Расчет потерь в электрических сетях реферат

Обновлено: 04.07.2024

Структура потерь электроэнергии в электрических сетях. Технические потери электроэнергии. Методы расчета потерь электроэнергии для сетей. Программы расчета потерь электроэнергии в распределительных электрических сетях. Нормирование потерь электроэнергии.

Подобные документы

Автоматизированная информационно-измерительная система "Телеучет". Автоматизированный коммерческий учет электроэнергии субъектов оптового рынка электроэнергии. Состав технических средств. Розничный рынок электроэнергии. Тарифы на электрическую энергию.

курсовая работа, добавлен 31.05.2013

Технологический процесс производства электроэнергии на электростанциях. Виды регулирования напряжения в трансформаторах. Построение схем электрических соединений и конструкции распределительных устройств. Отличие турбогенератора от гидрогенератора.

контрольная работа, добавлен 08.01.2011

Способ хищения электроэнергии "Ноль" для однофазных и трехфазных счетчиков. Способ хищения электроэнергии "Генератор": детали, конструкция, наладка. Способ хищения электроэнергии "Фаза розетка". Меры по обнаружению и предотвращению хищения электроэнергии.

реферат, добавлен 09.11.2010

Систематизация и расчёт электрических нагрузок и годовых расходов электроэнергии. Расчёт силовых электрических нагрузок. Определение годовых расходов электроэнергии. Выбор конструктивного исполнения заводской сети. Выбор мощности конденсаторов.

курсовая работа, добавлен 06.05.2014

Расчет и оценка показателей режима электрической сети, емкостных токов, токов короткого замыкания в электрической сети 6–20 кВ. Оценка потерь энергии. Оптимизация нормальных точек разрезов в сети. Загрузка трансформаторных подстанции и кабельных линий.

курсовая работа, добавлен 17.04.2012

Выбор генераторов, силовых трансформаторов, электрических аппаратов и токоведущих частей, схемы собственных нужд, ошиновки. Расчет потерь электроэнергии, токов короткого замыкания. Описание конструкции открытого распределительного устройства 220 кВ.

курсовая работа, добавлен 02.06.2015

Особенности формирования системы электроснабжения промышленных предприятий. Характеристика потребителей электроэнергии. Методы расчета электрических нагрузок. Расчет силовой электрической нагрузки напряжением до 1000В. Потери мощности в трансформаторах.

контрольная работа, добавлен 05.04.2012

Составление схемы замещения электрической сети и расчет её параметров. Определение технических потерь и их структуры в элементах сети по методу средних нагрузок. Вычисление показателей развёрнутого баланса на основе показаний счётчиков электроэнергии.

контрольная работа, добавлен 13.12.2013

Выбор номинальных напряжений сети. Определение сопротивлений и проводимостей линий электропередач и трансформаторов. Расчет потерь мощностей, падений напряжения. Полные схемы электрических соединений. Себестоимость передачи и распределения электроэнергии.

курсовая работа, добавлен 11.06.2014

Передача электроэнергии от электростанции к потребителям как одна из задач энергетики. Эффективность передачи электроэнергии на расстояние. Тенденция к увеличению напряжения как к главному средству повышения пропускной способности линии электропередач.

Потеря напряжения в системе электроснабжения - величина, равная разности между установившимися значениями действующего напряжения, измеренными в двух точках системы электроснабжения (ГОСТ 23875-88 "Качество электрической энергии. Термины и определения"), например, алгебраическая разница между напряжением в начале (например, у источника питания) и в конце (на зажимах электроприемника)линии.

Работа содержит 1 файл

Потеря напр.в эл. сетях.docx

Потери напряжения в электрических сетях

Интересует нормирование потери напряжения в линиях на различных участках электрической сети:

ЦП – ТП (РТП) – ВРУ (ГРЩ) – ЩО (ЩР или ЩС) – н.у. лампа ЭО (самый мощный н.у. ЭП).

Принятые сокращения (определения см. в главе 7.1 ПУЭ и в конце этой статьи):
a
ТЭО – технико-экономическое обоснование,

ЦП – центр питания,
ТП – трансформаторная подстанция,

РТП – распределительная трансформаторная подстанция,

ВРУ – вводно-распределительное устройство,

ГРЩ – главный распределительный щит,

ЩО – щиток рабочего освещения,

ЩАО – щиток аварийного освещения,

ЩР – щит распределительный,

ЩС – щит силовой,

н.у. – наиболее удалённый(ая),

р.л. – распределительная линия,

гр.л. – групповая линия,

д.з.у.о.н. – допустимые значения установившегося отклонения напряжения.

