Elektricitetstab i elektriske netværk er uundgåelige, så det er vigtigt, at de ikke overstiger det omkostningseffektive niveau. Overskridelse af normerne for teknologisk forbrug taler om de problemer, der opstår. For at rette op på situationen er det nødvendigt at etablere årsagerne til forekomsten af \u200b\u200bikke-målomkostninger og vælge, hvordan man reducerer dem. Oplysningerne i artiklen beskriver mange aspekter af denne vanskelige opgave.

Typer og struktur af tab

Tab påvirker forskellen mellem elektricitet, der skal frigives og faktisk modtages til dem. For at normalisere tabene og beregningerne af deres faktiske størrelsesorden blev følgende klassificering vedtaget:

• Teknologisk faktor. Det afhænger direkte af de karakteristiske fysiske processer og kan variere under påvirkning af lastkomponenten, betingede konstante omkostninger, såvel som klimatiske forhold.
• Udgifter brugt på driften af \u200b\u200bhjælpeudstyr og sikrer de nødvendige betingelser for driften af \u200b\u200bdet tekniske personale.
• Kommerciel komponent. Denne kategori indeholder fejl af regnskabsanordninger, såvel som andre faktorer, der forårsager i udlandet af elektricitet.

Nedenfor er et gennemsnitligt prøvetab diagram af en typisk elektrokompany.

Som det fremgår af grafen, er de største omkostninger forbundet med overførslen af \u200b\u200bflyselskaber (LPP), det er ca. 64% af det samlede antal tab. For det andet er effekten af \u200b\u200bCorona (ionisering af luften nær ledningerne af VL og som følge heraf fremkomsten af \u200b\u200bafladningsstrømme mellem dem) - 17%.

Baseret på den præsenterede tidsplan kan det angives, at den største procentdel af ikke-måludgifter falder på den teknologiske faktor.

Hovedårsagerne til elforløb

Efter at have forstået med strukturen, vender vi til de grunde, der forårsager ikke-målforbruget i hver af de ovenfor anførte kategorier. Lad os starte med komponenterne i den teknologiske faktor:

1. Belastningstab, de forekommer i skød, udstyr og forskellige elementer i strømnettet. Sådanne udgifter er direkte afhængige af den samlede belastning. Denne komponent omfatter:

• Strømforslag, de er direkte relateret til den nuværende effekt. Derfor bruger transmissionen af \u200b\u200belektricitet over lange afstande princippet om stigende flere gange, hvilket bidrager til forholdsmæssig reduktion i nuværende, og omkostningerne.
• Forbrug i transformatorer med magnetisk og elektrisk natur (). Som et eksempel viser nedenstående tabel omkostningerne ved omkostningerne ved understationsspændingstransformatorer på 10 kvadratmeter.

Det upassende forbrug i andre elementer er ikke inkluderet i denne kategori på grund af vanskelighederne med sådanne beregninger og mindre omkostninger. Dette giver mulighed for følgende komponent.

1. Kategori af betingede permanente omkostninger. Det omfatter omkostningerne i forbindelse med personaleudnyttelse af elektrisk udstyr og omfatter:

• Hosting arbejde af kraftværker.
• Omkostninger i udstyr, der sikrer kompensationen af \u200b\u200bden reaktive belastning.
• Andre typer omkostninger i forskellige enheder, hvis egenskaber ikke afhænger af belastningen. Som et eksempel, hurtigt isolering, regnskabsanordninger i 0,38 kV netværk, nuværende transformatorer, overspændingsbegrænsere osv.

I betragtning af den sidste faktor bør omkostningerne ved elektricitet til smelte is tages i betragtning.

Støtte til support Support

Denne kategori omfatter omkostningerne ved elektrisk energi på hjælp af hjælpemidler. Et sådant udstyr er nødvendigt for den normale drift af de vigtigste noder, der er ansvarlige for transformationen af \u200b\u200belektricitet og dens fordeling. Omkostningsfiksering udføres af regnskabsanordninger. Vi giver en liste over grundlæggende forbrugere, der tilhører denne kategori:

• ventilations- og kølesystemer af transformerudstyr;
• opvarmning og ventilation af det teknologiske rum, såvel som interne belysningsanordninger;
• belysning af territorier ved siden af \u200b\u200bunderstationer;
• konto oplader;
• operationelle kæder og kontrol- og kontrolsystemer;
• udendørs varmesystemer, såsom Air Switches Control Modules;
• forskellige typer af kompressorudstyr;
• hjælpemekanismer;
• udstyr til reparationsarbejde, kommunikationsudstyr, såvel som andre enheder.

Kommerciel komponent.

