 квт
и нагрузочные потери (потери к. з.) при номинальной нагрузке трансформатора: DРк.з=46,5 квт
По условию примера годовое число часов работы трансформатора tт = 8 760.

Коэффициент загрузки трансформатора при наибольшей нагрузке составляет:
Число часов максимальных потерь определяем из графика на рис.

9-1, подставив в (9-11) значения нагрузок трансформатора в мегавольт-амперах и соответствующие им продолжительности работы в тысячах часов: Подставив числовые значения в (9-10), определим годовые потери энергии в трансформаторе:

Рис. 9-1. Годовой график нагрузки

Пример 9-2.
На рис. 9-2 представлена схема линии 6 кв с указанием длин участков линии (км) и расчетных (наибольших) нагрузок (Мва). Магистраль АБ выполнена кабелем с алюминиевыми жилами сечением 3X70 мм.кв, а ответвления БВ и БГ — воздушной линией с алюминиевыми проводами сечением 35 мм.кв.

Определить годовые потери электроэнергии в сопротивлениях проводов и кабелей линии, если годовая продолжительность использования максимума нагрузок составляет 3000 ч и график нагрузок является типичным (имеются утренний и вечерний максимумы и снижение нагрузки в ночное время).Решение.

Наибольшие потери мощности в сопротивлениях проводов и кабелей линии находим по (9-1), в которой значение коэффициента определяется из табл. 9-1:
Удельные сопротивления участков линии находим по табл. 5-1: для алюминиевого кабеля сечением 70 мм.кв — 0,46 ом/км; для алюминиевого провода сечением 35 мм.кв — 0,92 ом/км.

Определяем значение величины N для магистрали АБ: Из (9-1) находим наибольшие потери мощности в сети:

По табл. 9-7 в зависимости от продолжительности использования максимума Т=3000 ч находим значение числа часов максимальных потерь

t=1300. Величину потерь электроэнергии определяем по (9-9):

Рис. 9-2. Схема линии

Источник: https://www.websor.ru/poterya_mojnosti_v_setyah.html

Потери мощности в сетях

Как найти минимальные потери мощности в сети...

Выбор максимальной токовой защиты линий

Выбор сечений по допустимой потере напряжения

Выбор проводников по устойчивости к току к.з.

Проверка условий срабатывания защитного аппарата

Выбор проводов по экономической плотности тока

Потери мощности в сетях

Регулирование напряжения в сетях

Внутренние перенапряжения сетей

Потери мощности и электроэнергии в электрических сетях

Потери активной мощности на участке электрической сети, выполненной проводами одинакового сечения, определяются по формуле

Потери реактивной мощности на участке электрической сети при одинаковом индуктивном сопротивлении линии определяются из формулы

где Na- сумма произведений квадратов активных нагрузок на длины участков сети с этими нагрузками;

Nr — сумма произведений квадратов реактивных нагрузок на длины участков сети с этими нагрузками;

N -сумма произведений квадратов полных нагрузок на длины участков сети с этими нагрузками;

г и х — активное и индуктивное сопротивления линии, ом/км;

— коэффициент, зависящий от системы тока и принятых единиц измерения.

Значения входящих в формулы (9-1) и (9-2) величин Na, Nr и N, коэффициента и единиц измерения их приведены в табл. 9-1.

Таблица 9-1 Значения и единицы измерения величин, входящих в формулы (9-1) и (9-2)

Система токаСумма произведений квадратов нагрузок на длины участков линииa3Единица измерения
NaЕдиница измеренияNrЕдиница измеренияNЕдиница измерения
Трехфазный переменный
Однофазный переменный
Постоянный00

Потери мощности в трансформаторе определяются по формулам:

потери активной мощности

потери реактивной мощности

где — потери холостого хода трансформатора (потери в стали), квт;

— потери к. з. трансформатора (потери в обмотках) при номинальной нагрузке, квт;

— ток холостого хода трансформатора, %;

— падение напряжения в реактивном сопротивлении трансформатора, %;

— номинальная мощность трансформатора, ква;

— коэффициент загрузки трансформатора;

где S — фактическая нагрузка трансформатора, ква.

