Расчет потерь электроэнергии

Введение

Согласно п. 144 из Основных положений о функционировании розничных рынков электроэнергии из Постановления Правительства РФ №442, объем потребленной электроэнергии нужно корректировать на величину потерь на участке от границы балансовой принадлежности до прибора учета в случае если прибор учета расположен не на границе.
Одним из случаев, когда счетчик электроэнергии размещается не на границе балансовой принадлежности, будет размещение счетчика в нежилом помещении, электроустановка которого подключена через распределительные сети жилого дома.  Другим — размещение счетчика на опоре ВЛ-0,4, когда граница проводится по верхушке этой опоры.

В этих случаях сетевая или сбытовая компания требуют расчет потерь электроэнергии в кабеле до границы балансовой принадлежности.

Сбытовая компания может потребовать расчет потерь в линии электроснабжения для уже присоединенной электроустановки. А сетевая — в момент нового присоединения или увеличения мощности. В последнем случае расчет должен быть приложен к проекту, описывающему, кроме прочего, узел учета коммерческой энергии.

Методы расчета потерь электроэнергии на участках электросети описаны в приложении к Приказу Министерства энергетики РФ от 30 декабря 2008 г. N 326 «Об организации в Министерстве энергетики Российской Федерации работы по утверждению нормативов технологических потерь электроэнергии при ее передаче по электрическим сетям».

Здесь я приведу пример расчет потерь электроэнергии в кабеле 0,4 кв. Такой расчет АО ПСК принимает без замечаний. Именно таким образом специалисты ПСК считают потери в кабеле 0,4 кв.

5.4. Потери энергии в элементах электрических сетей

Величина потерь электроэнергии зависит от потерь мощности и времени работы сети. Рассмотрим передачу мощности через трансформатор (рис. 5.2).

янной в течение времени		то выделив-
шиеся потери энергии	∆Эи	можно опреде-
лить как произведение
					Рис. 5.2. Схема участка сети
случаях нагрузки потре-
В реальных∆Э

бителей не остаются постоянными, а меняются в соответствии с графиком нагрузки (рис. 5.3, а
). Тогда переменная составляющая потерь активной мощно-

∆ ,%

∆ max

t , ч

Рис. 5.3. График нагрузки:

1 – действительный; 2 – ступенчатая линеаризация

На рис. 5.3, а показан график нагрузки в процентах от	На рис. 5.3, б
График квадратичной нагрузки в процентах от	max,		5.3, в — график
потерь активной мощности в процентах от		на рисmax .
	5.3, б ,в совпадает, если не учиты-
Заметим, что конфигурация графиков∆ max
вать изменение напряжения	при изменении нагрузки	Площадь под кривой
∆ представляет собой потери энергии39

Тепловые потери дросселя

Потери энергии в любом электрическом устройстве приводит к выделению тепловой энергии, то есть нагреву данного устройства. К нагреву дросселя приводят потери энергии в обмотке ∆Р₁ и в сердечнике ∆Р₂. Температура нагрева дросселя Т_д зависит от температуры окружающей среды Т_окр и перегрева дросселя ∆Т

Температура нагрева и перегрев являются основными тепловыми параметрами работы дросселя и зависят от мощности потерь, размеров дросселя и характера отвода тепла от дросселя.

Температура перегрева дросселя рассчитывается по следующему выражению

где ∆Р₁ – мощность потерь в обмотке,

∆Р₂ – мощность потерь в сердечнике,

S_О – площадь поверхности охлаждения открытой части обмотки дросселя,

S_С – площадь поверхности охлаждения открытой части сердечника дросселя,

α – коэффициент теплопередачи.

Коэффициент теплопередачи зависит от состояния наружных поверхностей и находится в пределах от 0,9*10-3 до 2*10-3 Вт/(°С см2). Для естественного воздушного охлаждения α = 1,2 Вт/(°С см2), а в случае принудительной вентиляции определяется по выражению

где v – скорость движения охлаждающего воздуха.

