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
Расчёт потерь напряжения в кабеле онлайн. Потеря напряжения в кабеле – величина, равная разности между установившимися значениями действующего напряжения, измеренными в двух точках системы электроснабжения (по ГОСТ 23875-88).
При равенстве сопротивлений Zп1=Zп2=Zп3 и Zн1=Zн2=Zн3 ток в нулевом проводе отсутствует (Рис.1), поэтому для трёхфазных линий потери напряжения рассчитываются для одного проводника.
В двух- и однофазных линиях, а также в цепи постоянного тока, ток идёт по двум проводникам (Рис.2), поэтому вводится коэффициент 2 (при условии равенства Zп1=Zп2).
| Длина линии (м) / Материал кабеля: | |||
| Сечение кабеля (мм²): | |||
| Мощность нагрузки (Вт) или ток (А): | |||
| Напряжение сети (В): |
Мощность |
1 фаза |
|
| Коэффициент мощности (cosφ): |
Ток |
3 фазы |
|
| Температура кабеля (°C): | |||
|
|
|||
| Потери напряжения (В / %) | |||
| Сопротивление провода (ом) | |||
| Реактивная мощность (ВАр) | |||
| Напряжение на нагрузке (В) |
Расчёт потерь линейного (между фазами) напряжения в кабеле при трёхфазном переменном токе производится по формулам:
ΔU(в)=(PRL+QXL)/Uл; ΔU(%)=(100(PRL+QXL))/ Uл² или (если известен ток)
ΔU(в)=√3·I(R·cosφ·L+X·sinφ·L); ΔU(%)=(100√3·I(R·cosφ·L+X·sinφ·L))/ Uл , где:
Q= Uл·I·sinφ
Расчёт потерь фазного (между фазой и нулевым проводом) напряжения в кабеле производится по формулам:
ΔU(в)=2·(PRL+QXL)/Uф; ΔU(%)=2·(100(PRL+QXL))/ Uф² или (если известен ток)
ΔU(в)=2·I(R·cosφ·L+X·sinφ·L); ΔU(%)=2·(100·I(R·cosφ·L+X·sinφ·L))/Uф, где:
Q= Uф·I·sinφ
Для расчёта потерь линейного напряжения U=380 В; 3 фазы.
Для расчёта потерь фазного напряжения U=220 В; 1 фаза.
Для постоянного тока cosφ=1; 1 фаза.
P – активная мощность передаваемая по линии, Вт;
Q – реактивная мощность передаваемая по линии, ВАр;
R – удельное активное сопротивление кабельной линии, Ом/м;
X – удельное индуктивное сопротивление кабельной линии, Ом/м;
L – длина кабельной линии, м;
Uл – линейное напряжение сети, В;
Uф – фазное напряжение сети, В.
×
Пожалуйста напишите с чем связна такая низкая оценка:
×
Для установки калькулятора на iPhone – просто добавьте страницу
«На главный экран»
Для установки калькулятора на Android – просто добавьте страницу
«На главный экран»
Электрические сети до 1000 В
по сравнению с распределительными
сетями 6-10
кВ характерны тем, что в них практически
отсутствует информация о нагрузках
узлов для проведения расчетов режимов.
Могут быть известны лишь токовые нагрузки
головных участков линий либо энергия,
отпущенная по линиям от трансформаторных
подстанций
6 -10/0,38 кВ. Кроме того, в них
обычно имеет место несимметричная
загрузка фаз. Каждая линия на всей длине
или на ее части может представляться с
равномерно распределенной нагрузкой.
В то же время в каждой линии или даже ко
всей сети, питающейся от одной
трансформаторной подстанции, обычно
подключаются однородные потребители,
что позволяет для определения потерь
электроэнергии с успехом применять
метод времени наибольших потерь. Поэтому
основная задача заключается в определении
потерь мощности, а переход от потерь
мощности к потерям энергии не представляется
затруднительным.
В зависимости от поставленных
эксплуатационных и проектных задач
разработаны различные подходы для
определения потерь энергии, которые
описаны в специальной литературе
[30, 31, 64]. Здесь же рассмотрим лишь один
из методов, основанный на связи между
потерями напряжения и потерями мощности
в сети до 1000 В [30, 31]. Его особенно удобно
использовать в условиях эксплуатации,
когда потери напряжения от источника
питания до наиболее электрически
удаленной точки сети могут быть найдены
на основании замеров.
