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 ( 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.
- 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.
- 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):
- 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.
Для понимания процесса следует ознакомиться с основными характеристиками TM 630-6-0,4.
Теперь переходим к расчету.
Список использованной литературы
- Ю. Железко «Потери электроэнергии. Реактивная мощность. Качество электроэнергии: Руководство для практических расчетов» 2009
- Поспелов Г.Е. «Потери мощности и энергии в электрических сетях» 1981
- Шведов Г.В., Сипачева О.В., Савченко О.В. «Потери электроэнергии при ее транспорте по электрическим сетям: расчет, анализ, нормирование и снижение» 2013
- Фурсанов М.И. «Определение и анализ потерь электроэнергии в электрических сетях энергосистем» 2005
Лекция № 7
Потери мощности и электроэнергии в элементах сети
План.
-
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– 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 нагрузкойIплотность тока на единицу длины составитI/L. При погонном
активном сопротивленииr0
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.
Соседние файлы в предмете [НЕСОРТИРОВАННОЕ]
- #
- #
- #
- #
- #
- #
- #
- #
- #
- #
- #
Многие СНТ, оплачивающие электроэнергию по общему счётчику, стоят перед вопросом, а не слишком ли много потерь во внутренней электросети им приходится оплачивать? Может, приходится оплачивать не только технологические потери, но и воровство ушлых соседей?
Потери вполне можно оценить расчётом, и сейчас я расскажу, как это сделать. Существует несколько методов теоретического расчёта. Наиболее простым и доступным для широкого круга потребителей мне видится метод расчёта по формулам, изложенным в книге Ю.С. Железко, А.В. Артемьев, О.В. Савченко «Расчёт, анализ и нормирование потерь электроэнергии в электрических сетях», Москва, ЗАО «Издательство НЦЭНАС», 2008 (приложение 2). Его и рассмотрим в этой статье.
О расчёте потерь в однофазных отводах и линиях я рассказывал в предыдущей статье. Сейчас я расскажу о том, как правильно оценить потери в трёхфазных магистральных линиях и трёхфазных отводах. Как и в прошлый раз, расчёт будет включать в себя 4 этапа.
Расчёт сопротивления провода
Сначала посчитаем сопротивление провода (Ом/м) по формуле:
Предположим, магистральная линия селана СИПом сечением 35 мм². СИП — алюминиевый провод. Итого получаем 0,0287 / 35 = 0,00082 Ом/м.
При желании в удельное сопротивление материала провода можно ввести поправку на его температуру под нагрузкой. В данном случае взято сопротивление материала при 20°С.
Расчёт эквивалентного сопротивления линии
Поскольку магистральные линии имеют распределённую нагрузку, то рассчитывается не настоящее сопротивление линии, а эквивалентное, учитывающее эту неравномерность:
Предположим, длина магистральной линии от трансформатора до последней опоры равна 340 метров. Пусть коэффициент распределения нагрузки будет 2,5 (трансформатор стоит чуть в стороне, и от него до первого отвода есть метров 80-90).
Таким образом, эквивалентное сопротивление такой линии будет:
0,00082 * 340 / 2,5 = 0,112 Ом
Замечу, что для трёхфазной линии мы рассчитываем сопротивление только одного провода, а не суммируем длины всех четырёх проводов. Эти особенности учтены в последующих формулах расчёта.
Расчёт квадрата коэффициента формы графика нагрузки
Квадрат коэффициента формы графика нагрузки — это промежуточный параметр, который также потребуется нам в итоговой расчётной формуле.
При отсутствии исходных данных о коэффициенте заполнения графика нагрузки, в промышленных сетях допускается использовать коэффициент 0,5. Однако в СНТ ввиду сезонного и других факторов этот коэффициент может достигать значений 0,1 и даже менее (низкая плотность, высокие нагрузки).
В нашем случае используем коэффициент 0,2. Тогда квадрат коэффициента будет равен (1 + 2 * 0,2) / (3 * 0,3) = 2,33.
Расчёт потерь за расчётный период
Теперь осталось посчитать потери за расчётный период (Вт*ч):
Давайте посчитаем годовые потери в магистральной линии. Пусть годовое потребление по этой линии равно 51000 кВт*ч, а коэффициент мощности в сети 0,9 (при этом tg φ = 0,48):
(51000² * (1 + 0,48²) * 2,33) / (24 * 365 * 0,4²) * 0,112 = 600 кВт*ч
600 кВт*ч — это 1,2% от годового потребления 51000 кВт*ч (600 / 51000 * 100).