Не трудно заметить, если площадь открытой поверхности сердечника S_С значительно меньше площади охлаждения обмотки S_O, например, при тороидальных или броневых (в меньшей степени) сердечниках, то выражение для перегрева дросселя преобразовывается к следующему виду

где S_S – суммарная площадь поверхности охлаждения.

Кроме того, данное выражение можно использовать в случае дросселей с мощностью менее 500 Вт.

Теория это хорошо, но без практического применения это просто слова.Здесь можно всё сделать своими руками.

5.3. Потери мощности в трансформаторах

Схема замещения двухобмоточного трансформатора отличается от схемы замещения рис. 5.1 только тем, что = 0, поэтому введенные ранее выражения для вычисления потерь также справедливы для трансформаторов.

Для приближенных расчетов постоянную составляющую потерь в транс-

форматоре (потери в стали

холостого хода. При этом

предполагается, что напряжение на трансформаторе

примерно равно номинальному.

Для подстанции с параллельными трансформаторами эквивалентные по-

∆ ш.э

∆ ст.э

∆ х.х

∆ х.х

Если учитывать

отклонение напряжения от номинального, то следует за-

∆ ш.э

∆ ст.э

∆ х.х

Переменная составляющая активных

параллельно включенных

трансформаторах (потери в меди) в соответствии с (5.4) может быть определена по формуле

Учитывая, что для

двухобмоточных трансформаторов

∆ м.э

∆ к.з

получаем

∆ м.э

∆ к.з

Полагая в приближенных расчетах ном

∆ к.з

При определении потерь мощности в трехобмоточных трансформаторах и автотрансформаторах следует учитывать загрузку каждой из обмоток трансформаторов и потери короткого замыкания каждой из обмоток:

∆ м.э

кв .зном

кс .зном

кн .зном

где —
число трансформаторов;в
,с
,н
—
потоки мощности по обмоткам высшего, среднего и низшего напряжения соответственно;∆
к
в
.з
,∆
к
с
.з
,∆
к
н
.з
— потери короткого замыкания обмоток;ном
— номинальная мощность трансформатора.

Определение потерь электроэнергии в силовых трансформаторах напряжением 10(6)/0,4 кВ

17.1.Исходными данными для расчета потерь электрической энергии в
силовых трансформаторах являются:

тип
трансформаторов, мощность;

номинальный
ток, потери холостого хода и короткого замыкания (по паспортным данным);

сведения
об отключении трансформаторов в течение расчетного периода;

средний
максимальный рабочий ток трансформатора, взятый из суточных графиков нагрузки в
период контрольных замеров:

(10)

количество
активной энергии, поступившей в силовые трансформаторы, W_тр, количество
активной энергии, поступившей в абонентские трансформаторы W_тр.а(кВт∙ч)
за расчетный период.

17.2.
Годовые потери электроэнергии в силовом трансформаторе определяются:

(11)

где t — число часов работы трансформатора за расчетный период;

τ
— время максимальных потерь (условное время, в течение которого потери в
активном сопротивлении элемента сети при постоянной максимальной нагрузке были
бы равны потерям энергии в том же элементе за расчетный период времени при
действительном графике нагрузки), ч;

ΔР_х.х.i, ΔР_к.з.i —
потери мощности холостого хода и короткого замыкания, кВт;

K_з — коэффициент загрузки
трансформатора в период годового максимума, определяемый как

(12)

где I_нi — номинальный ток i-го трансформатора, А;

I_{ср.макс} — средний максимальный ток по
суточным графикам в период контрольных замеров.

17.3.
Приближенно величину т определяют по следующей формуле:

(13)

где Т-
число часов использования максимальной нагрузки, ч.

17.4.
Число часов использования максимальной нагрузки Т определяется по
формуле:

(14)

где U_тр.н. — номинальное линейное
напряжение трансформатора на низкой стороне.