Under disse omkostninger er balancen underforstået mellem absolutte (faktiske) og tekniske tab. Ideelt set bør en sådan forskel stræbe efter nul, men i praksis er det ikke rigtigt. Først og fremmest skyldes dette de særegenheder for regnskabsanordningerne for de frigivne el- og elmålere installeret i de endelige forbrugere. Vi taler om fejlen. Der er en række specifikke aktiviteter for at reducere tabet af denne type.

Denne komponent indeholder også fejl i regnskabet udstillet af forbrugeren og tyveri af elektricitet. I det første tilfælde kan en sådan situation forekomme af følgende årsager:

• i kontrakten om levering af elektricitet, ufuldstændig eller ukorrekt information om forbrugeren
• forkert specificeret takst
• manglende overvågningsdata for regnskabsanordninger;
• fejl i forbindelse med tidligere reviderede konti mv.

Hvad angår tyveri, finder dette problem sted i alle lande. Som regel er de samvittighedsfulde forbrugerforbrugere engageret i sådanne ulovlige handlinger. Bemærk, at nogle gange forekommer hændelser og virksomheder, men sådanne tilfælde er ret sjældne, er derfor ikke afgørende. Det er karakteristisk, at toppen af \u200b\u200bfangerne falder i den kolde årstid, og i de regioner, hvor der er problemer med varmeforsyning.

Der er tre måder at forvirre (forstået læsningen af \u200b\u200bregnskabsinstrumentet):

1. Mekanisk. Under det indebærer den passende indblanding i enhedens drift. Dette kan sænke rotationen af \u200b\u200bdisken ved direkte mekanisk eksponering, en ændring i den elektriske målers position ved hældning med 45 ° (til samme formål). Nogle gange anvendes en mere barbarisk metode, nemlig sæler er brudt, og mekanismen er forsinket. En erfaren specialist vil øjeblikkeligt opdage mekanisk indgriben.
2. Elektrisk. Dette kan være som en ulovlig forbindelse til flyselskabet med "skitse", metoden til at investere fase af belastningsstrømmen, samt brugen af \u200b\u200bspecielle enheder til sin fulde eller delvise kompensation. Derudover er der muligheder med shunting det aktuelle kredsløb af regnskabsenheden eller fasen og nul-skiftet.
3. Magnetisk. Med denne metode bringes en neodymmagnet til et induktionsinstrument for regnskabsføring.

Næsten alle moderne instrumenter til at holde "narre" på de ovenfor beskrevne måder ikke kunne. Desuden kan sådanne interventionsforsøg fastsættes af enheden og bringes i hukommelsen, hvilket vil føre til triste konsekvenser.

Begrebet tabsstandard

Under dette udtryk indebærer installationen af \u200b\u200bøkonomisk rimelige kriterier for uhensigtsmæssig udgift i en vis periode. Med rationeringen tages der hensyn til alle komponenter. Hver af dem analyseres omhyggeligt separat. Som følge heraf foretages beregninger under hensyntagen til det faktiske (absolutte) omkostningsniveau i den tidligere periode og analyse af forskellige muligheder, der gør det muligt for de identificerede reserver at reducere tab. Det vil sige, at standarderne ikke er statiske, men revideres regelmæssigt.

Under det absolutte niveau af omkostninger i dette tilfælde er saldoen underforstået mellem transmitteret elektricitet og tekniske (relative) tab. Teknologiske tab standarder bestemmes af passende beregninger.

Hvem betaler for elforløb?

Det hele afhænger af de afgørende kriterier. Hvis vi taler om teknologiske faktorer og omkostninger til støtte for arbejdet med relateret udstyr, er betaling af tab lagt i tariffer for forbrugerne.

Det er helt anderledes om erhvervskomponentens forretning, hvis tabet overskrides, anses hele den økonomiske byrde for at være udgifterne til det selskab, der udfører elektricitet til forbrugerne.

Måder at reducere tab i elektriske netværk

Det er muligt at reducere omkostningerne ved at optimere den tekniske og kommercielle komponent. I det første tilfælde bør følgende foranstaltninger træffes:

• Optimering af ordningen og driftsmetoden for strømnettet.
• Undersøgelse af statisk stabilitet og højkraftbelastningsknuder.
• Reducere den samlede effekt på grund af den reaktive komponent. Som følge heraf vil andelen af \u200b\u200baktiv kraft stige, hvilket er positivt påvirket af kampen mod tab.
• Optimering af lasten af \u200b\u200btransformatorer.
• Modernisering af udstyr.
• Forskellige belastningsnivelleringsmetoder. For eksempel kan det gøres ved at indtaste et multi-tariff betalingssystem, hvor højlasturet er de øgede omkostninger på kW / h. Dette vil betydeligt forbruge elektricitet på bestemte perioder, som følge heraf vil den faktiske spænding ikke "synes" under de tilladte normer.

Reducer kommercielle omkostninger kan være som følger:

• regelmæssig søgning efter uautoriserede forbindelser;
• oprettelse eller udvidelse af kontrolenheder;
• testt vidnesbyrd;
• automatisering af dataindsamling og -behandling.