На вторичных обмотках трансформаторов ТП напряжение 0,4кВ (п. 1.2.23 ПУЭ 7-го изд.), т.е. 105% от номинального напряжения электрической сети 0,38кВ (ГОСТ 721 и ГОСТ 21128). Имеем от шин ТП до ВРУ “располагаемую” потерю напряжения в нормальном режиме 5% - среднее значение в пределах 4-6% (п. 5.2.4 РД 34.20.185-94). Нормально допус тимые значения установившегося отклонения напряжения на зажимах ЭП ±5% от номинального напряжения сети (п. 5.2 ГОСТ 13109-97).

Имеем “располагаемую” потерю напряжения ≈10% от шин РУ 0,4кВ ТП до н.у. ЭП, но рекомендуется, чтобы суммарные потери напряжения от шин ТП до н.у. лампы ЭО не превышали 7,5% (СП 31-110-2003). Значит, если от шин 0.4кВ ТП до ВРУ - 5%, то на участке от ВРУ до н.у. лампы ЭО не более 2.5%, а для остальных ЭП потери в ЭУ зданий не должны превышать 4% (ГОСТ Р 50571.15-97):

от шин ТП до ВРУ - 5% (380В);
от шин ТП до н.у. лампы ЭО - 7,5% (370В);
от шин ТП до н.у. ЭП - 9% (364,8В).

А потери напряжения в ЭУ здания на различных участках электрической сети, т.е. р.л. и гр.л. (см.столбцы "b" и "c" табл.1), не нормируются и выбираются исходя из конкретных условий, ТЭО и т.д. С точки зрения уменьшения трудоёмкости проектирования, потери напряжения на различных участках электрической сети, на мой взгляд, можно принять следующими, от ВРУ до:

н.у. лампы ЭО не более 2.5%, из них
- р.л. до ЩО – 0,5%,
- гр.л. до н.у. ламп ЭО – 2%.
- р.л. до ЩР – 2%,
- линии до н.у. ЭП – 2%.
Для цепей напряжения счетчиков учета электроэнергии – 0,5% (РМ-2559).

Потерю напряжения в каждой групповой линии (при равных сечениях проводников) в сетях внутреннего ЭО и штепсельных розеток рассчитывать не требуется, т.к. нет действующих руководящих документов, обязывающих делать такой расчет, который необходим только для выявления значений при наихудших условиях, т.е. для н.у. лампы ЭО и самой нагруженной линии н.у. ЭП.

По опыту проектирования потери напряжения во внутриквартирных групповых линиях общего освещения могут приниматься равными 1-0,8 % (Тульчин И.К., Нудлер Г.И., Электрические сети и электрооборудование жилых и общественных зданий - 2-е изд., М.: Энергоатомиздат, 1990; см. табл. 16,1 "Пределы допустимых потерь напряжения, при которых параметры электрической сети имеют значения, близкие к оптимальным" на стр. 253).

Рекомендуемые допустимые потери напряжения и

обязательные нормально допусти мые значения установившегося отклонения напряжения
в нормальном режиме в электрических сетях 0,4/0,23 кВ.

На шинах н/н ТП в период наименьших нагрузок сетей не выше 100% номинального напряжения (п. 1.2.23 ПУЭ 7-го изд.) и потери напряжения, зависящие от мощностей нагрузки в сетях, пропорционально уменьшаются.

Но это еще не все! Нужно сделать расчет на потери напряжения в послеаварийном режиме, чтобы не выйти за предельно допустимые значения установившегося отклонения напряжения (ГОСТ 13109-97): ±10% от номинального напряжения электрической сети по ГОСТ 721 и ГОСТ 21128 (номинальное напряжение). Расчет на потери напряжения в послеаварийном режиме м.б. актуален, например, для взаиморезервируемых кабельных линий.

ежегодное приложение “Вопрос-ответ“, приложение к журналу № 6(48) 2007.

У проектировщиков существует немало разногласий в понимании СП 31-110-2003, п. 7.23. Отклонение напряжения от номинального на зажимах силовых электроприемников и н.у. ламп ЭО не должно превышать 5% в норм. режиме, а от шин ТП до н.у. ламп ЭО – 7,5%. Значит, ВРУ – н.у. ламп ЭО – 5% от 380/220 В, но тогда от ТП до ВРУ необходимо подавать повышенное напряжение, чтобы с учетом потерь на этой линии (2,5%) получить во ВРУ номинальное значение напряжения.