На
основании расчетных величин Т и
τ можно построить график зависимости τ = ƒ(Т) [].

17.5.
Годовые потери электроэнергии во всех трансформаторах определяются:

(15)

где n — число трансформаторов в
электрической сети.

17.6.
Относительная величина потерь электроэнергии в силовых трансформаторах:

(16)

где W_тр— количество электроэнергии
поступившей в силовые трансформаторы, кВт∙ч:

(17)

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.

Наши события

14 сентября 2020, 11:40
RusCable Insider 189. Изолятор АКС, Кабельный бизнес, Акрон Холдинг

10 сентября 2020, 14:12
КАБЕЛЬНЫЙ БИЗНЕС РусКабеля вошел в программу конференции по судостроению и освоению шельфа OMR

8 сентября 2020, 09:31
Обзор эфира RusCable Live от 04.09.20. В гостях СУПР и “Точка консолидации”

7 сентября 2020, 21:03
Сверхвысоковольтное импортозамещение. “Изолятор-АКС” выпустил первую кабельную муфту на 550 кВ. Специальный репортаж RusCable.Ru

7 сентября 2020, 11:05
Будь в мейнстриме — читай Insider!

4 сентября 2020, 11:35
Деловая сессия «Кабельный бизнес 2020» пройдет 7 октября в Экспофоруме, Санкт-Петербург

Регулирование напряжения в электрической сети

Задачей
проработки этого раздела проекта
является обеспечение нормативных
отклонений напряжения на шинах 10 кВ
подстанций проектируемой сети.

Основным
экономически целесообразным средством
регулирования напряжения в проектируемой
сети являются трансформаторы с
регулированием коэффициента трансформации
под нагрузкой (РПН).

На
шинах 10 кВ подстанций должен осуществляться
закон встречного регулирования напряжения
в пределах отклонения напряжения от +
5 (или более) до 0 % при изменениях нагрузки
подстанций от наибольшей до наименьшей.
Обычно при наибольших нагрузках
достаточны отклонения напряжения на
этих шинах в пределах + 5 — 6 %. Определение
желаемых отклонений напряжения на шинах
производится линейной интерполяцией.

Аварийные
отключения линий и трансформаторов
рассматриваются, как правило, при
наибольших нагрузках подстанций. Поэтому
желаемые отклонения напряжения на шинах
10 кВ в таких режимах должны соответствовать
отклонениям напряжения, требуемым в
режиме наибольших нагрузок.

В
этом разделе проекта должны быть выбраны
рабочие ответвления понижающих
трансформаторов, обеспечивающие
поддержание требуемых отклонений
напряжения на шинах 10 кВ подстанций во
всех рассмотренных режимах работы.
Выполняется это следующим образом.
После расчета установившегося режима
сети известны напряжения на шинах
высшего напряжения каждой из подстанций
U_В.
Проще всего напряжение на шинах низшего
напряжения, приведенное к стороне
высшего напряжения (то есть без учета
коэффициента трансформации трансформаторов),
определить по выражению

Что будем делать с полученным материалом:

Все темы данного раздела:

Общие положения

В общем случае линию электропередачи можно представить в виде П-образной схемы замещения четырехполюсника (рис. 2.1).

Активное сопротивление линии

В общем случае активное сопротивление линии переменному току определяется по формуле

Индуктивное сопротивление линии

Наличие индуктивного сопротивления обусловлено магнитным полем, создаваемым линией. Если каждая фаза линии состоит из одного провода, то погонное индуктивное сопротивление, Ом/км, о

Проводимости линий

Активная проводимость моделирует потери активной мощности на коронный разряд и в изоляторах воздушных линий с неизолированными проводами и диэлектрические потери в изоляции кабельны