Metodologi og et eksempel på beregning af elforløb

I praksis bruges følgende teknikker til at bestemme tabet:

• gennemførelse af operationelle beregninger
• dagligt kriterium;
• beregning af medium belastninger;
• analyse af det største tab af transmitteret kraft i konteksten af \u200b\u200bdagstiden;
• appellere til generelle data.

Fuldstændige oplysninger om hver af ovennævnte metoder findes i regulatoriske dokumenter.

I slutningen giver vi et eksempel på beregning af omkostninger i TM 630-6-0.4 Power Transformer. Formlen til beregning og dens beskrivelse er vist nedenfor, den er velegnet til de fleste typer af lignende enheder.

Beregning af tab i Power Transformer

For at forstå processen skal den være bekendt med hovedkarakteristika for TM 630-6-0,4.

Gå nu til beregningen.

Tab i elnettet anser forskellen mellem den overførte elektricitet fra producenten til forbrugeren, der forbruges forbrugte elektricitet. Tabene opstår på kraftoverførslen, i krafttransformatorer på grund af vortexstrømmene under forbruget af instrumenter med en reaktiv belastning, samt på grund af dårlig isolering af ledere og tyveri af uaccounted elektricitet. I denne artikel vil vi forsøge at fortælle om, hvad elforløb i elektriske netværk er, såvel som overveje begivenheder for at reducere dem.

Afstand fra kraftværk til levering af organisationer

Regnskab og betaling af alle typer tab er reguleret af lovgivningen: "Beslutning fra Den Russiske Føderations regering af 27.12.2004 n 861 (ED. Dateret 27. februar 2004)" Ved godkendelse af reglerne om ikke-diskriminerende adgang til Tjenester til transmission af elektrisk energi og leverer disse tjenester ... "P. VI. Proceduren for bestemmelse af tab i elektriske netværk og betaling af disse tab. Hvis du vil håndtere dem, der har brug for at betale en del af den tabte energi, anbefaler vi at udforske denne handling.

Ved overførsel af elektricitet over lange afstande fra producenten til en leverandør til forbrugeren, er en del af energien tabt af mange grunde, hvoraf den ene er en spænding, der forbruges af almindelige forbrugere (den er 220 eller 380 V). Hvis vi udfører transporten af \u200b\u200ben sådan spænding fra kraftværker generatorer direkte, er det nødvendigt at bane et strømnet med en tråddiameter, der vil give al den nødvendige strøm på de angivne parametre. Ledninger vil være meget tykke. De kan ikke suspenderes på kraftledningerne på grund af den høje vægt, pakningen i jorden vil også koste noget.

For at lære mere om, hvorvidt du kan i vores artikel!

For at udelukke denne faktor i distributionsnet anvendes højspændingsledninger. En simpel beregningsformel er som følger: P \u003d jeg * u. Strøm er lig med strømmen til spændingen.

Strømforbrug, w	Spænding, B.	Tal, A.
100 000	220	454,55
100 000	10 000	10

Øget spænding Ved transmission af elektricitet i elektriske netværk er det muligt at reducere strømmen betydeligt, hvilket giver dig mulighed for at gøre med ledninger med en meget mindre diameter. Undervandsstestenen i denne transformation ligger i, at der er tab, som nogen skal betale. Overførsel af elektricitet med sådan spænding, det er signifikant tabt af dårlig kontakt af ledere, som over tid øger deres modstand. Tab stiger med stigende luftfugtighed - lækstrømmen på isolatorerne øges og kronen. Forøg også tabene i kabellinjer, mens de faldende ledningsisoleringsparametre.

Passere leverandørens energi i forsyningsorganisationen. Til gengæld skal der være parametre til de ønskede indikatorer: Konverter de opnåede produkter til en spænding på 6-10 kV, fortyndes med kabellinjer på punkter, hvorefter den omdannes til en spænding på 0,4 kV. Igen er der tab for transformation, når transformatorer 6-10 kV og 0,4 kvadratmeter. Husholdningsforbrugeren leverer elektricitet i den ønskede spænding - 380 V eller 220V. Enhver transformer har sin egen effektivitet og er designet til en bestemt belastning. Hvis forbrugets kraft er større eller mindre end den beregnede effekt, øges tabene i elektriske netværk uafhængigt af leverandørens ønske.

Den næste pitfall popper op inconsistens af transformerkraften konvertere 6-10 kV i 220V. Hvis forbrugerne tager energi mere transformerpas, det eller fejler, eller det vil ikke kunne levere de nødvendige parametre ved udgangen. Som et resultat af en reduktion i netværkets spænding, arbejder de elektriske apparater med en overtrædelse af pasfunktionen og som følge heraf øger forbruget.