первого абзаца является обязательным,

третьего абзаца – рекомендуемым.

В соответствии с указаниями п. 1.2.23 ПУЭ 7-го изд., напряжение на шинах напряжением 3–20 кВ электростанций и подстанций должно поддерживаться не ниже 105% номинального в период наибольших нагрузок и не менее 100% номинального в период наименьших нагрузок в этих сетях.

С учетом этих исходных положений необходимо производить проверку выбранных по другим условиям сечений проводников. Потеря напряжения в линиях в нормальном режиме должна быть такой, чтобы на зажимах наиболее удаленного электроприемника напряжение как при наибольших, так и при наименьших нагрузках оказывалось в пределах ±5% номинального. При выполнении проверки сечений выбранных проводников по потере напряжения необходимо учитывать положение переключателя ответвлений на трансформаторных подстанциях напряжением 6–10/0,4 кВ.

Виктор Шатров, референт Ростехнадзора.

ПУЭ 7-го издания.

Уровни и регулирование напряжения, компенсация реактивной мощности.

1.2.22. Для электрических сетей следует предусматривать технические мероприятия по обеспечению качества электрической энергии в соответствии с требованиями ГОСТ 13109.

1.2.23. Устройства регулирования напряжения должны обеспечивать поддержание напряжения на шинах напряжением 3-20 кВ электростанций и подстанций, к которым присоединены распределительные сети, в пределах не ниже 105 % номинального в период наибольших нагрузок и не выше 100% номинального в период наименьших нагрузок этих сетей. Отклонения от указанных уровней напряжения должны быть обоснованы.

1.2.24. Выбор и размещение устройств компенсации реактивной мощности в электрических сетях производятся исходя из необходимости обеспечения требуемой пропускной способности сети в нормальных и послеаварийных режимах при поддержании необходимых уровней напряжения и запасов устойчивости.

Нормы качества электрической энергии в системах ЭС общего назначения.

5.2. Отклонение напряжения.

Отклонение напряжения характеризуется показателем установившегося отклонения напряжения, для которого установлены следующие нормы:

- нормально допустимые и предельно допустимые значения установившегося отклонения напряжения δUу на выводах приемников электрической энергии равны соответственно +/- 5 и +/- 10% от номинального напряжения электрической сети по ГОСТ 721 и ГОСТ 21128 (номинальное напряжение);

- нормально допустимые и предельно допустимые значения установившегося отклонения напряжения в точках общего присоединения потребителей электрической энергии к электрическим сетям напряжением 0,38 кВ и более должны быть установлены в договорах на пользование электрической энергией между энергоснабжающей организацией и потребителем с учетом необходимости выполнения норм настоящего стандарта на выводах приемников электрической энергии.

Инструкция по проектированию городских электрических сетей.

Гл. 5.2 Уровни и регулирование напряжения, компенсация реактивной мощности

5.2.4. Предварительный выбор сечений проводов и кабелей допускается производить исходя из средних значений предельных потерь напряжения в нормальном режиме: в сетях 10(6) кВ не более 6 %, в сетях 0,38 кВ (от ТП до вводов в здания) не более 4-6 %.

Большие значения относятся к линиям, питающим здания с меньшей потерей напряжения во внутридомовых сетях (малоэтажные и односекционные здания), меньшие значения - к линиям, питающим здания с большей потерей напряжения во внутридомовых сетях (многоэтажные многосекционные жилые здания, крупные общественные здания и учреждения).

Проектирование и монтаж электроустановок жилых и общественных зданий.

7. Схемы электрических сетей.

7.23 Отклонения напряжения от номинального на зажимах силовых электроприемников и наиболее удаленных ламп электрического освещения не должны превышать в нормальном режиме ±5 %, а предельно допустимые в послеаварийном режиме при наибольших расчетных нагрузках - ±10 %. В сетях напряжением 12-50 В (считая от источника питания, например понижающего трансформатора) отклонения напряжения разрешается принимать до 10 %.

Для ряда электроприемников (аппараты управления, электродвигатели) допускается снижение напряжения в пусковых режимах в пределах значений, регламентированных для данных электроприемников, но не более 15 %.

С учетом регламентированных отклонений от номинального значения суммарные потери напряжения от шин 0,4 кВ ТП до наиболее удаленной лампы общего освещения в жилых и общественных зданиях не должны, как правило, превышать 7,5 %.

Размах изменений напряжения на зажимах электроприемников при пуске электродвигателя не должен превышать значений, установленных ГОСТ 13109.