Упрощенные (практически применяемые) схемы замещения линий

Потери мощности на коронный разряд увеличиваются при увеличении напряжения линии. Если номинальное напряжение не превышает 330 кВ, то эти потери в большинстве случаев оказываются на

Двухобмоточные трансформаторы

Двухобмоточным называется трансформатор, который имеет одну обмотку высшего напряжения (первичную) и одну обмотку низшего напряжения (вторичную). Условное обозначение этого трансфор

Трехобмоточные трансформаторы

Трехобмоточным называется трансформатор, у которого имеется 3 обмотки: высшего, среднего и низшего напряжений. Условное обозначение показано на рис. 3.4, а схема замещения – на рис.

Автотрансформаторы

Автотрансформатором называется трехобмоточный трансформатор, у которого обмотка среднего напряжения является частью обмотки высшего напряжения. Условное обозначение автотрансформато

Трансформаторы с расщепленной обмоткой

Трансформатором с расщепленной обмоткой называется трансформатор, у которого имеется одна обмотка высшего напряжения и две одинаковые обмотки низшего напряжения. Условное обозначени

ПОТЕРИ И ПАДЕНИЯ НАПРЯЖЕНИЯ В ЭЛЕКТРИЧЕСКИХ СЕТЯХ

Рассмотрим линию электропередачи, по которой протекает ток I и передается мощность S, а напряжения в начале (со стороны источника питания) и в конце (со стороны нагруз

Потери мощности в трансформаторах

Нагрузочные потери мощности в двухобмоточных трансформаторах определяются аналогично потерям в линиях по выражениям

Общие положения

Потери энергии связаны с потерями активной мощности соотношением

Метод средних нагрузок

Выразим нагрузочные потери энергии через ток:
, (6.3)

Метод времени максимальных потерь

Изменения нагрузок во времени в течение года обычно представляют в виде упорядоченной диаграммы по снижению максимумов (рис. 6.1). Выражение для нагрузочных потерь энергии с

СПОСОБЫ ЗАДАНИЯ НАГРУЗОК И ГЕНЕРАТОРОВ

Источники питания при расчете режимов электрических сетей могут задаваться следующим образом.
1. Постоянной активной и реактивной мощностью Рг=const, Q

Режимные трудности усугубляются тем, что в настоящее время структура генерирующих мощностей меняется в сторону снижения маневренности, это связано с вводом в эксплуатацию крупных блоков. Для покрытия пиков нагрузки энергосистем приходится привлекать к переменным режимам работы блоки мощностью 200-300 МВт на газомазуте, которые на это не рассчитаны. В отдельные дни электростанция мощностьюуст
= 18 ГВт выдает до 1,2-1,5 ГВт.

Около 50 % времени в году блоки эксплуатируются при нагрузках 40 % от номинальной мощности. При такой эксплуатации оборудования блоков снижается их экономичность. Снижение нагрузки энергосистем в воскресные дни приводит к необходимости отключения части блоков (20-25 раз в году), что в свою очередь повышает аварийность оборудования, так как велика вероятность отказа блока при пуске (до 0,4).

Исследования показали, что проблема покрытия графика нагрузки энергосистемы может быть решена только комплексно –– путем увеличения маневренности оборудования; сооружения пиковых электростанций; внедрения специальных блоков повышенной маневренности на газомазуте мощностью 500 МВт, использования газотурбинных станций; сооружения гидроаккумулирующих электростанций, введения режимных мероприятий, объединения энергосистем в единую ЭЭС РФ.

Виды и структура потерь

Под потерями подразумевается разница между отпущенной потребителям электроэнергией и фактически поступившей к ним. Для нормирования потерь и расчетов их фактической величины, была принята следующая классификация:

• Технологический фактор. Он напрямую зависит от характерных физических процессов, и может меняться под воздействием нагрузочной составляющей, условно-постоянных затрат, а также климатических условий.
• Расходы, затрачиваемые на эксплуатацию вспомогательного оборудования и обеспечение необходимых условий для работы техперсонала.
• Коммерческая составляющая. К данной категории относятся погрешности приборов учета, а также другие факторы, вызывающие недоучет электроэнергии.