Begivenheder for at reducere tekniske tab af elektricitet i strømforsyningssystemer diskuteres detaljeret på videoen:

Home Betingelser

Forbrugeren modtog sin 220/380 i tælleren. Nu er det tabt efter måleren elektrisk energi falder på slutbrugeren.

Den består af:

1. Tab på, når de beregnede forbrugsparametre overskrides.
2. Dårlig kontakt i omskifterenheder (switche, startere, switche, patroner til lamper, gafler, stikkontakter).
3. Kapacitiv belastning af belastning.
4. Induktiv belastning.
5. Brug af forældede belysningssystemer, køleskabe og andet gammelt udstyr.

Overvej begivenheder for at reducere elforløb i boliger og lejligheder.

Krav 1 - Bekæmpelse af denne type tab alene: Anvendelse af ledere af den passende belastning. I eksisterende netværk er det nødvendigt at overvåge overholdelse af parametrene for de ledninger og strømforbrug. Hvis det er umuligt at justere disse parametre og indtaste det normale, skal det sættes op med, at energien går tabt på opvarmning af ledningerne, som følge af hvilke parametrene for deres isoleringsændring og sandsynligheden for brand forekommer i rummet. Vi fik at vide i den relevante artikel.

§ 2 - Dårlig kontakt: I tæpperne - dette er brugen af \u200b\u200bmoderne designs med gode ikke-oxiderende kontakter. Ethvert oxid øger modstanden. I forretterne - på samme måde. Afbrydere - On-shutdown-systemet skal bruge et metal, der er godt modstå fugt, forhøjede temperaturer. Kontakt skal være forsynet med god presset en pol til en anden.

Klausul 3, s. 4 - Reaktiv belastning. Alle elektriske apparater, der ikke tilhører glødelamper, de elektriske komfurer af den gamle prøve har en reaktiv komponent af elforbruget. Enhver induktans, når spændingen påføres på, at den modstår strøm over strømmen på grund af den nye magnetiske induktion. Efter et stykke tid hjælper elektromagnetisk induktion, som forhindrede overgangen af \u200b\u200bstrømmen, dets passage og tilføjer en del af energien til netværket, hvilket er skadeligt for almindelige netværk. De såkaldte hvirvelstrømme forekommer, hvilket fordrejer det sande vidnesbyrd om elektriske målere og gør negative ændringer i parametrene for den medfølgende elektricitet. Det samme sker ved kapacitiv belastning. Ankommer Vortex-strømme ødelægger parametrene til den, der leveres forbruger. Bekæmpelse - brug af særlige kompensatorer af reaktiv energi, afhængigt af belastningsparametrene.

S.5. Brug af forældede belysningssystemer (glødelamper). Deres effektivitet har den maksimale værdi - 3-5%, og måske mindre. De resterende 95% går til opvarmning af filamentet og som følge heraf opvarmning af miljøet, og strålingen opfattes ikke af det menneskelige øje. For at forbedre denne type belysning er derfor blevet upassende. Der er andre typer belysning - luminescerende lamper, der er blevet meget brugt i det seneste. Effektiviteten af \u200b\u200bluminescerende lamper når 7% og førte op til 20%. Brugen af \u200b\u200bsidstnævnte vil give energibesparelser lige nu og under drift på grund af en lang levetid - op til 50.000 timer (glødelampe - 1000 timer).

Separat vil jeg gerne bemærke, at det er muligt at reducere tabet af elektrisk energi i huset ved hjælp af. Derudover, som vi allerede har sagt, går elektriciteten tabt i sin fordybning. Hvis du bemærker, at du straks skal træffe passende foranstaltninger. Hvor skal vi ringe til hjælp, fortalte vi i den relevante artikel, som de refererer til!

Ovennævnte metoder til reduktion af forbrugets kraft giver en reduktion i belastningen på ledninger i huset og som følge heraf reducerer tabet i strømnettet. Som du allerede har forstået, er metoderne til kamp mest videregivet for husholdningsbrugere, fordi ikke alle ejer af lejligheden eller hjemme ved om mulige elforløb, og forsyning af organisationer i deres personale holdes specielt uddannet på dette emne af arbejdere, der er i stand til at håndtere sådanne problemer.

Tabet af elektricitet i elektriske netværk sker ganske ofte, og der er dets grunde til dette. Tab i elnettet anses for at være forskellene mellem den transmitterede elektriske energi på kraftledningerne til det ansvarlige forbrugte energiforbrug. Overvej, hvad der er foranstaltningerne til at reducere tab.

