Определение потерь энергии в электрических сетях

Потеря напряжения в трансформаторе

Электромашины > Трансформаторы

Потеря напряжения в трансформаторе

Потеря напряжения в обмотках двухобмоточного трансформаторе определяется по формулам:
где Р – активная нагрузка трансформатора, Мвт;Q – реактивная нагрузка трансформатора, Мвар;S – полная нагрузка трансформатора, Мва; U – напряжение на зажимах трансформатора, кв;Uн – номинальное напряжение сети, кв;cosj – коэффициент мощности нагрузки трансформатора;R – активное сопротивление обмоток трансформатора;
X – реактивное сопротивление обмоток трансформатора:
В формулах (5-26) и (5-27): Sн – номинальная мощность трансформатора, Мва;Uн.т. – номинальное напряжение обмоток трансформатора, кв;DРк.з – потери короткого замыкания в трансформаторе, Мвт;Ux – падение напряжения, %, в реактивном сопротивлении трансформатора, определяемое по формуле (9-7).

В формулах (5-24), (5-25), (5-26) и (5-27) все величины должны быть отнесены или к стороне высшего (ВН), или к стороне низшего (НН) напряжения.В табл. 9-2 приведены значения активных и реактивных сопротивлений трансформаторов по отношению к стороне ВН. Пересчет этих сопротивлений по отношению к стороне НН производится по формулам:
где n – коэффициент трансформации трансформатора:
где – относительная величина напряжения, соответствующая данному ответвлению обмотки ВН; – номинальный коэффициент трансформации трансформатора.Величины потерь напряжения в трансформаторах при номинальной нагрузке и номинальном напряжении на зажимах для различных коэффициентов мощности приведены в табл. 5-29.

Таблица 5-29
Потеря напряжения, % в понижающих трансформаторах 6-35/0,4/0,23 кв при номинальной нагрузке

Таблица для трансформаторов ГОСТ 12022-66 и 11920-66

Пример 5-7

Определить потери напряжения в трансформаторе 10/0,4 кв мощностью 630 ква со схемой соединений обмоток У/Ун-0, если нагрузка трансформатора S=500 ква при cosj=0,85, ответвление обмотки трансформатора -5% и величина напряжения на вторичной стороне трансформатора U=0,39 кв.Решение
Из табл. 9-2 для трансформатора 630 ква, 10/0,4 кв находим активное и реактивное сопротивления обмоток трансформатора по отношению к стороне ВН:
Номинальный коэффициент трансформации трансформатора равен:
Фактический коэффициент трансформации с учетом выбранного ответвления обмоток определяется по формуле (5-30):

Пересчитываем сопротивления трансформатора по отношению к стороне НН по формулам (5-28) и (5-29):
Номинальное напряжение сети на стороне НН трансформатора Uн=0,38 кв.Для cosj=0,85 sinj=0,527.Потерю напряжения в трансформаторе определяем по формуле (5-25):

Все страницы раздела на websorТрансформаторы силовые Трансформатор без стального магнитопровода (воздушный трансформатор) Идеальный трансформатор Простейшие приближенные эквивалентные схемы трансформатора со стальным магнитопроводом Расчеты электрических цепей с трансформаторами Потеря напряжения в трансформаторе

Трансформаторные подстанции

Для преобразования напряжения одной величины в другую служат трансформаторные подстанции. Они представляют собой огороженный забором объект, имеющий на своей территории трансформатор. Внутри него располагаются первичная и вторичная обмотки (катушки). Их электромагнитное взаимодействие позволяет с большим КПД преобразовывать энергию. На подстанцию заходят воздушные линии или кабеля с одним напряжением, а выходят с другим, как правило, более низким.

Понижающий трансформатор

Там же располагаются всевозможные системы контроля и учёта электроэнергии и распределительное устройство (РУ). Оно предназначено для связи с другими объектами энергосистемы и является неотъемлемой частью трансформаторной подстанции. РУ позволяет отключить отдельного потребителя по стороне низкого напряжения, не обесточивая при этом всех остальных.