Ниже представлен среднестатистический график потерь типовой электрокомпании.

Примерная структура потерь

Как видно из графика наибольшие расходы связаны с передачей по воздушным линиям (ЛЭП), это составляет около 64% от общего числа потерь. На втором месте эффект коронированния (ионизация воздуха рядом с проводами ВЛ и, как следствие, возникновение разрядных токов между ними) – 17%.

Коронный разряд на изоляторе ЛЭП

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

Сравнительная характеристика методов

Определение
сечения по допустимой потере напряжения
применяют к линиям местных сетей, сечения
которых не выбирают по экономической
плотности тока.

Выбор
сечения по условиям минимального расхода
проводникового материала (min)
и минимальных потерь активной мощности
(min)
дают более экономичные результаты, чем
при условии постоянства сечений на всех
участках (F=const).

Выбор
сечения при условии
min
приводит к экономии капитальных вложений
и постоянных эксплуатационных расходов
(обслуживание и ремонт ЛЭП). Метод
применяют для потребителей с малым
числом использования максимальной
нагрузки Т_м
и малых токовых нагрузках. Для потребителей
с большими токовыми нагрузками и
значительной величиной Т_м
лучше использовать метод выбора сечений
из условия
min.
Это приводит к уменьшению переменных
эксплуатационных расходов, связанных
с потерями мощности (электроэнергии) в
ЛЭП.

Выбор
сечения по экономической плотности
тока учитывает оба фактора. Поэтому
метод является основным.

Если
длина ЛЭП велика, то сечение, выбранное
по экономической плотности тока j_эк,
может не обеспечить допустимую потерю
напряжения. Это приводит к необходимости
пересчета сечения. Поэтому нужно сначала
определить плотность тока из условия
допустимой потери напряжения
.
Эту плотность тока сравнивают с
экономической. Сечение рассчитывают
по плотности тока, величина которой
меньше.

Лекция
№ 12

Расчет
режимов простых замкнутых сетей

План.

1. Расчет
   линий с двухстронним питанием.

2. Частные
   случаи расчета простых замкнутых сетей.

Безучетное потребление электроэнергии в СНТ

Постановка проблемы

Участники СНТ имеют полный доступ к участку сети на своих хозяйствах, и «смекалистые» садоводы часто пользуются технической возможностью подключиться к линии до прибора учета. При этом оплата всей неучтенной электроэнергии в равных долях ложится на всех участников СНТ. В быту это явление получило название «хищение электроэнергии», а если совсем по-простому — воровство.

Некоторые садоводы применяют и более изворотливые способы безотчетного потребления, большинство которых основано на вмешательстве в работу приборов учета.

Поиск решения

Существует больше 100 способов хищения электроэнергии. Зная их, можно четко представить себе, какие признаки помогут выявить факт безучетного потребления. Более подробно мы раскрыли эту проблему в статье:

Для выявления хищений потребуется осмотр садовых участков и анализ потребления по каждому из них.

Проверьте состояние сетей, счетчиков, наличие обходных линий. Трансформаторы для скрутки показаний можно подключить к счетчику через плохую изоляцию, не повредив пломбу

Поэтому обратите внимание на наличие оголенных участков провода вблизи к прибору учета.
Изучите статистику потребления по каждому участку. Если потребление на участке сохраняется на низком уровне в период полива, когда активно работают водяные электронасосы, или в отопительный сезон — возможно, абонент «ворует» энергоресурс.
Обратите внимание на соответствие внешних факторов результатам проверки

Например, показания потребления не могут быть низкими, если дом отапливается масляными электрообогревателями.