Формула (9-4) для определения потерь реактивной мощности в трансформаторе может быть представлена в виде:

где — потери реактивной мощности в трансформаторе при холостом ходе (потери на намагничивание), квар:

— потери реактивной мощности рассеяния в трансформаторе при номинальной нагрузке, квар:

Падение напряжения в реактивном сопротивлении трансформатора определяется по формуле

где Uк — напряжение к. з. трансформатора, %;

Ur — падение напряжения в активном сопротивлении трансформатора, определяемое из выражения

Для трансформаторов мощностью более 10 Мва можно принять

Некоторые значения величин для понижающих трансформаторов приведены в табл. 9-2. В табл.

9-2 уровень Б потерь активной мощности холостого хода относится к трансформаторам, в которых использована электротехническая сталь толщиной 0,35 мм марки Э 330 А по ГОСТ 802-58 с жаростойким покрытием и отжигом пластин. В табл.

9-2 даны значения активных и реактивных сопротивлений трансформаторов, приведенные по отношению к номинальному напряжению обмотки ВН.

Таблица 9-2 Технические данные трехфазных двухобмоточных силовых масляных трансформаторов общего назначения (ГОСТ 12022-66)

Номинальная мощность, кваВерхний предел номиналього напряжения обмотки, квСхема и группа соединений обмотокПотери активной мощности, квтНапряжение к.з., %Ток холостого ходаСопротивления обмоток трансформатора, омПотери реактивной мощности, квар
холостого ходак.з.
уровень Ауровень Бактивноереактивноехолостого ходак.з.
251010У/Ун-0У/Zн-110,1050,1050,1250,1250,60,694,54,73,23,296,01101521520,800,800,950,95
401010У/Ун-0У/Zн-110,150,150,180,180,881,04,54,73,03,055,062,598,199,51,201,201,571,59
6310102020У/Ун-оУ/Zн-11У/Ун-0У/Zн-110,220,220,2450,2450,2650,2650,290,291,281,471,281,474,54,75,05,32,82,82,82,832,337,012914863,764,82903021,761,761,761,762,532,572,883,00
10010103535У/Ун-0У/Zн-11У/Ун-0У/Zн-110,310,310,390,390,3650,3650,4650,4651,972,271,972,274,54,76,56,82,62,62,62,619,722,724127840,541,27597852,602,602,602,604,054,126,196,41
160101010353535У/Ун-0У/Д-11У/Zн-11У/Ун-0У/Д-11У/Zн-110,460,460,460,560,560,560,540,540,540,660,660,662,652,653,12,652,653,14,54,54,76,56,56,82,42,42,42,42,42,410,410,412,112712714826,226,226,84814814993,843,843,843,843,843,846,696,696,8510,110,110,4
250101010353535У/Ун-0У/Д-11У/Zн-11У/Ун-0У/Д-11У/Zн-110,660,660,660,820,820,820,780,780,780,960,960,963,73,74,23,73,74,24,54,54,76,56,56,82,32,32,32,32,32,35,925,926,7272,572,582,317,017,017,63103103227,255,755,755,755,755,7510,610,611,015,815,816,5
4001010103535У/Ун-0Ун/Д-11Д/Ун-11У/Ун-0У/Д-110,620,920,921,151,151,081,081,081,351,355,55,55,95,55,54,54,54,56,56,52,12,12,12,12,13,443,443,6942,142,110,710,710,61951958,408,408,408,408,4017,117,117,025,425,4
630101010103535У/Ун-0Ун/Д-11Д/Ун-11У/Ун-0У/Ун-0У/Д-111,421,421,421,421,71,71,681,681,681,682,02,07,67,68,58,57,67,65,55,55,55,56,56,52,02,02,02,02,02,01,911,912,142,1423,523,58,528,528,468,4612412412,612,612,612,612,612,633,833,833,633,640,240,2

Для других номинальных напряжений обмоток сопротивления пересчитываются по формулам:

где Uн — номинальное напряжение обмотки, указанное в табл. 9-2, кв;

— номинальное напряжение обмотки, по отношению к которому пересчитываются сопротивления, кв;

R и X — соответственно активное и реактивное сопротивления трансформатора, определяемые по табл. 9-2, ом.