Общее описание процесса

Как говорилось ранее, начальным объектом, откуда начинается распределение электроэнергии, на сегодняшний день является электрическая станция. В наше время существует три основных типа станции, которые могут снабжать потребителей электричеством. Это может быть тепловая электрическая станция (ТЭС), гидроэлектростанция (ГЭС) и атомная электрическая станция (АЭС). Помимо этих основных типов, есть также солнечные или ветровые станции, однако они используются для более локальных целей.

Эти три типа станция является и источником и первой точкой распределения электроэнергии. Для того чтобы осуществить такой процесс, как передача электрической энергии, необходимо значительно увеличить напряжение. Чем дальше находится потребитель, тем выше должно быть напряжение. Так, увеличение может доходить до 1150 кВ. Повышение напряжения необходимо для того, чтобы снизилась сила тока. В таком случае также падает и сопротивление в проводах. Такой эффект позволяет передавать ток с наименьшими потерями мощности. Для того чтобы повышать напряжение до нужного значения, каждая станция имеет повышающий трансформатор. После прохождения участка с трансформатором, электрический ток при помощи ЛЭП передается на ЦРП. ЦРП – это центральная распределительная станция, где осуществляется непосредственное распределение электроэнергии.

Методика расчета

Потери в трансформаторах можно рассчитать по определенной методике. Для этого потребуется получить ряд исходных характеристик работы трансформатора. Представленная далее методика применяется для двухобмоточных разновидностей. Для измерений потребуется получить следующие данные:

• Номинальный показатель мощности системы (НМ).
• Потери, определяемые при холостом ходе (ХХ) и номинальной нагрузке.
• Потери короткого замыкания (ПКЗ).
• Количество потребленной энергии за определенное количество времени (ПЭ).
• Полное количество отработанных часов за месяц (квартал) (ОЧ).
• Число отработанных часов при номинальном уровне нагрузки (НЧ).

Получив эти данные, измеряют коэффициент мощности (угол cos φ). Если же в системе отсутствует счетчик реактивной мощности, в расчет берется ее компенсация tg φ. Для этого происходит измерение тангенса угла диэлектрических потерь. Это значение переводят в коэффициент мощности.

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.

Основные причины технических потерь

На практике линии протягиваются на большие расстояния для подачи нагрузок, разбросанных по большим площадям. Таким образом, распределительные линии радиально проложены и обычно простираются на большие расстояния. Это приводит к высокому сопротивлению линии и, следовательно, высоким значениям  I2R  в линии.

• Бессистемное разрастание субтрансляционной и распределительной систем в новые районы
• Значительная электрификация сельских районов с помощью длинных линий
• Недостаточный размер сечения проводников распределительных линий.

Размер сечения проводников следует выбирать исходя из мощности стандартного проводника для поддержания определенного напряжения, но сельские нагрузки обычно рассеяны и обычно питаются радиальными потребилелями. Размер проводника этих фидеров должен быть достаточным.

• Установка силовых трансформаторов вдали от центров нагрузки
  Если силовые трансформаторы расположить не в центре распределительной системы, то самые дальние потребители получают экстремально низкое напряжение, даже если на трансформаторах поддерживается хороший уровень напряжения. Поэтому, чтобы уменьшить падение напряжения в линии до самых дальних потребителей, силовой трансформатор должен быть расположен в центре нагрузки, чтобы держать падение напряжения в разрешенных пределах.
• Низкий коэффициент мощности энергосистемы.

Стандартный коэффициент мощности обычно колеблется от 0,6 до 0,7. Низкий коэффициент мощности способствует высоким распределительным падениям тока. Если коэффициент мощности низкий, то потери, пропорциональные квадрату тока, будут больше. Таким образом, падения тока в линии могут быть уменьшены путем улучшения коэффициента мощности.