ГОСТ Р 50571.15-97 (МЭК 364-5-52-93) Электроустановки зданий.

Часть 5. Выбор и монтаж электрооборудования. Глава 52. Электропроводки.

525. Потери напряжения в электроустановках зданий.

Потери напряжения в электроустановках зданий не должны превышать 4% от номинального напряжения установки. Временно действующие условия, например переходные процессы и колебания напряжения, [вызванные неправильной (ошибочной) коммутацией,] не учитываются.

МЭК 60364-7-714-1996, IEC 60364-7-714 (1996) Электрические установки зданий.
Часть 7. Требования к специальным установкам или помещениям.
Раздел 714. Наружные осветительные установки.
в свободном переводе автора статьи:
714.512. Падение напряжения в нормальных рабочих условиях должно быть совместимо с условиями, возникающими от пускового тока ламп.

Правила технической эксплуатации электрических станций и сетей РФ.

5. Электрическое оборудование электростанций и сетей.

5.12.7. Сеть освещения электростанций должна получать питание через стабилизаторы или от отдельных трансформаторов, обеспечивающих возможность поддержания напряжения освещения в необходимых пределах.

Напряжение на лампах должно быть не выше номинального. Понижение напряжения у наиболее удаленных ламп сети внутреннего рабочего освещения, а также прожекторных установок должно быть не более 5% номинального напряжения; у наиболее удаленных ламп сети наружного и аварийного освещения и в сети 12-42 В не более 10% (для люминесцентных ламп не более 7,5%).

ГОСТ Р МЭК 60204-1-99 (МЭК 60204-1) Безопасность машин.
Электрооборудование машин и механизмов. Общие требования.
13 Кабели и провода.
13.5 Падение напряжения на проводах
В нормальных рабочих условиях падение напряжения на участке от источника питания до места приложения нагрузки не должно превышать 5 % от номинального.

Инструкция по проектированию учета электропотребления в жилых и общественных зданиях.

5.15. Сечение и длина проводов и кабелей, используемых для цепей напряжения счетчиков, должны выбираться так, чтобы потеря напряжения составляла не более 0,5 % номинального напряжения.

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.

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.
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):

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:

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

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

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

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

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

Проблема потерь электроэнергии и их расчёта волнует энергетиков уже очень долго, так как потери — это один из основных показателей эффективности работы энергоснабжающих организаций. Этот показатель хорошо дает понять о накапливающихся проблемах, требующих безотлагательного решения в развитии, реконструкции и техническом перевооружении электрических сетей. Несмотря на это, в настоящее время выпускается очень мало учебной литературы по данной теме, что неблаготворно сказывается на уровне знаний будущих специалистов. Но при этом публикуется достаточно большое количество научных статей, где уточняются старые данные и предлагаются новые решения проблем, связанных с расчетом, нормированием и снижением потерь электроэнергии, дает наиболее обширное и полное представление о рассматриваемой теме, её особенностях, а также об актуальных проблемах, существующих на данный момент времени.

Современная классификация потерь электроэнергии.

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

Некоторые составляющие ФПЭ были объединены между собой и получили название технологические потери электроэнергии при ее передаче по электрическим сетям потребителям (ТПЭ). К ним можно отнести:
1. Потери в линиях электропередачи (ЛЭП) и оборудовании электрических сетей, связанные с физическими процессами, происходящими в этом оборудовании при передаче электроэнергии в соответствии с их техническими характеристиками и режимами работы, расход электроэнергии на собственные нужды подстанций (технические потери);
2. Потери, вызванные погрешностью системы учета электроэнергии при ее измерении.
Условно-постоянные потери — это часть технических потерь, не зависящая от передаваемой мощности. Они включают в себя:
1. Потери мощности на холостой ход силовых трансформаторов;
2. Потери на корону в ВЛ 110 кВ и выше, а также потери от токов утечки по изоляторам ЛЭП и на плавку гололёда;
3. Потери в компенсирующих устройствах, шунтирующих реакторах, соединительных проводах, изоляции кабелей и сборных шинах распределительных устройств подстанций;
4. Потери в вентильных разрядниках, ограничителях перенапряжения и в устройствах присоединений высокочастотной связи;
5. Потери в системе учета электроэнергии и расход электроэнергии на собственные нужды подстанций.
Тут можно выделить, что потери обусловленные погрешностью системы учета, определяются в зависимости от погрешностей трансформаторов тока, трансформаторов напряжения, счетчиков и соединительных проводов.