Потери электроэнергии в сети определяются по формуле

где — наибольшие потери мощности в сети, кет;

— число часов максимальных потерь, определенное в зависимости от годового графика нагрузки.

Потери электроэнергии в трансформаторе определяются по формуле

где tт — число часов работы трансформатора.

Число часов максимальных потерь, если известен годовой график нагрузки, может быть определено по формуле

где — сумма произведений квадратов полных нагрузок на годовую продолжительность каждой из них, вычисленная для всего годового графика нагрузок рассматриваемого элемента сети;

Sб — наибольшая полная нагрузка элемента сети. Для типичного графика, имеющего сниженные нагрузки ночью и утренний и вечерний максимумы, число часов максимальных потерь согласно в зависимости от числа часов использования максимума может определяться по табл. 9-7.

Таблица 9-7 Число часов максимальных потерь

Число часов использования максимуиаЧисло часов максимальных потерьЧисло часов использования максимуиаЧисло часов максимальных потерь3 0001 3005 5003 6503 5001 6506 0004 3004 0002 0006 5005 0004 5002 5007 0005 7005 0003 0007 5006 450

Пример 9-1.

Определить годовые потери электроэнергии в трансформаторе типа ТМ мощностью 6,3 Мва с напряжением высшей стороны 10 кв, если трансформатор включен постоянно и годовой график его нагрузки представлен на рис. 9-1.

Решение.

Годовые потери электроэнергии в трансформаторе определяем по (9-10).

По справочным данным находим потери активной мощности в трансформаторе при холостом ходе для уровня Б: DРс=9 квт

и нагрузочные потери (потери к. з.) при номинальной нагрузке трансформатора: DРк.з=46,5 квт

По условию примера годовое число часов работы трансформатора tт = 8 760.

Коэффициент загрузки трансформатора при наибольшей нагрузке составляет:

Число часов максимальных потерь определяем из графика на рис. 9-1, подставив в (9-11) значения нагрузок трансформатора в мегавольт-амперах и соответствующие им продолжительности работы в тысячах часов:

Подставив числовые значения в (9-10), определим годовые потери энергии в трансформаторе:

Рис. 9-1. Годовой график нагрузки

Пример 9-2.

На рис. 9-2 представлена схема линии 6 кв с указанием длин участков линии (км) и расчетных (наибольших) нагрузок (Мва). Магистраль АБ выполнена кабелем с алюминиевыми жилами сечением 3X70 мм.кв, а ответвления БВ и БГ — воздушной линией с алюминиевыми проводами сечением 35 мм.кв.

Определить годовые потери электроэнергии в сопротивлениях проводов и кабелей линии, если годовая продолжительность использования максимума нагрузок составляет 3000 ч и график нагрузок является типичным (имеются утренний и вечерний максимумы и снижение нагрузки в ночное время).

Решение.

Наибольшие потери мощности в сопротивлениях проводов и кабелей линии находим по (9-1), в которой значение коэффициента определяется из табл. 9-1:

Удельные сопротивления участков линии находим по табл. 5-1: для алюминиевого кабеля сечением 70 мм.кв — 0,46 ом/км; для алюминиевого провода сечением 35 мм.кв — 0,92 ом/км.

Определяем значение величины N для магистрали АБ:

для ответвлений БВ и БГ

Из (9-1) находим наибольшие потери мощности в сети:

По табл. 9-7 в зависимости от продолжительности использования максимума Т=3000 ч находим значение числа часов максимальных потерь t=1300. Величину потерь электроэнергии определяем по (9-9):

Рис. 9-2. Схема линии

Дополнительно по теме

Выбор максимальной токовой защиты линий

Выбор сечений по допустимой потере напряжения

Выбор проводников по устойчивости к току к.з.

Проверка условий срабатывания защитного аппарата

Выбор проводов по экономической плотности тока

Потери мощности в сетях

Регулирование напряжения в сетях

Внутренние перенапряжения сетей

Источник: http://www.ess-ltd.ru/elektro/poterya-mojnosti-v-setyah.php

Лекция № 7. Потери мощности и электроэнергии в элементах сети

Как найти минимальные потери мощности в сети...