Плохое качество силовой электрофурнитуры

Плохое качество силовой электрофурнитуры вносит значительный вклад в увеличение потерь при распределении. Кабельные муфты, наконечники, соединители, кабели и материалы кабельного монтажа, припой, защита кабеля в земле являются источниками потерь тока. Поэтому количество стыков должно быть сведено к минимуму. Для обеспечения прочных соединений необходимо использовать надлежащие методы соединения. Соединения с предохранителем, изолятором, выключателем и т. д. должны периодически проверяться и поддерживаться в надлежащем состоянии, чтобы избежать искрения и нагрева контактов. Замена поврежденных проводов и соединений также должна производиться своевременно, чтобы избежать любой причины утечки и потери мощности.

Фазный ток фидера и балансировка нагрузки

Одним из самых простых способов экономии в распределительной системе является балансировка тока по трехфазным цепям. Балансировка фаз фидера также имеет тенденцию уравновешивать падение напряжения между фазами, давая трехфазным клиентам меньший дисбаланс напряжения. Даже если напряжение по всем фазам выходит одинаковое, то это не значит что у потребителей будет также. Фидеры обычно считаются без перекоса фаз когда величины фазного тока разняться не более чем на 10%. Балансировка и перераспределение нагрузки снизит потери тока. Обычно для устранения устанавливаются дополнительные переключатели нагрузки.

Влияние коэффициента нагрузки на потери

Затрачиваемая потребителем энергия зависит от времени суток и года. Жилые дома обычно имеют самый высокий спрос на электроэнергию в вечерние часы. Предприятия промышленности потребляют больше энергии в начале и середине дня. Поскольку текущая нагрузка является основным фактором потерь распределительной мощности, регулирование потребления энергии на более высоком уровне в течение дня помогает снизить пиковые и общие падения энергии. Процент потерь напряжения также снижается за счет повышения коэффициента нагрузки.
Энергоснабжающие компании также используют стоимостные параметры, чтобы повлиять на потребителей. Так в нерабочее время стоимость электроэнергии ниже.

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.

Методика расчета

Потери в трансформаторах можно рассчитать по определенной методике. Для этого потребуется получить ряд исходных характеристик работы трансформатора. Представленная далее методика применяется для двухобмоточных разновидностей. Для измерений потребуется получить следующие данные:

• Номинальный показатель мощности системы (НМ).
• Потери, определяемые при холостом ходе (ХХ) и номинальной нагрузке.
• Потери короткого замыкания (ПКЗ).
• Количество потребленной энергии за определенное количество времени (ПЭ).
• Полное количество отработанных часов за месяц (квартал) (ОЧ).
• Число отработанных часов при номинальном уровне нагрузки (НЧ).

Получив эти данные, измеряют коэффициент мощности (угол cos φ). Если же в системе отсутствует счетчик реактивной мощности, в расчет берется ее компенсация tg φ. Для этого происходит измерение тангенса угла диэлектрических потерь. Это значение переводят в коэффициент мощности.

Расчетные формулы расчета потерь напряжения

Представляю вашему вниманию таблицу с расчетными формулами, которые используются при расчете потерь напряжения в элементах электрических установок, а также таблицу значений коэффициента «c» для проводников .

В таблице с расчетными формулами при расчете потерь напряжения, используются следующие условные обозначения:

• U – рабочее междуфазное напряжение, кВ;
• Uф – рабочее фазное напряжение, кВ;
• Uном – номинальное (междуфазное) напряжение, кВ;
• Uном.ф – номинальное фазное напряжения, кВ;
• ΔU, ΔUф – потеря напряжения (линейная и фазная), В;
• ΔU%, ΔUА%, ΔUВ%, ΔUС%, – потеря напряжения линейная и фазная (в фазах А, В, С), %;
• е% — удельная потеря напряжения, %/(А*км);
• ΔUа% — составляющая падения напряжения от активного тока в активном сопротивлении для трансформаторов, % ;

Механические потери

Механические потери p_мх состоят из 1) потерь в подшипниках, 2) потерь на трение щеток о коллектор или контактные кольца и 3) вентиляционных потерь, которые включают в себя потери на трение частей машины о воздух и другие потери, связанные с вентиляцией машины (мощность кинетической энергии отходящего воздуха и потери в вентиляторе). В ряде случаев электрические машины охлаждаются не воздухом, а водородом или водой, и соответствующие потери также относят к вентиляционным.

