Для просмотра фотографий, размещённых на сайте, в увеличенном размере необходимо щёлкнуть кнопкой мышки на их уменьшенных копиях.

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 в ЛЭП . 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.

Величина годового потребления соответствует фактическому годовому потреблению электроэнергии в СНТ - 63000 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 60 участков (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 20 домов садоводов, всего 60 домов.

Длина линии электропередач в СНТ составляет 2 км.

Расчёт потерь электроэнергии по суммарной длине линии.

Для расчёта потерь используется следующая формула:

ΔW = 9,3·W²·(1 + tg²φ)·K ф ²·K L .L
Д F

ΔW - потери электроэнергии в кВт/ч;

W - электроэнергия, отпущенная в линию электропередач за Д (дней), кВт/ч (в нашем примере 63000 кВт/ч или 63х10 6 Вт/ч );

К ф - коэффициент формы графика нагрузки;

К L - коэффициент, учитывающий распределённость нагрузки по линии (0,37 - для линии с рапределённой нагрузкой, т.е. на каждую фазу из трёх подключены по 20 домов садоводов);

L - длина линии в километрах (в нашем примере 2 км);

tgφ - коэффициент реактивной мощности (0,6 );

F - сечение провода в мм²;

Д - период в днях (в формуле используем период 365 дней);

К ф ² - коэффициент заполнения графика, рассчитывается по формуле:

K ф ² = (1 + 2К з)
3K з

где К з - коэффициент заполнения графика. При отсутствии данных о форме графика нагрузки обычно принимается значение - 0,3 ; тогда: K ф ² = 1,78 .

Расчёт потерь по по формуле выполняется для одной линии фидера. Их 3 по 2 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: W сум. = 3 * ΔW в линии .

Отпущенная садоводам электроэнергия за год составляет 63000 кВт/ч, тогда по каждой линии фидера: 63000 / 3 = 21000 кВт/ч или 21·10 6 Вт/ч - именно в таком виде значение присутствует в формуле.

ΔW линии =9,3· 21²·10 6 ·(1+0,6²)·1,78·0,37 . 2 =
365 35

ΔW линии = 573,67 кВт/ч

Тогда за год по трём линиям фидера: ΔW сум. = 3 х 573,67 = 1721 кВт/ч .

Потери за год в ЛЭП в процентах: ΔW сум. % = ΔW сум /W сум x 100% = 2,73%

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 .

P ввода = 4 кВт (примем за расчётную разрешённую электрическую мощность для одного дома).

Рассчитываем силу тока для мощности 4 кВт: I ввода = P ввода /220 = 4000Вт / 220в = 18 (А) .

Тогда: dP ввода = I² x R ввода = 18² х 0,02 = 6,48Вт - потери за 1 час при нагрузке.

Тогда суммарные потери за год в линии одного подключённого садовода: dW ввода = dP ввода x Д (часов в год) х К исп.макс. нагрузки = 6,48 x 8760 x 0,3 = 17029 Вт/ч (17,029 кВт/ч) .

Тогда суммарные потери в линиях 60 подключённых садоводов за год составят:
dW ввода = 60 х 17,029 кВт/ч = 1021,74 кВт/ч

Учёт суммарных потерь в ЛЭП за год:

ΔW сум. итог = 1721 + 1021,24 = 2745,24 кВт/ч

ΔW сум. %= ΔW сум / W сум x 100%= 2745,24/63000 х 100%= 4,36%

Итого: Во внутренней воздушной ЛЭП СНТ протяжённостью 2 километра (3 фазы и ноль), проводе сечением 35мм², подключёнными 60 домами, при общем потреблении 63000 кВт/ч электроэнергии в год потери составят 4,36%

Важные замечания:

• Если в СНТ несколько фидеров, которые отличаются друг от друга протяжённостью, сечением провода и количеством проходящей через них электроэнергии, то подсчёт необходимо делать отдельно для одной линиии каждого фидера. Затем суммировать потери по всем фидерам для выведения общего процента потерь.
• При расчёте потерь на участке линии, принадлежащей садоводу, учитывался коэффициент сопротивления (0, 02ом) одного провода марки СИП-2х16 при 20°C протяжённостью 6 метров. Соответственно, если у Вас в СНТ счётчики висят не на опорах, то необходимо увеличивать коэффициент сопротивления пропорционально длине провода.
• При расчёте потерь на участке линии, принадлежащей садоводу, также следует учитывать разрешённую мощность для дома. При разном потреблении и разрешённой мощности потери будут разными. Правильным и целесообразным будет распределение мощности в зависимости от потребностей:
  для садовода-дачника - 3,5 кВт (т.е. соответствует ограничению по автомату защитного отключения на 16А);
  для постоянно проживающего в СНТ садовода - от 5,5 кВт до 7 кВт (соответственно автоматы защитного отключения при перегрузке на 25А и 32А).
• При получении данных по потерям для проживающих и для дачников целесообразно установить и различную оплату технологических потерь для этих категорий садоводов (см. пункт 3 расчёта, т.е. в зависимости от величины I - силы тока, у дачника при 16А потери будут меньше, чем у постоянно проживающего при 32А, а значит и расчёта потерь на вводе в дома должно быть два отдельных).

Пример: В заключении следует добавить то, что нашему СНТ "Пищевик" ЭСО "Янтарьэнерго" при заключении Договора на электроснабжение в 1997 г. установило рассчитанную ими величину технологических потерь от ТП до места установки общего прибора учёта электроэнергии равную 4,95% за 1 кВт/ч. Подсчёт потерь в линии составил по данной методике 1,5% максимум. С трудом верится в то, что потери в трансформаторе, который СНТ не принадлежит, составляют ещё почти 3,5%. А по Договору потери трансформатора не наши. Пора с этим разобраться. О результате Вы скоро узнаете.
Продолжим. Ранее наш бухгалтер в СНТ брал 5% к кВт/ч за потери, установленные "Янтарьэнерго" и 5% за потери внутри СНТ. Никто, естественно ничего не рассчитывал. Пример расчёта, который использован на странице, почти на 90% соответствует действительности при эксплуатации старой ЛЭП в нашем СНТ. Так вот этих денег хватало на оплату всех потерь в сети. Даже оставались и постепенно накапливались излишки. Это подчеркивает тот факт, что методика работает и вполне соответствует действительности. Сравните сами: 5% и 5% (идет постепенное накопление излишков) или 4,95% и 4,36% (нет излишков). Т.е., расчёт потерь электроэнергии соответствует действительным потерям.

В процессе транспортировки электричества от электростанций к потребителям, происходят потери в линиях передач. Проблема обеспечения минимальных потерь на линиях электропередач (ЛЭП) всегда стояла перед производителями электроэнергии. Такое свойство металлов, как электрическое сопротивление, является природным и избавиться от него практически невозможно (разве что в лабораторных условиях при крайне низких температурах). Государства ежегодно выделяют огромные деньги на строительство ЛЭП, поскольку с каждым годом, как показывает статистика, потребление электроэнергии постепенно увеличивается. Строятся заводы, новые жилые дома, электрифицируются железные дороги. Всё это увеличивает нагрузку на электростанции.

Где и насколько происходят потери?

Задачей энергетиков является не только обеспечение своих потребителей электроэнергией, а и максимально возможное сокращение потерь на ЛЭП, поскольку данные потери имеют достаточно большое значение. Чем меньше величина напряжения на линии, тем больше процентов потерь. Так, для низковольтных линий (220 В – бытовая электросеть), процент потерь составляет около 6%. Потери происходят и на трансформаторах (около 3%). То есть, если от трансформатора мощностью 100 кВт подаётся ток напряжением 220 В для обеспечения жилого дома (к примеру, включающим 100 квартир) электроэнергией, на ЛЭП и внутри трансформатора ежечасно будет выделяться энергия в виде тепла (при прохождении тока проводники нагреваются), равная 9 % от потребляемой: если трансформатор работает на полную мощность (в каждой из сотни квартир электросеть нагружена на 1 кВт), то мощность потерь составит 9 кВт.
Допустим, на производство 1 кВт*час электрической энергии производитель тратит 1 рубль. Ежечасно он будет получать убытки в размере 9кВт*час*1час*1 руб. = 9 руб. Если производитель обеспечивает электроэнергией 10 таких жилых домов, то ежечасный убыток составит 90 руб. Но это лишь на ЛЭП от трансформатора к потребителю. Также стоит учитывать потери на ЛЭП от электростанции к трансформатору . Для того, чтоб максимально сократить мощность потерь, на электростанциях напряжение тока значительно повышают (чем больше напряжение, тем меньше сила тока и, соответственно, мощность потерь). К примеру, на ЛЭП с напряжением до 10 кВ теряется около 3% передаваемой энергии, до 50 кВ – 2.5%, до 500 кВ – около 1.5%.