Strømforløb i Power Line: Afstand fra kraftværk

Regnskab og betalingen for alle sorter af tab er reguleret ved lov. Ved transport af energien over lange afstande fra producenten til forbrugeren er der tab af elektriciteten. Dette sker af forskellige grunde, hvoraf den ene er spændingsniveauet, der bruger den sædvanlige forbruger (220 eller 380 V). Hvis du transporterer en sådan elektrisk barriere fra stationsgeneratorer direkte, skal du bane elektriske netværk med en diameter af det elektriske rør, som vil give alt det ønskede elektriske slagtilfælde. Elektriske rør vil være med et meget stort tværsnit.

De vil ikke være i stand til at placere på lammet på grund af den utænkelige tyngdekraft, der ligger på jorden for lange afstande, vil koste meget dyrt.

For at eliminere denne faktor i strømforsyninger Brug højspændings elektricitetsoverførsler. Overførsel af energi med en sådan elektrofemi, det er til tider udstyret med en dårlig kvalitet kontakt af de elektriske ledere, som i året øger deres modstand. Tabene vokser, mens luften øget luftfugtighed - de elektriske strømme af lækage på isolatorerne og kronen stiger. Tab i kabler stiger også, mens de reducerer de elektriske isoleringsparametre. Sendt elleverandør til forsyningsorganisationen.

Det skal henholdsvis give parametre til de nødvendige indikatorer, når de overføres:

1. Transform produkter, der blev opnået i en elektrisk barri af 6-10 kV.
2. Opdel kabler på modtagelsesartikler.
3. Derefter konverteres igen til den elektriske barriere i ledningerne på 0,4 kvadratmeter.

Igen tabet, transformationen under driften af \u200b\u200b6-10 kV elektriske forwarder og 0,4 kV. Energi leveres til den sædvanlige forbruger i den krævede elektriske barriere - 380-220 V. Transformatorer har deres effektivitet og beregnes for en bestemt belastning. Hvis du bevæger dig med strøm eller tværtimod, hvis det er mindre end de beregnede, vil tabene i strømnettet stige uanset leverandørens forslag.

Et andet punkt er inkonsekvensen af \u200b\u200btransformerkraften, som konverterer 6-10 kV i 220 V. Hvis forbrugerne vil tage energi mere strøm, der er angivet i transformatorpaset, er det eller brudt, eller kan ikke levere de nødvendige parametre ved udgangen. Som et resultat af faldet i den elektriske fordeling af elnettet arbejder elektriske apparater med en overtrædelse af pasfunktionen, og derfor øges forbruget.

Hvad afhænger af tabet af spænding i ledningerne

Forbrugeren tog sin 220 eller 380 V på den elektriske meter. Nu kan den energi, der går tabt, være på slutbrugeren.

Består af:

1. Tab for opvarmning af elektriske ledninger, når øget forbrug på grund af beregninger.
2. Dårlig elektrokontakt i strømforsyningskobling elektriske apparater.
3. Den elektriske belastning kapacitiv og induktiv karakter.

Også her omfatter brugen af \u200b\u200bgamle steder, køleudstyr og andre forældede tekniske enheder.

Omfattende elforsyningsforanstaltninger

Overvej foranstaltninger til at reducere el-kabinettet af energi i hytten og lejligheden.

Nødvendig:

1. Kæmp, du har brug for at bruge elektriske ledere passende belastning. I dag i de kraftgitter skal du følge parametrene for elektrisk opbevaring og strøm, som forbruges. I en situation med umuligheden af \u200b\u200bat justere disse parametre og administration til normale indikatorer skal du sætte op, så elektriciteten rengøres med opvarmning af lederne, så parametrene for deres isolering ændres, og risikoen for ild øges.
2. Dårlig elektrokontakt: I gnidningerne - dette er brugen af \u200b\u200binnovative strukturer med gode ikke-oxiderende elektrokontakter. Ethvert oxid øger modstanden. I startere - den samme teknik. Switche - on / off system. Metal bør anvendes injektor og resistente over for høj temperatur regime. Kontakt afhænger af den højkvalitetspressede pol til plus.
3. Reaktiv belastning. Alle elektriske apparater, der ikke er glødelamper, de elektriske fliser af den gamle prøve har en reaktiv komponent af energiforbruget. Enhver induktans Når den anvender på det, modstår strømmen strømmen på grund af den nye magnetiske induktion. Efter en vis periode hjælper et sådant fænomen som en magnetisk induktion, der ikke gav en strøm til at gå, det, strømmer og tilføjer en del af el til elektriciteten, som hacking for generelle kraftgitter. En særlig proces udvikler sig, som kaldes Vortex-elektriske slagtilfælde, de fordrejer målerens vidnesbyrd og gør negative ændringer i parametrene for den energi, der leveres. Det samme sker, når den er kapacitiv elektrisk belastning. Strømmene ødelægger parametrene for den energi, der leveres til forbrugeren. Kampen er at anvende moderne kompensatorer afhængigt af elektronparametrene.
4. Brugen af \u200b\u200bgamle belysningssystemer (glødelamper). Deres effektivitet har maksimalt 3-5%. De resterende 95% går til opvarmning af glødelamperne og som følge af opvarmning af miljøet og til stråling, som en person ikke opfatter. For at forbedre her er det ikke rationelt. Andre lette feeds optrådte - luminescerende lyspærer, LED'er, der er blevet aktivt brugt i dag. Effektiviteten af \u200b\u200bfluorescerende pærer når 7%, og LED'en har en procentdel nær 20. Brugen af \u200b\u200bLED'er giver dig mulighed for at gemme lige nu og i forbindelse med udnyttelse på grund af holdbarhed - kompensation, der bruger op til 50.000 timer.

