З точки зору економіки витрата електроенергії на власні потреби підстанцій нічим не відрізняється від витрати в елементах мереж на передачу іншій частині електроенергії споживачам.
Недооблік обсягів корисно відпущеної електроенергії є такий же економічної втратою, як і дві описані вище складові. Те ж саме можна сказати і про розкрадання електроенергії. Таким чином, всі чотири згадані вище складові втрат з економічної точки зору однакові.
Технічні втрати електроенергії можна представити наступними структурними складовими:
навантажувальні втрати в обладнанні підстанцій. До них відносяться втрати в лініях і силових трансформаторах, а також втрати в вимірювальних трансформаторах струму, високочастотних загороджувачів (ВЗ) ВЧ - зв'язку і токоограничивающих реакторах. Всі ці елементи включаються в "розтин" лінії, тобто послідовно, тому втрати в них залежать від протікає через них потужності.
втрати холостого ходу, що включають втрати в електроенергії в силових трансформаторах, що компенсують пристроях (КУ), трансформаторах напруги, лічильниках і пристроях приєднання ВЧ-зв'язку, а також втрати в ізоляції кабельних ліній.
кліматичні втрати, які включають в себе два види втрат: втрати на корону і втрати через струмів витоку по ізоляторах ПЛ та підстанцій. Обидва види залежать від погодних умов.
Технічні втрати в електричних мережах енергопостачальних організацій (енергосистем) повинні розраховуватися за трьома діапазонами напруги [4]:
в живильних мережах високої напруги 35 кВ і вище;
в розподільних мережах середньої напруги 6 - 10 кВ;
в розподільних мережах низької напруги 0,38 кВ.
Розподільні мережі 0,38 - 6 - 10 кВ, що експлуатуються РЕЗ та ПЕМ, характеризуються значною часткою втрат електроенергії в сумарних втратах по всьому ланцюгу передачі електроенергії від джерел до електроприймачів. Це обумовлено особливостями побудови, функціонування, організацією експлуатації даного виду мереж: великою кількістю елементів, розгалуженістю схем, недостатньою забезпеченістю приладами обліку, відносно малою завантаженням елементів і т.п. [3]
В даний час по кожному РЕМ і ПЕМ енергосистем технічні втрати в мережах 0,38 - 6 - 10 кВ розраховуються щомісячно та сумуються за рік. Отримані значення втрат використовуються для розрахунку планованого нормативу втрат електроенергії на наступний рік.
Далі докладніше розглянемо структурні складові технічних втрат електроенергії.
1.2 навантажувальні втрати електроенергії
Втрати енергії в проводах, кабелях і обмотках трансформаторів пропорційні квадрату протікає по ним струму навантаження, і тому з називають навантажувальними втратами. Струм навантаження, як правило, змінюється в часі, і навантажувальні втрати часто називають змінними [1].
Навантажувальні втрати електроенергії включають:
Втрати в лініях і силових трансформаторах, які в загальному вигляді можна визначити за формулою, тис. КВт-год:
де I (t) - струм елемента в момент часу t;
де βТТекв - коефіцієнт еквівалентної струмового завантаження ТТ;
а й b- коефіцієнти залежно питомих втрат потужності в ТТ і в
його вторинному ланцюзі ΔрТТ. має вигляд:
Втрати в високочастотних загороджувачів зв'язку. Сумарні втрати в ВЗ і пристрої приєднання на одній фазі ВЛ можуть бути визначені за формулою, тис. КВт-год:
де βвз - відношення середньоквадратичного робочого струму ВЗ за розрахунковий
період до його номінального струму;
ΔРпр - втрати в пристроях приєднання.
1.3 Втрати холостого ходу
Для електричних мереж 0,38 - 6 - 10 кВ складові втрат холостого ходу (умовно-постійних втрат) включають:
Втрати електроенергії холостого ходу в силовому трансформаторі, які визначають за час Т по формулі, тис. КВт-год:
де ΔРх - втрати потужності холостого ходу трансформатора при номінальній напрузі UН;
U (t) - напруга в точці підключення (на вводі ВН) трансформатора в момент часу t.
Втрати в компенсуючих пристроях (КУ), що залежать від типу пристрою. У розподільних мережах 0,38-6-10 кВ використовуються в основному батареї статичних конденсаторів (БСК). Втрати в них визначають на основі відомих питомих втрат потужності ΔрБCК. кВт / квар:
де WQБCК - реактивна енергія, вироблена батареєю конденсаторів за розрахунковий період. Зазвичай ΔрБCК = 0,003 кВт / квар.
Втрати в трансформаторах напруги. Втрати активної потужності в ТН складаються з втрат в самому ТН і у вторинній навантаженні:
Втрати в самому ТН ΔР1ТН складаються в основному з втрат в сталевому муздрамтеатрі трансформатора. Вони ростуть із зростанням номінальної напруги і для однієї фази при номінальній напрузі чисельно приблизно рівні номінальній напрузі мережі. У розподільних мережах напругою 0,38-6-10 кВ вони складають близько 6-10 Вт.