Как снизить потери электроэнергии?

Существуют линии с напряжением около миллиона вольт, они имеют самый низкий процент потерь мощности – до 1%. Но при таком высоком напряжении один процент – это около 6-7 киловатт на 1 км ЛЭП. Если такая электромагистраль имеет протяжность 600 км (от электростанции к понижающему трансформатору), то ежечасно на ней будет теряться 4200 кВт*час электроэнергии, что приносит производителю убыток 4200 руб/час. Но по сравнению с тем, какой многомиллионный доход приносит производителю полезная мощность этой высоковольтной ЛЭП, этот убыток не так уж и велик. Тем не менее, за год на данной линии будет потеряно электроэнергии на сумму почти 36 млн. руб. Но такие высоковольтные линии не очень распространены. Да и расстояние между электростанциями и потребителями энергетики стремятся сократить до минимума. Также они стараются как можно больше увеличивать площадь поперечного сечения проводов (чем больше площадь, тем меньше электрическое сопротивление и проценты потерь).
Понятно, что для этого требуется большее количество материалов и денег на их закупку, но, как показывает практика, через некоторое время эти затраты окупаются сокращёнными потерями электроэнергии. Но эти потери и убытки были, есть и будут всегда. Единственная возможная перспектива – это использование сверхпроводников, производство которых нынче стоит огромных денег. Потери на таких сверхпроводниковых ЛЭП практически отсутствуют. Но в массовое использование их пока внедрять никто не собирается.

Стабилизаторы переменного напряжения - устройства, служащие для корректировки пониженного или повышенного напряжения в бытовой электросети.

Как известно потеря мощности в линиях электропередач, зависит от тока и сопротивления провода. С учетом этого и получило развитие линий высокого и сверхвысокого напряжения для передачи больших мощностей с минимальным током, а, следовательно, и с минимальными потерями.
Но при длинах провода 100 и более километров, начинают проявляться емкостные и индуктивные свойства переменного тока, ну и не стоит забывать о поверхностном эффекте (ток при переменном напряжении проходит исключительно по поверхности провода). Рассчитано, что передача переменного тока на расстояния свыше 1000 километров не выгодна, вследствие больших потерь мощности. Причина этих потерь в индуктивных и емкостных свойствах кабеля, ведущих к сдвигу фазы напряжения и тока между собой. Чем длиннее и ближе между собой три фазных провода, тем выше сдвиг фазы. Из-за сдвига фаз в теории, возможно, что переменное напряжение станет равным нулю. При этом и мощность тоже станет равной нулю.

Высоковольтная линия передачи постоянного тока

В 1960 году было решено, что на большие расстояния лучше всего передавать постоянный ток. Такой способ передачи используется на некоторых крупных западных электростанциях. В сеть выдается ток максимально возможного напряжения, для уменьшения потерь. Отсюда и произошло название – высоковольтная линия передачи постоянного тока.
Такая передача имеет следующие преимущества:
- используется два, а не три кабеля, что ведет к уменьшению несущих конструкций.
- отсутствуют емкостные и индуктивные потери, также не нужны корректирующие звенья.
Но в связи с необходимостью преобразовывать, ток из переменного в постоянный, а затем постоянный в трехфазный, для подачи потребителям, используется такой вид передачи электроэнергии на расстояния свыше 1000 км.
Также высоковольтную передачу тока применяют для передачи энергии от прибрежных ветроэлектрических установок к материку. Так как при таком виде передачи энергии, легче регулировать пики мощности в работе ветросиловых установках.