Det er også umuligt ikke at sige, at det er muligt at reducere tabet af elektricitet i huset ved hjælp af installationen af \u200b\u200bden elektriske stabilisator. Ifølge rådhuset er det muligt at finde det i specialiserede virksomheder.

Sådan beregnes elforløb: Betingelser

Det er nemmest at beregne tabene i kraftnettet, hvor kun en type elektrisk ledning med et tværsnit anvendes, for eksempel, hvis husene kun er monteret af aluminiumselektronik med et tværsnit på 35 mm. I et systems liv med en type elektrokable, er det næsten ikke fundet, normalt anvendes forskellige elektriske rør til at levere bygninger og strukturer. I en sådan situation for at opnå præcise resultater er det nødvendigt at separat overvejes separat for individuelle sektioner og linjer af elektrisk system med en række elektrokables.

Tab i strømnettet på transformeren og er normalt ikke taget i betragtning, da de enkelte elforbrug elektriske apparater sættes i elektrisk panel efter et sådant specielt udstyr.

Vigtig:

1. Beregning af energitab i transformatoren udføres på baggrund af tekniske dokumenter af en sådan enhed, hvor alle parametre, der kræves af dig, vil blive angivet.
2. Det må siges, at der udføres beregninger for at bestemme mængden af \u200b\u200bdet maksimale tab under overførslen af \u200b\u200bstrømmen.
3. Ved beregning er det nødvendigt at tage højde for, at strømforsyningens kraft, produktionsvirksomheden eller et andet objekt er tilstrækkelig til at give alle strømforbrugsstoffer, der er forbundet med det, det vil sige, at systemet kan fungere uden overspænding selv ved den maksimale belastning på hvert objekt inkluderet.

Størrelsen af \u200b\u200bden dedikerede elektricitet kan findes fra kontrakten indgået med energileverandøren. Mængden af \u200b\u200btab afhænger altid af kraften i kraftnettet, fra forbruget gennem potteren. De mere elektriske barrierer forbruges af genstande, jo højere tab.

Teknisk tab af elektricitet i netværk

Tekniske energitab - Tab, der skyldes fysiske transportprocesser, distribution og transformation af elektricitet opdages ved beregninger. Formlen for hvilken beregningen beregnes: P \u003d I * u.

1. Strømmen er lig med at multiplicere strømmen på den elektriske barriere.
2. Øget spænding Ved transmission af energi i strømnettet er det muligt at reducere strømmen i tider, hvilket gør det muligt at gøre med elektriske rørledninger med et meget mindre tværsnit.
3. Undervandsstesten er, at der er tab i transformeren, som nogen skal kompensere.

Teknologiske tab er opdelt i konvention og variabler (afhænger af den elektriske belastning).

Hvad er det kommercielle tab af elektricitet

Kommercielle energitab - elektropotioner, som er defineret som forskellen mellem absolutte og teknologiske tab.

Har brug for at vide:

1. Ideelt set bør kommercielle elektropotioner af energi i kraftnettet være nul.
2. Selvfølgelig, men det i virkeligheden er ferie i kraftnettet, den nyttige ferie og tekniske teknikere bestemmes med fejlene.
3. Deres forskelle er faktisk og er strukturelle elementer af kommerciel elektroperor.

De bør kunne reduceres til minimal værdi på grund af visse foranstaltninger. Hvis der ikke er nogen sådan mulighed, skal du foretage ændringer til vidnesbyrd om meter, de kompenserer for systematiske fejl af elektriske energimålinger.

Mulige elforløb i elektriske netværk (video)

Elektriske energitab i strømnettet fører til yderligere omkostninger. Derfor er det vigtigt at kontrollere dem.

Introduktion

Litteraturanmeldelse

1.3 Idle tab

Konklusion.

Bibliografi.

Introduktion

Elektrisk energi er den eneste type produkt, andre ressourcer bruges til at flytte fra produktionssteder til forbrugssteder. Til dette formål forbruges en del af den overførte elektricitet, så dens tab er uundgåelige, opgaven er at bestemme deres økonomisk rimeligt niveau. Reduktion af elforløb i elektriske netværk op til dette niveau - et af de vigtige energibesparende områder.