Для участка сети с
сопротивлением R
и наибольшей нагрузкой на конце IНБ
потери мощности в процентах относительно
передаваемой мощности можно записать
в виде:
(9.53)
Потери напряжения в режиме наибольшей
нагрузки в процентах относительно
номинального напряжения
(9.54)
Тогда
Отсюда
(9.55)
где коэффициент перехода
от потерь напряжения к потерям мощности
(9.56)
При X
≈ 0, что характерно для кабельных сетей
с малыми площадями сечений проводников,
а при cosφ
= 1 kНМ=
1.
При равномерно распределенной
нагрузке вдоль линии, что характерно
для сетей до 1000 В, и той же суммарной
нагрузке IНБ
формулы (9.53) и (9.54) принимают вид
Соответственно
(9.57)
Зная потери мощности в режиме наибольших
нагрузок, можно найти потери электроэнергии
в процентах относительно отпущенной
энергии:
(9.58)
где ТНБ
а
— время использования наибольшей
активной мощности, W
— энергия, отпущенная потребителям
данной линии.
В разветвленных сетях
коэффициент kНМ
зависит от конфигурации схемы и количества
нагрузок линии, несимметрии токов по
фазам и потерь мощности в нулевом
проводе, площади сечения фазных и нулевых
проводов. Специальные исследования
показали [31], что для оценочных расчетов
потерь энергии можно принимать kНМ
= 0,8 при неравномерности нагрузки фаз
до 10% и kНМ
= 0,6 — при неравномерности нагрузки
более 10 %.
Распространяя потери энергии, полученные
по формуле (9.58) для репрезентативной
выборки линий, на всю сеть района,
абсолютную величину потерь находят
по формуле
(9.59)
где Wc
— электроэнергия, отпускаемая в сеть
района до 1000 В за расчетный период.
Для обобщенной оценки потерь
электроэнергии в сетях до 1000 В может
быть, так же как и для распределительных
сетей 6 — 10 кВ, использован
вероятностно-статистический метод.
Так, в [64] приводится следующая зависимость
для оценки потерь:
(9.60)
где ℓ — протяженность сети,
км; n
— количество линий, шт; a,
b
— коэффициенты регрессии; Wc
— отпуск энергии потребителям, кВт*ч.
9.10. ПОТЕРИ ЭЛЕКТРОЭНЕРГИИ В КОМПЕНСИРУЮЩИХ
УСТРОЙСТВАХ
Потери электроэнергии в батареях
конденсаторов, подключаемых параллельно
нагрузке, определяют по одной из формул
[63]:
(9.61)
где ΔрБК
— удельные потери, кВт/квар, для
конденсаторов до 1000 В принимаются
равными 0,004 и для конденсаторов выше
1000 В — 0,002; Q6k
— номинальная
мощность батареи; ТЭ
— эквивалентное число часов работы
батареи на полную мощность; WQ
— выработка «реактивной энергии»
батареей за расчетный период.
Потери электроэнергии в синхронном
компенсаторе состоят из доли, не
зависящей от его нагрузки, и доли,
характеризующей нагрузочный режим его
работы. Приближенно потери электроэнергии
можно определять по формуле
(9.62)
где kУД
— удельное потребление активной мощности
в процентах выдаваемой (потребляемой)
реактивной, принимается kУД
= 1,4%; WQ
— выработка
(потребление) «реактивной энергии».
Значение потерь электроэнергии в
неуправляемых шунтирующих реакторах
или
(9.63)
где ΔРХ
ШР
— значение потерь мощности холостого
хода по паспортным данным; Т ШР
— число часов работы шунтирующего
реактора за расчетный период; kШР
— удельные потери мощности, кВт/квар;
QШР
— мощность реактора.
Вопросы для самопроверки
1. Как определить коэффициент
полезного действия электрической сети?
2. С чем связаны коммерческие
потери электроэнергии?
3. Какие потери электроэнергии
относятся к техническим?
4. Какие факторы выступают
в качестве конкурирующих при выборе
путей рационального построения
электрической сети?
5. В чем заключается структурный
анализ потерь электроэнергии?
6. Как определяются потери
электроэнергии холостого хода в
трансформаторах?
7. Какие составляющие входят
в потери электроэнергии холостого хода
в
воздушных и кабельных линиях?
8. От чего и как зависят
потери электроэнергии в линиях
электропередачи на корону?