Уделите особое внимание обследованию крупных потребителей, подключенных к сетям СНТ: магазинам, мастерским, фермам. Как показывает судебная практика, они чаще всего прибегают к незаконным способам «оптимизации» энергопотребления

Реализация проекта

Приборы учета потребителей, попавших под подозрение, необходимо демонтировать для проведения трасологической экспертизы. Это позволит однозначно установить факт вмешательства в работу счетчика, либо опровергнуть его.

Единственным способом манипуляции с прибором учета, который не сможет зафиксировать экспертиза, является остановка счетного механизма неодимовым магнитом. Магнитное поле этого устройства обладает достаточной силой для блокирования счетчика и не оставляет следов. Во избежание использования магнита для остановки счетчика, наклейте на его корпус пломбу-индикатор магнитного поля. Это позволит не только пресечь «магнитное воровство», но и доказать его факт в суде.

Более действенным, но дорогостоящим способом пресечь энерговоровство является установка системы автоматического учета электроэнергии (АСКУЭ).

Размер штрафов за хищение электроэнергии

Чтобы привлечь недобросовестного потребителя к ответственности за хищение электроэнергии, необходимо составить акт о безучетном потреблении энергоресурса. Суд привлечет нарушителей к административной ответственности по ст. 7.19 КоАП РФ. По решению суда на «предприимчивого» садовода будет наложен штраф и денежная компенсация неучтенного потребления, которая начисляется с даты последней проверки прибора учета по действующему нормативу.

Действующие размеры штрафа за безучетное потребление составляют:

• от 3 тыс. до 4 тыс. рублей для физических лиц;
• от 6 тыс. до 8 тыс. рублей для должностных лиц;
• от 60 тыс. до 80 тыс. рублей для юридических лиц.

При обнаружении хищений в особо крупных размерах, нарушителей привлекут к уголовной ответственности по ст. 165 УК РФ. В этом случае потребитель выплатит штраф до 300 тыс. рублей, или в размере дохода за два года. Максимальное наказание грозит принудительными работами или лишением свободы на два года со штрафом до 80 тыс. рублей.

Как провести свет на балкон?

Для того, чтобы установить светильники на потолок на балкон, нужно сперва подвести туда электричество. Если вы хотите это сделать самостоятельно, а не при помощи профессионалов, сначала определитесь с источником электроэнергии, это могут быть:

• главный распределительный щиток в квартире (наиболее трудоемко и сложно);
• распределительная коробка в соседней комнате, от которой можно провести еще одну линию;
• или ближайшая розетка (самый простой и распространенный способ подвести электричество к балкону).

Стоить помнить, что любые работы с электросетью может проводить человек, у которого есть хотя бы базовые знания. Если отделка балкона планируется с нуля, предпочтительнее остановиться на скрытой проводке, когда электрический кабель после штробления стены помещается в специальный канал, а после — замазывается штукатуркой.

Открытая электрическая проводка размещается поверх стены, что не всегда соответствует выбранному дизайну, но зато такой способ проще. А скрыть неугодные провода всегда можно за специальными пластиковыми кабель-каналами. Так как нюансов таких, как нагрузка на сеть, пожарная безопасность и других, много, рекомендуется доверить монтажные работы специалисту.

 

Бизнес и финансы

БанкиБогатство и благосостояниеКоррупция(Преступность)МаркетингМенеджментИнвестицииЦенные бумагиУправлениеОткрытые акционерные обществаПроектыДокументыЦенные бумаги — контрольЦенные бумаги — оценкиОблигацииДолгиВалютаНедвижимость(Аренда)ПрофессииРаботаТорговляУслугиФинансыСтрахованиеБюджетФинансовые услугиКредитыКомпанииГосударственные предприятияЭкономикаМакроэкономикаМикроэкономикаНалогиАудитМеталлургияНефтьСельское хозяйствоЭнергетикаАрхитектураИнтерьерПолы и перекрытияПроцесс строительстваСтроительные материалыТеплоизоляцияЭкстерьерОрганизация и управление производством

5.3. Потери мощности в трансформаторах

Схема замещения двухобмоточного трансформатора отличается от схемы замещения рис. 5.1 только тем, что = 0, поэтому введенные ранее выражения для вычисления потерь также справедливы для трансформаторов.