I løbet af perioden 1991-2003 voksede de samlede tab i de russiske energisystemer i den absolutte værdi, og som en procentdel af elorlov til netværket.

Stigningen i energitab i elektriske netværk bestemmes af virkningen af \u200b\u200bret objektive mønstre i udviklingen af \u200b\u200bhele energibranchen som helhed. De vigtigste er: en tendens til koncentrationen af \u200b\u200belproduktion på store kraftværker; Kontinuerlig stigning i elektriske netværksbelastninger forbundet med den naturlige vækst af forbrugerbelastninger og incidenshastigheden af \u200b\u200bnetværksbåndbredde fra hastigheden af \u200b\u200bstrømforbruget vækstrater og generering af faciliteter.

I forbindelse med udviklingen af \u200b\u200bmarkedsforhold i landet er betydningen af \u200b\u200bproblemet med elforløb steget betydeligt. Udviklingen af \u200b\u200bmetoder til beregning, analyse af tab af elektricitet og valget af økonomisk rimelige foranstaltninger for at reducere dem udføres i Vniie i mere end 30 år. For at beregne alle komponenter i elforløb i netværket af alle spændingsklasser af AO-Energo og i udstyr af netværk og understationer og deres reguleringsegenskaber er der udviklet en softwarepakke, der har et overensstemmelsescertifikat, godkendt af CDU af Ues of Russia, Glavgosergonadzor i Rusland og Institut for Elektriske netværk Rao Ues i Rusland.

På grund af kompleksiteten af \u200b\u200bberegning af tab og tilstedeværelsen af \u200b\u200bvæsentlige fejl er der for nylig blevet lagt særlig vægt på udviklingen af \u200b\u200bmetoder til rationering af elforløb.

Metoden til bestemmelse af tabsstandarderne er endnu ikke blevet fastslået. Selv principperne om rationering er ikke defineret. Meninger om tilgangen til rationering er i en bred vifte - fra ønsket om at have en etableret solid standard som en procentdel af tab, før de kontrollerer de "normale" tab ved hjælp af konstant udførte beregninger på netværkssystemer ved hjælp af den relevante software.

For de opnåede satser etableres elpriserne. Toldforordningen er tildelt statslige myndigheder FEK og REC (Federal og Regional Energy Commissions). Energiforsyningsorganisationer bør retfærdiggøre niveauet for elforløb, som de anser det for hensigtsmæssigt at inddrage i tariffen og energikommissionerne - analysere disse begrundelser og acceptere eller justere dem.

I dette papir overvejes problemet med beregning, analyse og ration af elforløb fra moderne positioner; Teoretiske klausuler præsenteres, en beskrivelse af den software, der gennemfører disse bestemmelser, gives, og erfaringerne med praktiske beregninger præsenteres.

Litteraturanmeldelse

Problemet med at beregne elforløb er bekymret for kraft ingeniører i meget lang tid. I den henseende er der i øjeblikket meget få bøger om dette emne, fordi lidt har ændret sig i en netværks hovedenhed. Men samtidig fremstilles et tilstrækkeligt stort antal artikler, hvor gamle data er raffineret, og der foreslås nye løsninger for de problemer, der er forbundet med beregningen, normaliseringen og reduktionen af \u200b\u200belforløb.

En af de nyeste bøger udstedt på dette emne er Jersey-bogen Yu.S. "Beregning, analyse og rationering af elforløb i elektriske netværk." Det er mest fuldt ud repræsenteret af strukturen af \u200b\u200belforløb, tabsanalysemetoder og udvælgelse af foranstaltninger til at reducere dem. Metoderne til normalisering af tab understøttes. Detaljer beskrevet software, der implementerer tabsberegningsmetoder.

Tidligere blev forfatteren frigivet bogen "Valget af foranstaltninger til reduktion af elforløb i elektriske netværk: En vejledning til praktiske beregninger." Her blev den mest opmærksomhed betalt til metoder til beregning af elforløb i forskellige netværk og begrundet brugen af \u200b\u200ben metode eller en anden afhængigt af typen af \u200b\u200bnetværk samt foranstaltninger til reduktion af elforløb.

I bogen Buduzko I.A. og Levina M.S. Strømforsyningen af \u200b\u200blandbrugsvirksomheder og bosættelser "Forfatterne gennemgik problemerne med strømforsyningen generelt, lægger vægt på distributionsnet, der fodrer landbrugsvirksomheder og bosættelser. Bogen indeholder også anbefalinger til tilrettelæggelse af kontrol over forbruget af elektricitet og forbedring af regnskabssystemerne.

Forfatterne af Wollenssky V.E., Zhelezko Yu.s. og Kazantsev V.N. I bogen "Power Loss In Electrical Networks of Power Systems" blev generelle spørgsmål relateret til reducerede elforløb i netværk betragtet i detaljer: Metoder til beregning og forudsigelse af tab i netværk, en analyse af tabet af tab og beregning af deres gennemførlighed effektivitet, planlægningstab og foranstaltninger til at reducere dem.