Потери в подшипниках pподш вычисляют по соотношениям, которые рассматриваются в курсах деталей машин и проектирования электрических машин. Эти потери зависят от типа подшипников (качения или скольжения), от состояния трущихся поверхностей, вида смазки и так далее

Важно подчеркнуть, что при работе данной машины эти потери зависят только от скорости вращения и не зависят от нагрузки

Потери на трение щеток могут быть вычислены по формуле

где k_тр – коэффициент трения щеток о коллектор или контактные кольца (k_тр = 0,15 – 0,3); f_щ – удельное (на единицу площади) давление на щетку; S_щ – контактная поверхность всех щеток; v_к – окружная скорость коллектора или контактных колец.

Потери на вентиляцию p_вент зависят от конструкции машины и рода вентиляции. Подробности расчета этих потерь рассматриваются в курсах проектирования электрических машин. В случае если вентиляция осуществляется не встроенным в машину, а отдельно стоящим вентилятором, потери на вентиляцию машины включают в себя потребляемую мощность привода вентилятора.

В самовентилируемых машинах со встроенным центробежным вентилятором потери на вентиляцию в ваттах иногда вычисляются приближенно по следующей эмпирической формуле:

где Q – количество воздуха, прогоняемого через машину, м³/с; v – окружная скорость вентиляционных крыльев по их внешнему диаметру, м/с.

Так как Q также пропорционально v, то из выражения (2) следует, что потери p_вент пропорциональны третьей степени скорости вращения машины.

Общие механические потери

Как следует из изложенного, в каждой данной машине потери p_мх зависят только от скорости вращения и не зависят от нагрузки. В машинах постоянного тока мощностью 10 – 500 кВт потери p_мх составляют соответственно 2 – 0,5% от номинальной мощности машины.

Навигатор по конфигурации базы 1С 8.3 Промо

Универсальная внешняя обработка для просмотра метаданных конфигураций баз 1С 8.3. Отображает свойства и реквизиты объектов конфигурации, их количество, основные права доступа и т.д. Отображаемые характеристики объектов: свойства, реквизиты, стандартные рекизиты, реквизиты табличных частей, предопределенные данные, регистраторы для регистров, движения для документов, команды, чужие команды, подписки на события, подсистемы. Отображает структуру хранения объектов базы данных, для регистров доступен сервис «Управление итогами». Платформа 8.3, управляемые формы. Версия 1.1.0.73 от 20.12.2020

3 стартмани

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.

Расчет потерь в силовом трансформаторе

Для понимания процесса следует ознакомиться с основными характеристиками TM 630-6-0,4.

Параметры TM 630/6/0,4

Теперь переходим к расчету.

Итоги расчета

Что такое коммерческие потери электроэнергии

Коммерческие потери энергии – электропотери, которые определяются как разность абсолютных и технологических потерь.

Нужно знать:

1. В идеале коммерческие электропотери энергии в электросети, должны быть нулевыми.
2. Очевидно, но, что в реальности отпуск в электросеть, полезный отпуск и техпотери определяются с погрешностями.
3. Их разности по факту и являются структурными элементами коммерческих электропотерь.

Они должны быть по возможности сведены к минимальному значению за счёт проведения определенных мер. Если такой возможности нет, нужно внести поправки к показаниям счетчиков, они компенсируют систематические погрешности измерений электрической энергии.

Сокращение коммерческой составляющей потерь: современные возможности

Потери электроэнергии по коммерческой части предполагают использование следующих методов:

1. Установка приборов учетов и систем с меньшей погрешностью. На текущий момент оптимальными считаются варианты с классом точности 0,5 S.
2. Использование автоматизированных систем передачи информации, АСКУЭ, которые призваны убрать сезонные колебания. Контроль за показаниями является условием борьбы с воровством и занижением данных.
3. Осуществление рейдов по проблемным адресам, которые определяются через систему балансов распределительной сети. Последнее актуально при обвязке абонентов современными учетами.
4. 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.