Нагрузочные (переменные) потери— это потери в электроустановках зависящие от передаваемой по ним нагрузки.

Разность между ФПЭ и ТПЭ соответствует нетехническим потерям, которые в свою очередь получили название коммерческие потери энергии (КПЭ).

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

Рис. 1. Структура потерь электроэнергии в электрических сетях

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

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

К условно-постоянным потерям отнесены также потери на коронирование проводов и токи утечки по изоляции воздушных ЛЭП [3, с. 156]. В отличие, например, от потерь холостого хода трансформаторов, действительно относительно стабильных во времени в силу относительной стабильности напряжения, эти потери отнесены к условно-постоянным только в силу сложности их точного расчета. На самом деле эти потери в течение года могут меняться очень значительно в зависимости от погодных условий и рабочего напряжения ЛЭП. Эти потери можно выделить в отдельную группу климатических потерь в составе технических ПЭ.

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

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

Появление КПЭ обуславливает следующая группа факторов:
1. Способы расчета полезного отпуска;
2. Контроль за потреблением энергии;
3. Покупательная способность населения;
4. Погрешности расчета составляющих технологических потерь.
Исходя из выше изложенного, следует отметить, что современная классификация составляющих потерь электроэнергии в электрических сетях является более детализированной и обоснованной в отличии от классификации, применявшейся ранее, например в 80-е годы прошлого века [2, с. 9]. Тогда было принято выделять технические потери (технологический расход энергии на ее передачу по электрическим сетям) в составе нагрузочных потерь и потерь холостого хода, а также коммерческие потери, включавшие потери, обусловленные как несовершенством систем измерения, так и субъективными факторами, такими как хищения электроэнергии.

Обзор методов расчета составляющих потерь электроэнергии.

Известно, что технологические ПЭ определяются расчетным путем. Методы расчета ТПЭ довольно многочисленны и разнообразны. Особенно многочисленна группа методов расчета нагрузочных потерь. Это многообразие связано с отличием в информационном обеспечении сетей различных классов (межсистемные связи, замкнутые и радиальные сети, сети 0,38 кВ) и вида расчетов (ретроспективные по данным эксплуатации, оперативные или перспективные). За прошедшие годы разработано значительное число методов расчета ТПЭ.

Современной же инструкцией [1, с. 14] для расчета нагрузочных потерь регламентированы следующие методы, расположенные в порядке снижения точности расчета:
1. Оперативных расчетов;
2. Расчетных суток;
3. Средних нагрузок;
4. Числа часов наибольших потерь мощности;
5. Оценки потерь по обобщенной информации о схемах и нагрузках сети.
Методов расчета ряда составляющих коммерческих потерь электроэнергии до настоящего времени не существует. К таким составляющим, исходя из классификации, относятся:

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

Как было отмечено выше, наиболее многочисленны методы расчета нагрузочных потерь энергии, которые в действующей инструкции [1, с. 56] представлены пятью основными подходами. Два последних метода (числа часов наибольших потерь мощности и оценки потерь по обобщенной информации о схемах и нагрузках сети) не представляют интереса с точки зрения их применения в автоматизированных системах, использующих информационные возможности АСДУ и АИИС КУЭ.

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

Обзор современного состояния проблем расчета и анализа потерь электроэнергии позволяет сделать следующие выводы:
1. Современная классификация составляющих ПЭ, намного более проработанная и детальная, по сравнению с применявшейся в прошлом веке, но все же не лишена недостатков и требует дальнейшего уточнения и доработки.
2. Насущной становится необходимость проработки математического аппарата, моделей и методов корректного использования информации АСДУ и АИИС КУЭ, создания новых и адаптации существующих алгоритмов и программного обеспечения, для чего необходимо создание методов расчета потерь энергии, позволяющих использовать информационные возможности АИИС КУЭ.
Основные термины (генерируются автоматически): потеря, сеть, метод расчета, потеря мощности, расход электроэнергии, собственная нужда подстанций, технологическая потеря электроэнергии, электрическая энергия, прошлый век, холостой ход.

Читайте также:

Расчет потерь в электрических сетях реферат

Подобные документы

Работа содержит 1 файл

Потеря напр.в эл. сетях.docx

Виды и структура потерь

Основные причины потерь электроэнергии

Расходы на поддержку работы подстанций

Коммерческая составляющая

Понятие норматива потерь

Кто платит за потери электричества?

Способы уменьшения потерь в электрических сетях

Методика и пример расчета потерь электроэнергии