Таким образом, потери в магистральной линии составляют 1,2% от электроэнергии, отданной в неё.
Заключение
Внимание! Никакой теоретический расчёт, конечно, не может являться точным. Он может быть лишь оценочным, для приблизительного представления самого порядка технологических потерь.
Повысить точность расчёта можно, например, введя температурную поправку на удельное сопротивление материала провода в связи с его повышенной температурой при работе под нагрузкой. Также можно более точно подогнать коэффициент заполнения графика нагрузок именно под ваше СНТ, хотя это не всегда осуществимо.
Для облегчения расчётов мною написана специальная программа под Windows для расчёта электропотерь:
Скачать её можно с официальной страницы:
http://макс.мск.рус/products/losses/losses.html
На последней вкладке имеется подробная встроенная справка. Также в программе можно произвести расчёт потерь в однофазных отводах (вторая вкладка). На третьей вкладке имеется калькулятор эквивалентной длины провода. Надеюсь, программа окажется вам полезной.
Спасибо за то, что дочитали статью до конца. Если вы посчитаете информацию полезной, отметьте её, пожалуйста, лайком! Напишите свои мысли в комментариях. Подписывайтесь на мой канал. Спасибо и удачи!
Определить потери электроэнергии за год в трехфазной воздушной линии напряжением 6 кВ, питающее промышленное предприятие с трехсменной работой.
Исходные данные:
- Номинальное напряжение линии – Uном. = 6 кВ;
- Длина линии – l = 8,2 км;
- Марка провода — АС95;
- Максимальная мощность, передаваемая по линии – Рмакс. = 830 кВт;
- Коэффициент мощности – cosϕ = 0,8.
Решение
Потери электроэнергии для проектируемого объекта можно рассчитать двумя способами или по величине среднеквадратичного тока Iср с учетом времени включения линии Тв, или по максимальному току Iмакс. при времени потерь τ.
Вариант I
1. Определяем общее активное сопротивление линии:
R = r0*l = 0,33*8,2 = 2,7 Ом
где: r0 = 0,33 Ом/км – активное сопротивление провода АС95, определяется по таблице 1.11 [Л2, с.17].
2. Определяем годовой расход при максимальной нагрузке по выражению 4.52 [Л1, с. 116]:
W = Tмакс.*Рмакс. = 6000*830 = 4980*103 кВт*ч
3. Определяем среднеквадратичный ток, который представляет собой эквивалентный ток, который, проходя за время Тв (сутки, месяц, год), вызывает те же потери мощности и электроэнергии, что и действительный, изменяющийся за то же время ток, по выражению 4.46-4.47 [Л1, с. 115]:
где:
- kф = 1,05-1,1 – коэффициент формы определяется с достаточной для практических расчетов точностью по данным проектных организаций при любом числе (более двух) токоприемников с длительным режимом работы и числом токоприемников более двадцати с повторно-кратковременным режимом.
- Тв = 8760 ч – время включение линии за год.
4. Определяем потери электроэнергии за год по выражению 4.48 и 4.49 [Л1, с. 115]:
5. Определяем потери активной электроэнергии в процентном соотношении:
Вариант II
Потерю электроэнергии можно определить иным способ, если известен годовой расход электроэнергии W = 4980*103 кВт*ч.
1. Определяем время использования максимума нагрузки Тмакс. исходя из характера производства и сменности работы потребителя составляет в среднем в год (ч) согласно [Л1, с. 116]:
- Для осветительных нагрузок – 1500 – 2000;
- Для односменных предприятий – 1800 – 2500;
- Для двухсменных предприятий – 3500 – 4500;
- Для трехсменных предприятий – 5000 – 7000;
Принимаем Тмакс. = 6000 ч – для трехсменных предприятий.
2. По графику, представленному на рис.4.8 [Л1, с. 116] определяем время потерь τ = 4700 ч, исходя из cosϕ = 0,8 и времени использования максимума нагрузки Тмакс. = 6000 ч.
3. Определяем максимальный ток за рассматриваемый промежуток времени (сутки, год) по выражению 4.53 [Л1, с. 117]:
4. Определяем потери электроэнергии за год по выражению 4.54 [Л1, с. 115]:
Как мы видим в данном случае результаты расчетов совпали, но может так получится, что у вас результаты расчетов могут не много отличатся друг от друга, связано это с погрешностью при определении времени потерь τ и коэффициента формы kф.
Литература:
- Электроснабжение промышленных предприятий и установок. Третье издание. Б.Ю. Липкин. 1981 г.