9. Какие параметры влияют
на потери электроэнергии в сопротивлениях
линии?
10. От чего зависит активное
сопротивление провода линии, находящейся
под нагрузкой?
11. В чем сущность метода
характерных суточных режимов? Какие
сутки принимают в качестве характерных?
12. Как определяются нагрузочные
потери электроэнергии по методу средних
нагрузок?
13. Какими способами можно
определить средние нагрузки сети?
14. Что учитывает коэффициент формы
графика нагрузки?
15. Что понимается под среднеквадратичным
током и среднеквадратичной мощностью?
16. Какие имеются связи между
среднеквадратичным током и параметрами
графиков нагрузки?
17. Как определяются потери электроэнергии
по методу среднеквадратичных
параметров?
18. В чем сущность метода
времени наибольших потерь?
19. Что понимается под временем
наибольших потерь? От чего оно зависит?
20. Как определяются потери
электроэнергии по методу времени
наибольших потерь?
21. Чем отличается метод раздельного
времени наибольших потерь от метода
наибольших потерь?
22. В каких случаях целесообразно
применять метод раздельного времени
наибольших потерь вместо метода
наибольших потерь?
23. Что понимается под временем
наибольших потерь от передачи активной
(реактивной) мощности?
24. Как определяются потери
электроэнергии по методу раздельного
времени наибольших потерь?
25. В чем сущность метода эквивалентного
сопротивления?
26. Для каких сетей применяется метод
эквивалентного сопротивления?
27. Как определяются потери электроэнергии
методом эквивалентного сопротивления?
28. Как определяются эквивалентные
сопротивления линий и трансформаторов?
29. В чем сущность вероятностно-статистического
метода?
30. Какие параметры входят в регрессионные
зависимости для определения потерь
электроэнергии?
31 В чем сущность метода
определения потерь электроэнергии в
сетях до ЮООВ основанного на связи между
потерями напряжения и потерями мощности?
32 Как определяются потери электроэнергии
в электрических сетях до 1000В?
33. Как определяются потери
электроэнергии в батареях конденсаторов,
синхронных компенсаторах и шунтирующих
реакторах?
34. Будут ли иметь место
потери активной мощности и энергии в
линии при передаче по ней только
реактивной мощности? Почему?
35. Будут ли в линии электропередачи
потери активной мощности и энергии,
если она включена с одной стороны и
разомкнута с другой? Почему?
36 Каким может быть годовое наибольшее
значение времени использования
наибольшей нагрузки и наибольшее
значение времени наибольших потерь?
Соседние файлы в предмете [НЕСОРТИРОВАННОЕ]
- #
- #
- #
- #
- #
- #
- #
- #
- #
- #
- #
Актуальным вопросом в современной электроэнергетике являются потери электроэнергии, которые тесно переплетаются с финансовой составляющей. Это своего рода резерв получения дополнительной выгоды, повышение рентабельности производственного процесса. Попытаемся разобраться со всеми гранями этого вопроса и дать четкое представление о тонкостях потерь электроэнергии в сетях.
Что такое потери электрической энергии?
Под потерями электроэнергии в широком смысле следует понимать разницу между поступлениями в сети и фактическим потреблением (полезным отпуском). Расчет потерь предполагает определение двух величин, что выполняется через учет электрической энергии. Одни стоят непосредственно на подстанции, другие у потребителей.
Потери могут рассчитываться в относительных и абсолютных величинах. В первом случае исчисление выполняется в процентах, во втором – в киловатт-часах. Структура разделена на две основных категории по причине возникновения. Общие потери именуются фактическими и являются основой эффективности работы подразделения.
Где выполняется расчет?
Расчет потерь электроэнергии в электрических сетях выполняется по следующим направлениям:
- Для предприятий, генерирующих энергию и отдающих в сеть. Уровень зависит от технологии производства, правильности определения собственных нужд, наличия технических и коммерческих учетов. Потери генерации ложатся на коммерческие организации (включаются в стоимость) или добавляются в нормативы и фактические величины на районы или предприятия электрических сетей.
- Для высоковольтной сети. Передача на дальние расстояния сопровождается высоким уровнем потерь электроэнергии в линиях и силовом оборудовании подстанций 220/110/35/10 кВ. Рассчитывается путем определения норматива, а в более совершенных системах через приборы электронного учета и автоматизированных систем.