Лекция № 7

Потери мощности и электроэнергии в элементах сети

План.

1.  Потери мощности в элементах сети.

2.  Расчет потерь мощности в линиях электропередач.

3.  Расчет потерь мощности в ЛЕП с равномерно распределенной нагрузкой.

4.  Расчет потерь мощности в трансформаторах.

5.  Приведенные и расчетные нагрузки потребителей.

6.  Расчет потерь электроэнергии.

7.  Мероприятия по снижению потерь мощности.

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 – линейное напряжение в начале или конце ЛЕП;

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 нагрузкой I плотность тока на единицу длины составит I/L. При погонном активном сопротивлении r0 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.

Расчет потерь мощности в трансформаторах

Потери активной и реактивной мощности в трансформаторах и автотрансформаторах разделяются на потери в стали и потери в меди (нагрузочные потери). Потери в стали – это потери в проводимостях трансформаторов. Они зависят от приложенного напряжения. Нагрузочные потери – это потери в сопротивлениях трансформаторов. Они зависят от тока нагрузки.

Потери активной мощности в стали трансформаторов – это потери на перемагничивание и вихревые токи. Определяются потерями холостого хода трансформатора , которые приводятся в его паспортных данных.

Потери реактивной мощности в стали определяются по току холостого хода трансформатора, значение которого в процентах приводится в его паспортных данных:

Потери мощности в обмотках трансформатора можно определить двумя путями:

·  по параметрам схемы замещения;

·  по паспортным данным трансформатора.

Потери мощности по параметрам схемы замещения определяются по тем же формулам, что и для ЛЕП:

,

где S – мощность нагрузки;

U – линейное напряжение на вторичной стороне трансформатора.

Для трехобмоточного трансформатора или автотрансформатора потери в меди определяются как сумма потерь мощности каждой из обмоток.

Получим выражения для определения потерь мощности по паспортным данным двухобмоточного трансформатора.

Потери короткого замыкания, приведенные в паспортных данных, определены при номинальном токе трансформатора

(7.1)

При любой другой нагрузке потери в меди трансформатора равны

(7.2)

Разделив выражение (7.1) на (7.2), получим

Откуда найдем :

Если в выражение для расчета , подставить выражение для определения реактивного сопротивления трансформатора, то получим:

Таким образом, полные потери мощности в двухобмоточном трансформаторе равны:

Если на подстанции с суммарной нагрузкой S работает параллельно n одинаковых трансформаторов, то их эквивалентные сопротивления в n раз меньше, а проводимости в n раз больше. Тогда,

Для n параллельно работающих одинаковых трехобмоточных трансформаторов (автотрансформаторов) потери мощности рассчитываются по формулам:

где Sв, Sс, Sн – соответственно мощности, проходящие через обмотки высшего, среднего и низшего напряжений трансформатора.

Приведенные и расчетные нагрузки потребителей

Расчетная схема замещения участка сети представляет собой довольно сложную конфигурацию, если учитывать полную схему замещения ЛЕП и трансформаторов. Для упрощения расчетных схем сетей с номинальным напряжением до 220 кВ включительно вводят понятие “приведенных”, “расчетных” нагрузок.

Приведенная к стороне высшего напряжения нагрузка потребительской ПС представляет собой сумму заданных мощностей нагрузок на шинах низшего и среднего напряжений и потерь мощности в сопротивлениях и проводимостях трансформаторов. Приведенная к стороне высшего напряжения нагрузка ЭС представляет собой сумму мощностей генераторов за вычетом нагрузки местного района и потерь мощности в сопротивлениях и проводимостях трансформаторов.

Расчетная нагрузкка ПС или ЭС определяется как алгебраическая сумма приведенной нагрузки и половин зарядных мощностей ЛЕП, присоединенных к шинам высшего напряжения ПС или ЭС.

Зарядные мощности определяются до расчета режима по номинальному, а не реальному напряжению, что вносит вполне допустимую погрешность в расчет.