Измерение полезного действия

При расчете потерь определяется также показатель полезного действия. Он показывает соотношение мощности активного типа на входе и выходе. Этот показатель рассчитывают для замкнутой системы по следующей формуле:

КПД = М1/М2, где М1 и М2 – активная мощность трансформатора, определяемая измерением на входном и исходящем контуре.

Выходной показатель рассчитывается путем умножения номинальной мощности установки на коэффициент мощности (косинус угла j в квадрате). Его учитывают в приведенной выше формуле.

В трансформаторах 630 кВА, 1000 кВА и прочих мощных устройствах показатель КПД может составлять 0,98 или даже 0,99. Он показывает, насколько эффективно работает агрегат. Чем выше КПД, тем экономичнее расходуется электроэнергия. В этом случае затраты электроэнергии при работе оборудования будут минимальными.

Рассмотрев методику расчета потерь мощности трансформатора, короткого замыкания и холостого хода, можно определить экономичность работы аппаратуры, а также ее КПД. Методика расчета предполагает применять особый калькулятор или производить расчет в специальной компьютерной программе.

Расчет и экспертиза нормативов потерь электрической энергии

Технологические потери электроэнергии при ее передаче по электрическим сетям 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 с Методикой расчета технологических потерь электроэнергии при ее передаче по электрическим сетям в базовом периоде.

Документы, регламентирующие расчет нормативов расхода электрической энергии

«Инструкция по организации в Министерстве энергетики Российской Федерации работы по расчету и обоснованию нормативов технологических потерь электроэнергии при ее передаче по электрическим сетям», утвержденная Приказом Минэнерго РФ от 30.12.2008 № 326.

Документы, регламентирующие порядок утверждения нормативов в Минэнерго РФ

«Административный регламент Министерства энергетики Российской Федерации по исполнению государственной функции по утверждению нормативов технологических потерь электроэнергии при ее передаче по электрическим сетям», утвержденный Приказом Минэнерго РФ от 01.11.2007 г. № 470.

Для определения точной стоимости работ необходимо заполнить опросный лист.

За дополнительной информацией обращайтесь по телефону: 8(495)973-32-67

7.3 Потери и кпд асинхронного двигателя

Преобразование электрической энергии в механическую в двигателе связано с потерями энергии, поэтому полезная мощность на выходе двигателя Р₂ всегда меньше потребляемой мощности P₁ на величину потерь

Потери разделяются на основные и добавочные. Основные потери включают в себя магнитные, электрические и механические.

Магнитные потери P_м в асинхронном двигателе вызваны потерями на гистерезис и потерями на вихревые токи, происходящими в сердечнике ротора и статора при его перемагничивании. Величина магнитных потерь пропорциональна частоте перемагничивания

β

Частота перемагничивания сердечника статора равна f=50 Гц, соответственно, магнитные потери в сердечнике статора значительны, а частота перемагничивания сердечника ротора при номинальном скольжении составляет f=50∙s = (2…4)Гц и магнитные потери в сердечнике ротора малы, которые на практике не учитывают.

Электрические потери вызваны нагревом обмоток статора и ротора проходящими по ним токами:

где r₁ и r₂ – сопротивления обмоток фаз статора и ротора; m – число фаз.

В асинхронных двигателях с фазным ротором дополнительно имеются электрические потери в щеточном контакте.

Механические потери Рмех — это потери на трение в подшипниках и на вентиляцию. Величина этих потерь пропорциональна квадрату частоты вращения ротора

В двигателях с фазным ротором механические потери происходят еще и за счет трения между щетками и контактными кольцами ротора.

Добавочные потери включают в себя все виды трудноучитываемых потерь, вызванных пульсацией магнитной индукции в зубцах и другими причинами. В соответствии с ГОСТом добавочные потери асинхронных двигателей принимают равными 0,5% от подводимой к двигателю мощности Р₁.