- Распределительные сети, где происходит разделение потерь на коммерческие и технические. Именно в этой области сложно прогнозировать уровень величины из-за фактора сложности обвязки абонентов современными системами учета. Потери при передаче электроэнергии рассчитываются по принципу поступило за минусом платы за потребленную электрическую энергию. Определение технической и коммерческой части выполняется через норматив.
Технические потери: физические причины появления и где возникают
Сущность технических потерь заключается в несовершенстве технологии и проводников, используемых в современной электроэнергетике. В процессе генерации, передачи и трансформации электроэнергии возникают физические явления, которые и создают условия утечки тока, нагрев проводников или прочие моменты. Технические потери могут возникать в следующих элементах:
- Трансформаторы. Каждый силовой трансформатор обладает двумя или тремя обмотками, посередине которого расположен сердечник. В процессе трансформации электроэнергии с большего на меньшего в этом элементе происходит нагрев, что и предполагает появление потерь.
- Линии электропередач. При транспортировке энергии на расстояния происходит утечка тока на корону для ВЛ, нагрев проводников. На расчет потерь в линии влияют следующие технические параметры: длина, сечение, удельная плотность проводника (медь или алюминий), коэффициенты потерь электроэнергии, в частности, коэффициент распределенности нагрузки, коэффициент формы графика.
- Дополнительное оборудование. К этой категории необходимо отнести технические элементы, которые участвуют в генерации, транспортировке, учете и потреблении электроэнергии. Величины для этой категории в основном постоянные или учитываются через счетчики.
Для каждого вида элементов электрической сети, для которой рассчитываются технические потери, имеется разделение на потери холостого хода и нагрузочные потери. Первые считаются постоянной величиной, вторые зависят от уровня пропуска и определяются для анализируемого периода, зачастую за месяц.
Коммерческие потери: основное направление повышения эффективности в электроэнергетике
Коммерческие потери электроэнергии считаются сложно прогнозируемой величиной, так как зависят от потребителей, от их желания обмануть предприятие или государство. Основой указанных проблем являются:
- Сезонная составляющая. В представленное понятие вкладывается недоплата физических лиц по реально отпущенной электрической энергии. К примеру, в Республике Беларусь существует 2 причины появления «сезонки» – это наличие льгот по тарифам и оплата не на 1, а на 25 число.
- Несовершенство приборов учетов и их неправильная работа. Современные технические средства для определения потребленной энергии значительно упростили задачу абонентской службе. Но электроника или неправильно налаженная система учета может подвести, что и становится причиной рост коммерческих потерь.
- Воровство, занижение показаний счетчиков коммерческими организациями. Это отдельная тема для разговора, которая предполагает различные ухищрения физических и юридических лиц по сокращению расходов на электрическую энергию. Все это сказывается на росте потерь.
Фактические потери: общий показатель
Для расчета фактических потерь необходимо сложить коммерческую и техническую составляющую. Однако реальный расчет этого показателя осуществляется по-другому, формула потерь электроэнергии следующая:
Величина потерь = (Поступления в сеть – Полезный отпуск – Перетоки в другие энергосистемы – Собственные нужды) / (Поступления в сеть – Беспотерьные – Перетоки – Собственные нужды) * 100%
Зная каждый элемент, определяют фактические потери в процентном отношении. Для вычисления требуемого параметра в абсолютных величинах необходимо выполнить расчеты только числителя.
Какие потребители считаются беспотерьными и что такое перетоки?
В представленной выше формуле используется понятие “беспотерьные”, которое определяется по коммерческим приборам учета на подстанциях высокого напряжения. Предприятие или организация самостоятельно несут расходы на потери электроэнергии, которые учитываются прибором учета в точке подключения к сетям.
Что касается перетоков, то они также относятся к беспотерьным, хотя высказывание не совсем корректное. В общем понимании это электрическая энергия, которая из одной энергосистемы отправляется в другую. Учет осуществляется также с использованием приборов.
Собственные нужды и потери электрической энергии
Собственные нужды необходимо отнести к особой категории и разделу фактических потерь. Для работы электросетей требуются затраты на поддержание функционирования подстанций, расчетно-кассовых центров, административных и функциональных зданий РЭСов. Все эти величины фиксируются и отражаются в представленном параметре.
Методики расчета технических потерь на предприятиях электроэнергетики
Потери электроэнергии в электрических сетях осуществляется по двум основным методикам:
- Расчет и составление норматива потерь, что реализовывается через специальное программное обеспечение, куда закладывается информация по топологии схемы. Согласно последней определяются нормативные величины.