Для приближенных расчетов постоянную составляющую потерь в транс-

форматоре (потери в стали

холостого хода. При этом

предполагается, что напряжение на трансформаторе

примерно равно номинальному.

Для подстанции с параллельными трансформаторами эквивалентные по-

∆ ш.э

∆ ст.э

∆ х.х

∆ х.х

Если учитывать

отклонение напряжения от номинального, то следует за-

∆ ш.э

∆ ст.э

∆ х.х

Переменная составляющая активных

параллельно включенных

трансформаторах (потери в меди) в соответствии с (5.4) может быть определена по формуле

Учитывая, что для

двухобмоточных трансформаторов

∆ м.э

∆ к.з

получаем

∆ м.э

∆ к.з

Полагая в приближенных расчетах ном

∆ к.з

При определении потерь мощности в трехобмоточных трансформаторах и автотрансформаторах следует учитывать загрузку каждой из обмоток трансформаторов и потери короткого замыкания каждой из обмоток:

∆ м.э

кв .зном

кс .зном

кн .зном

где —
число трансформаторов;в
,с
,н
—
потоки мощности по обмоткам высшего, среднего и низшего напряжения соответственно;∆
к
в
.з
,∆
к
с
.з
,∆
к
н
.з
— потери короткого замыкания обмоток;ном
— номинальная мощность трансформатора.

4.4 Расчет перетоков мощностей с учетом потерь в линии

Рассмотрим кольцо А-3-4-А
(см. рис. 8.5). Определим полные сопротивления
линий по таблице 4.1

Таблица 4.2

Линия	Марка провода
А – 3	АС – 120/19
А – 4	АС – 120/19
4 – 3	АС – 120/19

Для двухцепных линий с учетом полной
мощности

Для одноцепных линий, для
аварийных режимов и для расчетов половины
полной мощности:

С помощью выражения:

(4.11)

Образец для кольцевой
схемы: А-3-4-А

определим приближенное потокораспределение
в кольце (без учета потерь мощности),
для соответствующих линий:

По первому закону Кирхгофа определим
распределение полной мощности в линии
4-3:

;

Проведем расчет с учетом потерь мощности.
“Разрежем” линию с двухсторонним
питанием в узле 3 потокораздела (рис.
8.6).

Рис. 4.1

Нагрузки в узлах 3 и 3′ равны:

Потери мощности в линии А – 3:

Расчет потерь мощности в линии идет по
данным начала, т.е. для заданного в начале
линии напряжения 110 кВ

;

Мощность в начале линии А – 3:

Для линии A
– 4:

;

Для линии 4 – 3:

Рассмотрим двухцепные линии (4.2):

Рис. 4.2

.

Полное сопротивление линии А – 2:

;

5.4. Потери энергии в элементах электрических сетей

Величина потерь электроэнергии зависит от потерь мощности и времени работы сети. Рассмотрим передачу мощности через трансформатор (рис. 5.2).

янной в течение времени		то выделив-
шиеся потери энергии	∆Эи	можно опреде-
лить как произведение
					Рис. 5.2. Схема участка сети
случаях нагрузки потре-
В реальных∆Э

бителей не остаются постоянными, а меняются в соответствии с графиком нагрузки (рис. 5.3, а
). Тогда переменная составляющая потерь активной мощно-

∆ ,%

∆ max

t , ч

Рис. 5.3. График нагрузки:

1 – действительный; 2 – ступенчатая линеаризация

На рис. 5.3, а показан график нагрузки в процентах от	На рис. 5.3, б
График квадратичной нагрузки в процентах от	max,		5.3, в — график
потерь активной мощности в процентах от		на рисmax .
	5.3, б ,в совпадает, если не учиты-
Заметим, что конфигурация графиков∆ max
вать изменение напряжения	при изменении нагрузки	Площадь под кривой
∆ представляет собой потери энергии39

Определение потерь напряжения и мощности в проводах линии и
электропередачи

Лабораторная работа

Цель

1. Выяснить какое влияние оказывает нагрузка линии и сопротивление
её проводов на напряжение приемника.