Определение потерь электроэнергии.

Плановый показатель электроэнергии в сетях определяется в процентах электроэнергии, поступившей в сеть данной энергосистемы. Учитывая, что абсолютные потери электроэнергии в сетях составляют значительную величину (в системах электроснабжения предприятий потери в сетях составляют около 10 % от потребляемой электроэнергии), следует отметить, что сам термин «потери» не совсем точно передаёт технический смысл этого показателя.

Объективно он представляет собой необходимый технологический расход электроэнергии в системе, связанный с её передачей и распределением по электросетям. Поэтому иногда вместо «потерь» применяется термин «технологический расход на передачу электроэнергии».

В структуре потерь по элементам сети основная часть потерь приходится на потери в двигателях (около 40%) и распределительные линии (около 35%), потери в трансформаторах составляют около 15 %.

Приблизительно 25% потерь составляют потери, практически не зависящие от нагрузки, так называемые условно-постоянные, и около 75% - условно-переменные потери.

Из общих потерь техническому анализу поддаётся только часть, называемая техническими потерями, остальная часть (около 10%), так называемые, коммерческие потери, - связана с несовершенством системы учёта электроэнергии.

На предприятиях могут быть разработаны мероприятия по снижению потерь, которые делятся на три группы:

· режимные – обеспечение оптимальной загрузки генераторов и синхронных компенсаторов реактивной мощностью, своевременное переключений устройств регулирования напряжений трансформаторов (РПН и ПБВ), отключение реакторов в режимах больших нагрузок;

· организационные – сокращение сроков ремонта основного оборудования и совмещение ремонтов последовательно включенных элементов, ремонт оборудования под напряжением, совершенствование учёта электроэнергии, сокращение расхода электроэнергии на собственные нужды, контроль за использованием активной и реактивной электроэнергией и т.п.;

· реконструкция объектов – ввод новых компенсирующих устройств, замена оборудования более совершенной конструкции, автоматизация регулирования напряжения.

Все эти мероприятия требуют вложения материальных ресурсов, поэтому целесообразность мероприятия должна проводиться на основе сравнения технико-экономических показателей различных вариантов.

Среднее значение тока какого-либо участка сети определяется с помощью показаний счётчиков, имеющихся на данном участке. Отличие среднеквадратичного значения тока, по которому должны рассчитываться потери электроэнергии от среднего учитывается коэффициентом формы графика нагрузки:

I ск =k ф I ср, (10.1)

где I ск –среднеквадратичное значение тока, I ср – среднее значение тока.

Для большинства предприятий коэффициент формы k ф находится в пределах 1,05-1,1. Меньшие значения k ф соответствуют нагрузкам с большим числом приёмников.

Потери электроэнергии за рассматриваемый период рекомендуется определять как произведение потерь электроэнергии за одни сутки учётного периода, называемые характерными, на число рабочих суток в периоде. Потери электроэнергии в выходные дни рассчитываются отдельно.

Характерные в отношении потребления электроэнергии сутки находятся следующим образом:

1. определяется расход электроэнергии за учётный период времени,

2. затем рассчитывается среднесуточный расход электроэнергии,

3. по оперативным журналам находятся сутки, имеющие близкий к найденному расход электроэнергии, как и полученный среднесуточный расход,

4. найденные таким образом сутки и их действительный график нагрузки принимаются за характерные.

Потери в линиях.

Потери электроэнергии в электрической сети за учётный период:

где I ср – среднее за характерные сутки значение тока линии, R э – эквивалентное активное сопротивление линии, обуславливающие тепловые потери, Т р – число рабочих часов за учётный период. Средний ток за характерные сутки можно найти:

, (10.3)

где Э а, Э р – расход активной и реактивной энергии за характерные сутки.

При определении реактивных потерь энергии используют аналогичные формулы:

. (10.4)

Эквивалентным сопротивлением, активным R э либо реактивным Х э, называется сопротивление некоторой неразветвлённой линии, ток которого равен току головного участка сети, а потери электроэнергии равны потерям в сети:

Так как определить эквивалентные сопротивления по показаниям прибора достаточно трудно, то рекомендуется определять их расчётным путём с поправкой, учитывающей отличие действительно проходящих токов от расчётных. Тогда потери активной и реактивной мощности:

И (10.6)

Сети напряжением 6-35 кВ имеют небольшую протяжённость, поэтому ток активной и реактивной проводимостей в них незначительны по сравнению с токами нагрузки линии.