Возможность упрощения расчетной схемы при использовании понятий “при-веденных” и “расчетных” нагрузок показано на рис. 7.3:

Расчет потерь электроэнергии

При передаче электроэнергии часть ее расходуется на нагрев, создание электромагнитных полей и другие эффекты. Этот расход принято называть потерями. В электроэнергетике термин “потери” имеет специфическое значение. Если в дру-гих производствах потери связаны с браком продукции, то потери электроэнергии – это технологический расход на ее передачу.

Величина потерь электроэнергии зависит от характера изменения нагрузки в рассматриваемый период времени. Например, в ЛЕП, работающей с неизменной нагрузкой, потери электроэнергии за время t рассчитываются следующим образом:

где суммарные потери активной мощности в сопротивлении и проводимости ЛЕП.

Если нагрузка меняется, то потери электроэнергии можно рассчитать различными способами. В зависимости от используемой математической модели методы делятся на две групп:

·  детерминированные;

·  вероятностно-статистические.

Наиболее точным из детерминированных методов является метод расчета потерь электроэнергии по графику нагрузок для каждого потребителя.

Предположим, что нагрузка потребителя в году менялась по следующему графику (см. рис. 7.4). Тогда,

Интеграл – это фактически площадь, ограниченная графиком изменения квадрата тока. Таким образом, потери активной электроэнергии пропорциональны площади квадратичного годового графика нагрузки.

Так как напряжение на шинах электроприемника меняется незначительно, то его значение можно считать неизменным. Заменяя интеграл суммой площадей прямоугольников с шагом Δti, получим:

.

Потери электроэнергии в трансформаторах при заданном графике нагрузки при использовании его паспортных данных рассчитываются по формулам:

·  для двухобмоточных

·  для трехобмоточных трансформаторов (автотрансформаторов)

Достоинство метода – высокая точность расчета. Недостаток – большое количество вычислений.

Графики нагрузок не всегда известны. В этом случае потери электроэнергии можно вычислить другим детерминированным методом – через τм. Метод основан на двух допущениях:

·  максимальные потери в электрической сети наблюдаются в период максимума нагрузки в энергосистемы (утренний максимум с 9 до 11 часов; вечерний – с 17 до 21 часа);

·  графики активной и реактивной мощности подобны, т. е. график реактивной мощности пересчитан из графика активной мощности.

Время максимальных потерь τм – это время, в течении которого при работе потребителя с максимальной нагрузкой из сети потребляется такое же количество электроэнергии, что и при работе по реальному графику нагрузки. Исходя из определения, запишем:

,

где соответственно время максимальных потерь для активной и реактивной нагрузок.

На практике эти значения усредняют и заменяют общим – τм. Тогда,

Для типовых графиков нагрузки величина τм определяется по известной величине :

(7.3)

В соответствии с этим методом потери электроэнергии в элементах сети рассчитываются по формулам:

·  в линии электропередач

·  в двухобмоточных трансформаторах

;

·  в трехобмоточных трансформаторах (автотрансформаторах)

Величина τмв рассчитывается по формуле (7.3) по величине в, значение которой определяется как средневзвешенное:

Аналогично определяется величина τм для ЛЕП, питающей несколько потребителей.

Мероприятия по снижению потерь мощности

Потери мощности и электроэнергии достигают значительных величин и являются одним из основных фактов, влияющих на экономичность сетей. Их величина регламентируется постановлениями Национального комитета по регулированию электроэнергии (НКРЭ) в сетях напряжением до 35 кВ и в сетях напряжениям 35 кВ и выше.

Большая часть потерь электроэнергии (60 – 70%) приходится на сети напряжением 6 – 10 кВ. Поэтому перечисленные ниже мероприятия относятся к сетям этих напряжений и к электроприемникам:

·  применение более высокой ступени напряжения (10 кВ вместо 6 кВ);

·  повышение уровня напряжения в сети путем применения устройств регулирования напряжения;

·  регулирование потоков активной и реактивной мощностей в отдельных звеньях сети;

·  применение рациональных схем питания потребителей, которые позволяют осуществлять более экономичную загрузку ЛЕП и трансформаторов;

·  рационализация энергохозяйств предприятий – улучшение cosφ, правильный выбор мощности и загрузка электродвигателей.

Источник: https://pandia.ru/text/78/372/1089.php

Biz-books
Добавить комментарий