2. Определить мощность потерь в проводах и КПД линии
электропередачи.

Теоретическое обоснование

Каждый приёмник электрической энергии рассчитан на определённое
номинальное напряжение

Так как приёмники могут находиться на значительных
расстояниях от питающих их электростанций, то потери напряжения в проводах
имеют важное значение. Допустимые потери напряжения в проводах для различных
установок не одинаковы, но не превышают 4-6% номинального напряжения.

На рис. приведена схема электрической цепи, состоящая из источника
электрической энергии, приёмника и длинных соединительных проводов. При
прохождении по цепи электрического тока I показания вольтметра U 1 ,
включённого в начале линий, больше показаний вольтметра U 2 ,
включённого в конце линий.

Уменьшение напряжения в линии по мере удаления от источника
вызвано потерями напряжения в проводах линии U i =U 1 -U 2 и численно равно
падению напряжения. Согласно закону Ома, падение напряжения в проводах линии
равно произведению тока в ней на сопротивление проводов: U ii =I*R тогда U i =U 1 -U 2 =U ii = — сопротивление проводов линии.

Мощность потерь в линии можно определить двумя способами:

P i =U i *I=(U 1 -U 2)*I
или
P ii =I*R

Уменьшить потери напряжения и потери мощности в линии
электропередачи можно уменьшая силу тока в
проводах либо увеличивая сечение
проводов с целью уменьшения их сопротивления. Силу тока в проводах можно
уменьшить увеличивая напряжение в начале линии.

КПД линии электропередачи определяется отношением мощности,
отдаваемой электроприёмнику, к мощности, поступающей в линию, или отношением
напряжения в конце линии к напряжению в её начале:

Схема передачи электрической энергии:

Приборы и оборудование

Два вольтметра и амперметр электромагнитной системы, ламповый
реостат, двухполюсный автоматический выключатель, соединительного провода.

Порядок выполнения работы

Ознакомиться с приборами и оборудованием, предназначенными для
выполнения лабораторной работы, записать их технические характеристики.

Подать в цепь напряжение. Изменяя нагрузку с помощью лампового
реостата, при трёх её значениях записать показания приборов в таблице.

Вычислить потери двумя способами:

1. Как разность напряжений в конце и начале линий.

2. Как произведение силы тока на сопротивление проводов.

Определить мощность потерь в линии и КПД. Результаты вычислений
занести в таблицу.

Таблица изменения числа потребителей:

Изменяем напряжение в начале и конце линий.

Данные наблюдений	Результаты вычислений
Лампы, Вт	U 1	U 2			P вх	Р вых
	150	149	0,13		19,5	19,4	0,1	99,3
	148	146	0,2		29,6	29,2	0,4	98,6
100	150	148	0,3

Потери энергии в
линиях электропередачи состоят из двух
составляющих:

Потерь энергии
в шунтах, обусловленных потерями на
корону, постоянными в течение всего
времени работы линии:

Потерь энергии
в сопротивлении
R
,
определяемых потерями активной мощности,
зависящими от нагрузки:

.
(5.27)

Тогда суммарные
потери энергии

Здесь Т

равно 24 часам или 8760 часам соответственно
для суток и года.

Число часов
максимальных потерь 
для суток определяется по суточному
графику, для года — по графику нагрузки,
построенному по продолжительности,
кривым (см. рис. 5.4) или соотношению
(5.24).