Линии более высоких напряжений имеют большую протяжённость и обладают помимо активного и индуктивного сопротивления проводов ещё и активной и реактивной проводимостями.

Активная проводимость G л обусловлена активными потерями на корону (корона особая форма электрического разряда, связанная с ионизацией воздуха вокруг провода). Одним из факторов, влияющих на уменьшение потерь от короны, является увеличение сечения провода ВЛ, либо его расщепление.

Потери в трансформаторах. Потери активной электроэнергии:

, (10.7)

где ∆Р х ’ =∆P x +k и ∆Q x – приведённые потери мощности холостого хода трансформаторов, ∆Р к ’ =∆P к +k и ∆Q к приведённые потери мощности короткого замыкания, k з =I ср /I ном.т – коэффициент загрузки трансформатора по току, k и – коэффициент потерь, зависящий от передачи реактивной мощности (обычно принимается 0,07), Т 0 – полное число часов трансформатора под напряжением, Т р – число часов работы трансформатора под нагрузкой, ∆Q x =S ном I х /100 – постоянная составляющая потерь реактивной мощности холостого хода, ∆Q к =S ном u к /100 – реактивная мощность, потребляемая трансформатором при полной загрузке.

Потери реактивной энергии за учётный период:

. (10.8)

Потери электроэнергии в двигателях. Для крупных отдельных агрегатов возникает необходимость учитывать в электробалансе потери электроэнергии в двигателях и приводимых ими в движении механизмов.

При установившемся режиме работы электродвигателей потери в них определяются как сумма потерь в обмотке, стали и механических. Потери в обмотке для двигателей переменного тока определяются.

Под понятием потеря в электросетях подразумевают разницу между переданной энергией от энергоисточника и учтенной потребленной электроэнергией самого потребителя. Причин потерь электроэнергии множество: плохая изоляция проводников, очень большие нагрузки, кража неучтенного электричества. Наша статья расскажет вам о видах и причинах потерь электроэнергии, какие методы можно принять для предотвращения этого.

Дальность расстояния от энергоисточника к потребителям

Как определить потери в электросетях, а также возместить материальный ущерб, поможет законодательный акт, который регламентирует учет и оплату всех видов потерь. Постановление Правительства РФ от 27.12.2004 N 861 (ред. от 04.02.2017) "Об утверждении Правил недискриминационного доступа к услугам по передаче электрической энергии и оказания этих услуг…» п. VI.

Потеря электроэнергии чаще всего происходит при передаче электроэнергии на большие расстояния, одна из причин – это напряжение, потребляемое самим потребителем, т.е. 220В или же 380В. Для того чтобы провести электроэнергию такого напряжения от электростанций напрямую, то понадобятся провода с большим диаметром сечения, такие провода очень сложно подвесить на линиях электропередач из-за их веса. Прокладка таких проводов в земле тоже будет затратной. Чтобы этого избежать, используют высоковольтные ЛЭП. Для расчетов используют следующую формулу: P=I*U, где P – мощность тока, I – сила тока,U – напряжение в цепи.

Если повысить напряжение при передаче электроэнергии, то ток снизится, и провода с большим диаметром не понадобятся. Но в тоже время, в трансформаторах образуются потери и их нужно оплачивать. При передаче энергии с таким напряжением, происходят большие потери еще из-за износа поверхностей проводников, т.к. сопротивление увеличивается. Такие же потери несут погодные условия (влажность воздуха), утечка тогда происходит на изоляторах и на корону.

Когда электроэнергия поступает в конечный пункт, потребители должны конвертировать электроэнергию в напряжение 6-10 кВ. Оттуда она распределяется по кабелям в разные точки потребления, после чего опять необходимо преобразовать напряжение в 0.4кВ. А это снова потери. В жилые помещения электроэнергия поставляется с напряжением 220В или 380В. Нужно учитывать, что трансформаторы имеют свой КПД, работают под определенной нагрузкой. Если мощность электропотребителей больше или меньше заявленной, то потери будут расти в любом случае.