Втрати у вторинній навантаженні ΔР2ТН залежать від класу точності ТН КТН. Причому, для трансформаторів напругою 6-10 кВ ця залежність лінійна. При номінальному навантаженні для ТН даного класу напруги ΔР2ТН ≈ 40 Вт. Однак на практиці вторинні кола ТН часто перевантажуються, тому зазначені значення необхідно множити на коефіцієнт завантаження вторинної ланцюга ТН β2ТН. З огляду на вищевикладене, сумарні втрати електроенергії в ТН і навантаженні його вторинному ланцюзі визначають за формулами, тис. КВт-год:
Втрати в ізоляції кабельних ліній, які визначають за формулою, кВтг:
де bc - місткість провідність кабелю, Сим / км;
U - напруга, кВ;
tgφ - тангенс кута діелектричних втрат, що визначається за формулою:
де Тсл - число років експлуатації кабелю;
аτ- коефіцієнт старіння, що враховує старіння ізоляції протягом
експлуатації. Те, що відбувається при цьому збільшення тангенса кута
діелектричних втрат відбивається другий дужкою формули.
1.4 Кліматичні втрати електроенергії
Коригування з погодними умовами існує для більшості видів втрат. Рівень електроспоживання, що визначає потоки потужності в гілках і напруга в вузлах мережі, істотно залежить від погодних умов. Сезонна динаміка зримо проявляється в навантажувальних втратах, витраті електроенергії на власні потреби підстанцій та недообліку електроенергії. Але в цих випадках залежність від погодних умов виражається в основному через один фактор - температуру повітря.
Разом з тим існують складові втрат, значення яких визначається не стільки температурою, скільки видом погоди. До них перш за все, слід віднести втрати на корону, яка виникає на проводах високовольтних ліній електропередачі через великий напруженості електричного поля на їх поверхні. В якості типових видів погоди при розрахунку втрат на корону прийнято виділяти хорошу погоду, сухий сніг, дощ і паморозь (в порядку зростання втрат).
При зволоження забрудненого ізолятора на його поверхні виникає проводить среда, (електроліт), що сприяє суттєвому зростанню струму витоку. Ці втрати відбуваються в основному при вологій погоді (туман, роса, дощів). За даними статистики річні втрати електроенергії в мережах АТ-енерго через струмів витоку по ізоляторах ПЛ всіх напруг виявляються сумірними з втратами на корону. При цьому приблизно половина їх сумарного значення припадає на мережі 35 кВ і нижче. Важливим є те, що і струми витоку, і втрати на корону мають чисто активний характер і тому є прямий складової втрат електроенергії.
Кліматичні втрати включають:
Втрати на корону. Втрати на корону залежать від перетину дроту і робочої напруги (чим менше перетин і вище напруга, тим більше питома напруженість на поверхні проводу і тим більше втрати), конструкції фази, протяжності лінії, а також від погоди. Питомі втрати при різних погодних умовах визначають на підставі експериментальних досліджень. Втрати від струмів витоку по ізоляторах повітряних ліній. Мінімальна довжина шляху струму витоку по ізоляторах нормується в залежності від ступеня забрудненості атмосфери (СЗА). При цьому наводяться в літературі дані про опорах ізоляторів дуже різнорідні і не прив'язані до рівня СЗА.
Потужність, що виділяється на одному ізоляторі, визначають за формулою, кВт:
де Uіз - напруга, що припадає на ізолятор, кВ;
Втрати електроенергії, зумовлені струмами витоку по ізоляторах ПЛ, можна визначити за формулою, тис. КВт-год:
де Твл - тривалість в розрахунковому періоді вологої погоди
(Туман, роса і дощів);
Nгір - число гірлянд ізоляторів.
Далі розглянемо методи розрахунку втрат електроенергії.
2. Методи розрахунку втрат електроенергії
Схожі роботи:
Електріческіесеті і системи навчальний посібник
Книга >> Комунікації і зв'язок
натуральний показник, як потеріелектроенергіі в мережі. 3) Щоб уникнути. найбільшого поширення для распределітельнихсетей у всіх. електроенергії. Норми показників якості електроенергії (ПКЕ), тобто їх допустимі значення в електріческіхсетях.
Сучасні конструкції і особливості силових трансформаторів распределітельнихелектріческіхсетей
розподілу електроенергії Тема: Сучасні конструкції і особливості силових трансформаторів распределітельнихелектріческіхсетей Виконавець. експлуатаційних витрат внаслідок зменшення потерьелектроенергіі. викликаних відмовами трансформаторів і.
Дипломна робота >> Фінанси
Заходи щодо зниження потерьелектроенергіі в електріческіхсетяхПотеріелектроенергіі в електріческіхсетях - найважливіший показник. заходам по зниженню технічних потерьелектроенергіі в распределітельнихелектріческіхсетях 0,4 - 35 кВ.
проектування електріческіхсетей
Дипломна робота >> Фізика
електріческіесеті (j = 0,3); W - додатковий відпуск електроенергії в зв'язку з підключенням навантажень до ПС, тис. КВт · год; W - зміна втрат. температурах, наявністю перетворювальних підстанцій та розподільчих пунктів, установкою великих синхронних і.
Розрахунок схем районної електріческойсеті
Курсова робота >> Фізика
потерьелектроенергіі. де-час втрат (годину), що визначається як: Втрати потужності в лініях електропередач: I II Вартість електроенергії. тис. руб. Капітальні вкладення в будівництво распределітельнойелектріческойсеті 110/10 кВ визначаємо по.