- Справочник по проектированию электроснабжению. Ю.Г. Барыбина. 1990 г.
Всего наилучшего! До новых встреч на сайте Raschet.info.
Методика расчёта технологических потерь электроэнергии
в линии электропередач ВЛ-04кВ садоводческого товарищества
До какого-то определённого времени необходимость расчёта технологических потерь в линии электропередач, принадлежащей СНТ, как юридическому лицу, или садоводам, имеющим садовые участки в границах какого-либо СНТ, была не нужна. Правление даже не задумывалось об этом. Однако дотошные садоводы или, скорее, сомневающиеся, заставили ещё раз бросить все силы на способы вычисления потерь электроэнергии вЛЭП. Самый простой путь, безусловно — это тупое обращение в компетентную компанию, то бишь, электроснабжающую или мелкую фирмочку, которые и смогут рассчитать для садоводов технологические потери в их сети. Сканирование Интернета позволило разыскать несколько методик расчёта энергопотерь во внутренней линии электропередач применительно к любому СНТ. Их анализ и разбор необходимых значений для вычисления конечного результата позволил отбросить те из них, которые предполагали замер специальных параметров в сети с помощью специального оборудования.
Предлагаемая Вам для использования в садоводческом товариществе методика основана на знании основ передачи электроэнергии по проводам базового школьного курса физики. При её создании были использованы нормы приказа Минпромэнерго РФ № 21 от 03.02.2005 г. «Методика расчёта нормативных потерь электроэнергии в электрических сетях», а также книга Ю.С Железко, А.В Артемьева, О.В. Савченко «Расчёт, анализ и нормирование потерь элекроэнергии в электрических сетях», Москва, ЗАО «Издательство НЦЭНАС», 2008.
Основа для рассматриваемого ниже расчёта технологических потерь в сети взята вот отсюда Методика расчёта потерь Ратуша А. Вы можете воспользоваться ею, изложенной далее. Разница у них в том, что здесь на сайте мы вместе разберём упрощенную методику, которая на простом, вполне реально существующем ТСН «Простор», поможет понять сам принцип применения формул и порядок подстановки в них значений. Далее Вы сможете самостоятельно рассчитать потери для своей существующей в ТСН электросети с любой конфигурацией и сложностью. Т.е. страница адаптирована к ТСН.
1. Исходные условия для расчётов.
= В линии электропередач используется провод СИП-50, СИП-25, СИП-16 и немного А-35 (алюминиевый, сечением 35мм², открытый без изоляции);
= Для простоты расчёта возьмём усреднённое значение, провод А-35.
У нас в садоводческом товариществе провода разного сечения, что чаще всего и бывает. Кто хочет, разобравшись с принципами расчётов, сможет посчитать потери для всех линий с разным сечением, т.к. сама методика предполагает производство расчёта потерь электроэнергии для одного провода, не 3 фаз сразу, а именно одного (одной фазы).
= Потери в трансформаторе (трансформаторах) не учитываются, т.к. общий счётчик потребляемой электроэнергии установлен после трансформатора;
= Потери трансформатора и подключения к высоковольтной линии нам рассчитала энергоснабжающая организация «Саратовэнерго» а именно РЭС Саратовского района, в поселке «Тепличный». Они составили в среднем (4,97%) 203 кВт.ч в месяц.
= Расчёт производится для выведения максимальной величины потерь электроэнергии;
Произведённые расчёты для максимального потребления помогут перекрыть те технологические потери, к-е не учтены в методике, но, тем не менее, всегда присутствуют. Эти потери достаточно сложно вычислить. Но, так как, они, всё-таки, не так значительны, то ими можно пренебречь.
= Суммарная присоединённая мощность в СНТ достаточна для обеспечения максимальной мощности потребления;
Исходим из того, что при условии включения всеми садоводами своих выделенных каждому мощностей, в сети не происходит снижения напряжения и выделенной электро снабжающей организацией электрической мощности достаточно, чтобы не сгорели предохранители или не выбило автоматы защитного отключения. Выделенная электрическая мощность обязательно прописана вДоговоре электроснабжения.
= Величина годового потребления соответствует фактическому годовому потреблению электроэнергии в СНТ — 49000 кВт/ч;
Дело в том, что, если суммарно садоводы и электроустановки СНТ превышают выделяемое на всех количество электроэнергии, то соответственно расчёт технологических потерь должен уточняться для другого количества потребленных кВт/ч. Чем больше СНТ съест электроэнергии, тем больше будут и потери. Корректировка расчётов в этом случае необходима для уточнения величины платежа за технологические потери во внутренней сети, и последующего утверждения её на общем собрании.