Таким образом, часть подводимой к двигателю мощности затрачивается в статоре на магнитные Р_М и электрические потери Р_Э1. Оставшаяся электромагнитная мощность Р_ЭМ передается на ротор, где расходуется на электрические потери Р_Э2 и преобразуется в полную механическую мощность. Часть этой мощности идет на покрытие механических и добавочных потерь, а оставшаяся мощность Р₂ – полезная мощность двигателя.

Электрические потери в обмотках являются переменными потерями, так как их величина зависит от нагрузки двигателя, то есть от значений токов в обмотках статора и ротора. Переменными являются и добавочные потери. Магнитные и механические потери практически не зависят от нагрузки.

Коэффициент полезного действия асинхронного двигателя определяется

С изменениями нагрузки КПД меняет свою величину: в режиме холостого хода КПД равен нулю, а с ростом нагрузки КПД увеличивается, достигая максимума при нагрузке равной (0,7÷0,8)Р_ном.

КПД трехфазных асинхронных двигателей общего назначения при номинальной нагрузке составляет: для двигателей мощностью от 1 до 10 кВт η= 75÷88 %, а для двигателей мощностью более 10 кВт η = 90÷94 %.

Коэффициент полезного действия один из основных параметров асинхронного двигателя, который определяет его энергетические свойства — экономичность в процессе эксплуатации. Кроме того, КПД двигателя, а точнее величина потерь в нем, регламентирует температуру нагрева его основных частей и в первую очередь обмотки статора. По этой причине двигатели с низким КПД (при одинаковых условиях охлаждения) работают при более высокой температуре нагрева обмотки статора, что ведет к снижению их надежности и долговечности.

Основные причины потерь электроэнергии

Разобравшись со структурой, перейдем к причинам, вызывающим нецелевой расход в каждой из перечисленных выше категорий. Начнем с составляющих технологического фактора:

1. 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.

Потери в силовых трансформаторах подстанций

Нецелевой расход в других элементах не входит в данную категорию, ввиду сложностей таких расчетов и незначительного объема затрат. Для этого предусмотрена следующая составляющая.

1. 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.

1. 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.

Основные причины утечек электроэнергии

Большая часть энергии, произведенная трансформатором, рассеивается

Грамотный подход к расчету потерь электроэнергии подразумевает учет причин, по которым они возникают. При исследовании проблемы следует разделять источники непроизводительных расходов в соответствии с уже знакомой классификацией. Начать следует с технической составляющей, которую обычно увязывают с такими элементами:

• трансформаторы;
• высоковольтный кабель или воздушная линия;
• обслуживающее линию оборудование.

У любого силового трансформатора имеется несколько обмоток, каркас которых крепится на ферромагнитном сердечнике. В нем и теряется большая часть электроэнергии, трансформируемой в тепло (оно затем просто рассеивается в пространство).

На величину потерь в различных элементах электросети также влияет режим ее работы: холостой ход или «под нагрузкой». В первом случае они оцениваются как постоянные, не зависящие от внутренних и сторонних факторов. При подключении потребителя уровень потерь зависит от величины нагрузочного тока в цепи, который каждый день меняется. Поэтому для его оценки проводятся статические наблюдения за определенный период (за месяц, например).

Потери в ВВ линиях электропередач образуются при транспортировке энергоносителя из-за утечек, связанных с коронным разрядом, а также из-за нагрева проводников. К категории обслуживающего оборудования относят установки и приборы, участвующие в генерации, транспортировке, а также в учете и потреблении отпускаемой энергии. Величины сверхнормативных потерь этой категории в основном не меняются со временем или же учитываются посредством электросчетчиков.

Похожие записи:

Как выставить зажигание с помощью стробоскопа? Сигнализация действия защиты и автоматики Подключение потолочного светильника со светодиодами Маркировка smd компонентов: кодовые обозначения Как сделать веб-приложение для вашего собственного bluetooth low energy девайса? Как подключить усилитель в машине