- Составление небалансов для каждого элемента электрических сетей. В основе этого метода лежит ежедневное, еженедельное и ежемесячное составление балансов в высоковольтной и распределительных сетях.
Каждый вариант обладает особенностями и эффективностью. Необходимо понимать, что выбор варианта зависит и от финансовой стороны вопроса.
Расчет норматива потерь
Расчет потерь электроэнергии в сетях во многих странах СНГ и Европы осуществляется с применением данной методологии. Как отмечалось выше, процесс предполагает использование специализированного софта, в котором имеются нормативные величины и топология схемы электрических сетей.
Для получения информации о технических потерях от сотрудника организации потребуется внести характеристики пропуска по фидеру активной и реактивной энергии, определить максимальные значения по активной и реактивной мощности.
Необходимо отметить, что погрешность таких моделей может доходить до 25 % только при расчете потерь электроэнергии в линии. К представленному методу следует относиться в качестве математической, примерной величине. В этом и выражается несовершенство методологии просчета технических потерь в электрических сетях.
Используемое программное обеспечение для расчета
На текущий момент существует огромное количество программного софта, который выполняет расчет норматива технических потерь. Выбор того или иного продукта зависит от стоимости обслуживания, региональности и других важных моментов. В Республике Беларусь основной программой считается DWRES.
Софт разрабатывался группой ученых и программистов Белорусского Национального Технического Университета под руководством профессора Фурсанова Н.И. Инструмент для расчета норматива потерь специфичен, обладает рядом системных достоинств и недостатков.
Для рынка России особой популярностью пользуется ПО «РПТ 3», который разрабатывался специалистами ОАО «НТЦ Электроэнергетики». Софт весьма неплохой, выполняет поставленные задачи, но также обладает рядом отрицательных сторон. Тем не менее расчет нормативных величин осуществляется в полной мере.
Составление небаланса в высоковольтных и распределительных сетях
Потери электроэнергии технического плана можно выявить через другой метод. О нем уже говорилось выше – предполагается, что все высоковольтные или распределительные сети обвязаны приборами учета. Они помогают определить величину максимально точно. Кроме этого, подобная методика обеспечивает реальную борьбу с неплательщиками, воровством и неправильное использование энергооборудования.
Следует отметить, что подобный подход, несмотря на эффективность, неприменим в современных условиях. Для этого необходимы серьезные мероприятия с большими затратами на реализацию обвязки всех потребителей электронными учетами с передачей данных (АСКУЭ).
Как сократить технические потери: способы и решения
Снизить потери в линиях, трансформаторных подстанциях помогают следующие направления:
- Правильно выбранный режим работы оборудования, загрузка мощностей влияет на нагрузочные потери. Именно поэтому диспетчер обязан выбирать и вести наиболее приемлемый режим работы. К представленному направлению важно отнести выбор точек нормального разрыва, расчеты загруженности трансформаторов и так далее.
- Замена оборудование на новое, которое обладает низкими показателями холостого хода или лучше справляются с нагрузочными потерями. Для линий электропередач предполагается замена проводов на большее сечение, использование изолированных проводников.
- Сокращение времени обслуживания оборудования, что ведет к снижению расхода энергии на собственные нужды.
Сокращение коммерческой составляющей потерь: современные возможности
Потери электроэнергии по коммерческой части предполагают использование следующих методов:
- Установка приборов учетов и систем с меньшей погрешностью. На текущий момент оптимальными считаются варианты с классом точности 0,5 S.
- Использование автоматизированных систем передачи информации, АСКУЭ, которые призваны убрать сезонные колебания. Контроль за показаниями является условием борьбы с воровством и занижением данных.
- Осуществление рейдов по проблемным адресам, которые определяются через систему балансов распределительной сети. Последнее актуально при обвязке абонентов современными учетами.
- Применение новых технологий по определению недоучета систем с трансформаторами тока. Специализированные приборы распознают коэффициент смещения тангенса вектора распределения электрической энергии.
Потери электроэнергии в электрических сетях – важный показатель, который обладает существенным потенциалом для коммерческих организаций энергетического бизнеса. Сокращение фактических потерь приводит к росту получаемой прибыли, а это влияет на рентабельность. В заключение необходимо отметить, что оптимальный уровень потерь должен составлять 3-5 % в зависимости от района.
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!