Другой фактор потерь электроэнергии – это неправильно выбранный трансформатор. Каждый трансформатор имеет заявленную паспортную мощность и если потребляется больше, то он выдает или меньшее напряжение или вовсе может сломаться. Так как напряжение в таких случаях снижается, электроприборы увеличивают потребление электроэнергии.

Потери в бытовых условиях

После полученного необходимого напряжения 220В или 380В, за потери электроэнергии несет потребитель. Потери в домашних условиях происходят по следующим причинам:

1. Превышение потребления заявленной электроэнергии
2. Емкостный тип нагрузки
3. Индуктивный тип нагрузки
4. Помехи в работе приборов (выключатели, вилки, розетки и т.д
5. Использование старых электрооборудований и предметов освещения.

Как же снизить потери электроэнергии в домах и квартирах? Первое, проверьте, что сечение кабелей и проводов достаточное для передаваемой нагрузки. Обычно для линий освещения используют кабель , для розеточных линий - кабель сечением 2,5 кв.мм., а для особо "прожорливых" электроприборов - 4 кв.мм. Если ничего сделать нельзя, то энергия будет теряться на нагрев проводов, значит, может повредиться их изоляция, увеличивается шанс возгорания.

Второе, плохой контакт. Рубильники, пускатели и выключатели помогают избежать потери электроэнергии, если сделаны из материалов стойких к окислениям и коррозии металла. Малейшие следы окиси увеличивают сопротивление. Для хорошего контакта, один полюс должен плотно прилегать к другому.

Третье – реактивная нагрузка. Реактивную нагрузку несут все электроприборы, исключения лампы накаливания, старые электрические плиты. Возникающая магнитная индукция приводит к сопротивляемости прохождению тока по индукции. В тоже время эта электромагнитная индукция помогает со временем пройти току и добавляет в сеть часть энергии, которая образует вихревые токи. Такие токи дают неверные данные электросчетчиков, а также снижают качество поставленной энергии. При емкостной нагрузке, вихревые потоки тоже искажают данные, с которыми можно бороться с помощью специальных компенсаторов реактивной энергии.

Четвертый пункт – использование ламп накаливания для освещения. Большая часть энергии идет на нагревание нитей накала, окружающей среды, и только 3.5% тратится на освещение. Современные светодиодные лампы получили широкое использование, их КПД гораздо выше, у светодиодных достигает 20%. Срок службы современных ламп в разы отличается от ламп накаливания, которые могут прослужить всего тысячу часов.

Все вышеперечисленные способы уменьшения нагрузки на электропроводку в жилых помещениях, способствуют уменьшению потерь в электросети. Все методы детально раскрыты, чтобы помочь бытовым потребителям, которые не знают о возможных потерях. В тоже время на электростанциях, подстанциях работают профессионалы, которые также изучают и решают проблемы с потерями электроэнергии.

В электрических сетях имеют место быть большие фактические потери электроэнергии.

Из общего количества потерь, потери в силовых трансформаторах МУП «ПЭС» составляют примерно 1,7%. Потери электроэнергии в линиях электропередачи напряжением 6-10 кВ составляют около 4,0 %. Потери электроэнергии в сетях 0,4 кВ составляют 9-10%.

Анализ динамики абсолютных и относительных потерь электроэнергии в сетях России, режимов их работы и загрузки показывает, что практически отсутствуют весомые причины роста технических потерь, обусловленных физическими процессами передачи и распределения электроэнергии. Основная причина потерь - увеличение коммерческой составляющей.

Основными причинами технических потерь являются:

Изношенность электрооборудования;

Использование устаревших видов электрооборудования;

Несоответствие используемого электрооборудования существующим нагрузкам;

Неоптимальные установившиеся режимы в распределительных сетях по уровням
напряжения и реактивной мощности.