= К электрической сети, через 3 одинаковых по параметрам фидера (длина, марка провода (А-35), электрическая нагрузка), подключено 33 участка (домов).
Т.е. к распределительному щиту СНТ, где расположен общий трёхфазный счётчик, подключены 3 провода (3 фазы) и один нулевой провод. Соответственно к каждой фазе подключены равномерно по 11 домов садоводов, всего 33 домов.
= Длина линии электропередач в СНТ составляет 800 м..
- Расчёт потерь электроэнергии по суммарной длине линии.
Для расчёта потерь используется следующая формула:
ΔW = 9,3 . W² . (1 + tg²φ)·Kф²·KL .L
Д F
ΔW — потери электроэнергии в кВт/ч;
W — электроэнергия, отпущенная в линию электропередач за Д (дней), кВт/ч (в нашем примере 49000 кВт/ч или 49х106Вт/ч);
Кф — коэффициент формы графика нагрузки;
КL — коэффициент, учитывающий распределённость нагрузки по линии (0,37 — для линии с рапределённой нагрузкой, т.е. на каждую фазу из трёх подключены по 11 домов садоводов);
L — длина линии в километрах ( в нашем примере 0,8 км);
tgφ — коэффициент реактивной мощности (0,6);
F — сечение провода в мм²;
Д — период в днях (в формуле используем период 365 дней);
Кф² — коэффициент заполнения графика, рассчитывается по формуле:
Kф² = (1 + 2Кз)
3Kз
где Кз — коэффициент заполнения графика. При отсутствии данных о форме графика нагрузки обычно принимается значение — 0,3; тогда: Kф² = 1,78.
Расчёт потерь по формуле выполняется для одной линии фидера. Их 3 по 0,8 километра.
Считаем, что общая нагрузка равномерно распределена по линиям внутри фидера. Т.е. годовое потребление по одной линии фидера равно 1/3 от общего потребления.
Тогда: Wсум. = 3 * ΔW в линии.
Отпущенная садоводам электроэнергия за год составляет 49000 кВт/ч, тогда по каждой линии фидера: 49000 / 3 = 16300 кВт/ч или16,3·106Вт/ч — именно в таком виде значение присутствует в формуле.
ΔWлинии=9,3 . 16,3²·106 . (1+0,6²)·1,78·0,37 . 0,8 =
365 35
ΔWлинии= 140,8 кВт/ч
Тогда за год по трём линиям фидера: ΔWсум. = 3 х 140,8 = 422,4 кВт/ч.
- Учёт потерь на вводе в дома.
При условии, что все приборы учета потребляемой энергии размещены на опорах ЛЭП, то длина провода от точки присоединения линии, принадлежащей садоводу до его индивидуального прибора учёта составит всего 6 метров (общая длина опоры 9 метров).
Сопротивление провода СИП-16 (самонесущий изолированный провод, сечением 16 мм²) на 6 метров длины составляет всего R = 0,02ом.
Pввода= 4 кВт (примем за расчётную разрешённую электрическую мощность для одного дома).
Рассчитываем силу тока для мощности 4 кВт: Iввода = Pввода/220 = 4000Вт / 220в = 18 (А).
Тогда: dPввода = I² x Rввода = 18² х 0,02 = 6,48Вт — потери за 1 час при нагрузке.
Тогда суммарные потери за год в линии одного подключённого садовода: dWввода = dPввода x Д (часов в год) х Кисп.макс. нагрузки = 6,48 x 8760 x 0,3 = 17029 Вт/ч (17,029 кВт/ч).
Тогда суммарные потери в линиях 33 подключённых садоводов за год составят:
dWввода = 33 х 17,029 кВт/ч = 561,96 кВт/ч
- Учёт суммарных потерь в ЛЭП за год:
ΔWсум. итог = 561,96 + 422,4 = 984,36 кВт/ч
ΔWсум.%= ΔWсум / Wсум x 100%= 984,36/49000 х 100%= 2%
Итого: Во внутренней воздушной ЛЭП СНТ протяжённостью 0,8 километра (3 фазы и ноль), проводе сечением 35мм², подключёнными 33 домами, при общем потреблении 49000 кВт/ч электроэнергии в год потери составят 2%
Ссылка на источник http://tcn-prostor.umi.ru/uslugi/raschyot_poter_elektroenergii/