Основными причинами коммерческих потерь являются:

Недопустимые погрешности измерений электроэнергии (несоответствие приборов учета классам точности, несоответствие трансформаторов тока существующим нагрузкам, нарушение сроков поверки и неисправности приборов учета электроэнергии);

Использование несовершенных методов расчета количества отпущенной электроэнергии при отсутствии приборов учета;

Несовершенство методов снятия показаний с приборов учета и выписки квитанций непосредственно абонентами бытового сектора;

Бездоговорное и неучтенное потребление электроэнергии (хищения);

Искажение объемов отпуска электроэнергии потребителям.

ФАКТИЧЕСКИЕ ПОТЕРИ ЭЛЕКТРОЭНЕРГИИ

В МУП «ПОДОЛЬСКАЯ ЭЛЕКТРОСЕТЬ»

СТРУКТУРА ФАКТИЧЕСКИХ ПОТЕРЬ ЭЛЕКТРОЭНЕРГИИ

Технологические потери электроэнергии (далее – ТПЭ) при ее передаче по электрическим сетям ТСО включают в себя технические потери в линиях и оборудовании электрических сетей, обусловленных физическими процессами, происходящими при передаче электроэнергии в соответствии с техническими характеристиками и режимами работы линий и оборудования, с учетом расхода электроэнергии на собственные нужды подстанций и потери, обусловленные допустимыми погрешностями системы учета электроэнергии. Объем (количество) технологических потерь электроэнергии в целях определения норматива технологических потерь электроэнергии при ее передаче по электрическим сетям рассчитывается в соответствии инструкцией по организации в Министерстве энергетики Российской Федерации работы по расчету и обоснованию нормативов технологических потерь электроэнергии при ее передаче по электрическим сетям, утвержденной приказом № 000 от 01.01.2001 года.

Методы расчета нормативных потерь электрической энергии

Основные понятия

1. Прием электрической энергии в сеть

2. Отдача электрической энергии из сети

4. Фактические (отчетные) потери электроэнергии в абсолютных единицах

6. Технические потери электроэнергии

9. Норматив технологических потерь электроэнергии в абсолютных единицах

11. Нормативные потери электроэнергии абсолютные

Расчет потерь в оборудовании электрической сети

ü Потери электроэнергии в воздушной линии

ü Потери электроэнергии в кабельной линии

ü Потери электроэнергии в трансформаторах (автотрансформаторах)

ü Потери электроэнергии в токоограничивающих реакторах

Условно-постоянные потери электроэнергии

Ü потери в стали силовых трансформаторов и автотрансформаторов;

Ü потери в стали шунтирующих реакторов;

Ü потери на корону в воздушных линиях 110 кВ и выше;

Ü потери в батареях конденсаторов (БСК) и статических тиристорных компенсаторах;

Ü потери в синхронных компенсаторах (СК);

Ü потери в ограничителях перенапряжения;

Ü потери электроэнергии в счетчиках непосредственного включения;

Ü потери в измерительных трансформаторах тока и напряжения;

Ü потери в изоляции кабельных линий;

Ü потери от токов утечки по изоляторам воздушных линий;

Ü потери в соединительных проводах и сборных шинах подстанций;

Ü расход электроэнергии на плавку гололеда;

Ü расход электроэнергии на собственные нужды подстанций с учетом потерь в стали и меди трансформаторов собственных нужд при несовпадении учета с границей балансовой принадлежности.

Переменные потери электроэнергии

Ü нагрузочные потери электроэнергии в трансформаторах и автотрансформаторах

Ü нагрузочные потери электроэнергии в воздушных и кабельных линиях

Ü потери электроэнергии в токограничивающих реакторах

Методы расчета переменных потерь

Метод оперативных расчетов установившихся режимов с использованием данных оперативно-диспетчерских комплексов (ОИК)

Метод расчета потерь по данным расчетных суток (использование режимных данных за характерные сутки)

Метод расчета потерь по средним нагрузкам

Метод расчета потерь в режиме максимальных нагрузок сети с использованием числа часов наибольших потерь мощности

Оценочные методы расчета

Метод оперативных расчетов

Потери электроэнергии на интервале времени в трехобмоточном трансформаторе

Метод расчетных суток

Потери электроэнергии за расчетный период

Коэффициент формы графика

Метод средних нагрузок