I artiklen Wollen, V.E., Charnelova S.V. og Kalinkini Ma. "Programmet til beregning af det tekniske tab af strøm og elektricitet i distributionsnet 6 - 10 KV" er beskrevet detaljeret programmet til beregning af det tekniske tab af elektricitet RTP 3.1. Dets største fordel er enkelhed at bruge og nem at analysere afledningen af Finite resultater, som væsentligt reducerer personaleudgifter til beregning.

Artikel Zhelezko Yu.S. "Principperne om rationering af elforløb i elektriske netværk og beregningssoftwaren" er afsat til det faktiske problem med rationering af elforløb. Forfatteren fokuserer på en målrettet reduktion af tab til et økonomisk rimeligt niveau, hvilket ikke giver en eksisterende normaliseringspraksis. Artiklen har også et forslag om at anvende de lovgivningsmæssige karakteristika for de tab, der er udviklet på grundlag af detaljerede skematiske beregninger af netværk af alle stresklasser. I dette tilfælde kan beregningen udføres, når du bruger software.

Formålet med en anden artikel af samme forfatter kaldet "Evaluering af elforløb på grund af instrumentelle målefejl" præciserer ikke metoden til bestemmelse af fejlene for specifikke måleinstrumenter baseret på scanningen af \u200b\u200bderes parametre. Forfatteren i artiklen var vurderingen af \u200b\u200bde resulterende fejl i systemet for at tage hensyn til kvitteringen og frigivelse af elektricitet fra netværket af en strømforsyningsorganisation, som omfatter hundredvis og tusindvis af instrumenter. Der lægges særlig vægt på den systematiske fejl, som i øjeblikket viser sig at være en betydelig del af tabsstrukturen.

I artiklen Galanova V.P., Galanova V.V. "Virkningen af \u200b\u200bkvaliteten af \u200b\u200belektricitet på niveauet af dets tab i netværket" blev opmærksom på det faktiske problem med kvaliteten af \u200b\u200belektricitet, hvilket har en betydelig indvirkning på elforløb i netværk.

Artikel Wollen, V.E., Zagorsky Ya.t. og Apricatina V.N. "Beregning, rationering og reduktion af elforløb i byelektriske netværk" er afsat til at præcisere eksisterende metoder til beregning af elforløb, normalisering af tab i moderne forhold samt nye tabsreduktionsmetoder.

I artiklen Ovchinnikova A. "Power Loss i Distribution Networks er 0,38 - 6 (10) KV" fokuseret på at opnå pålidelige oplysninger om parametrene for arbejdet med netværksøkonomiske elementer og frem for alt om indlæsning af strømtransformatorer. Disse oplysninger, ifølge forfatteren, vil bidrage væsentligt til at reducere tabet af elektricitet i netværk på 0,38 - 6 - 10 kvadratmeter.

1. Elektricitetstabstruktur i elektriske netværk. Teknisk tab af elektricitet

1.1 Elektricitetstabstruktur i elektriske netværk

Ved transmission af elektrisk energi i hvert elektrisk netværk element forekommer tab. For at studere komponenter af tab i forskellige netværkselementer og evaluere behovet for en bestemt begivenhed, der tager sigte på at reducere tab, udføres en analyse af strukturen af \u200b\u200belforløb.

Faktisk (rapportering) elforløb Δ W. Rapporten er defineret som elforskellen, der er indgået i netværket, og elektricitet frigives fra netværket til forbrugerne. Disse tab omfatter komponenter af forskellige natur: Tab i netværkselementer med rent fysisk karakter, omkostningerne ved elektricitet til at arbejde installeret på stationer og sikre transmission af elektricitet, fejlen for fastsættelse af elektricitet til instrumenterne i dens regnskab og endelig tyveri af elektricitet, ikke-betaling eller ufuldstændige betalingsmåleraflæsninger mv.

Adskillelsen af \u200b\u200btab i komponenter kan udføres i overensstemmelse med forskellige kriterier: arten af \u200b\u200btab (konstant, variabler), spændingsklasser, grupper af elementer, produktionsenheder mv. I betragtning af den fysiske natur og specifikationerne af metoderne til bestemmelse af de kvantitative værdier af faktiske tab kan de opdeles i fire komponenter:

1) Teknisk tab af elektricitet Δ W. T. , Konditioneret af fysiske processer i ledninger og elektrisk udstyr, der forekommer under elektricitetsoverførsel af elektriske netværk.

2) Elektricitetsforbrug til deres egne understationsbehov Δ W. Sn. , nødvendigt for at sikre driften af \u200b\u200bteknologisk udstyr til stationer og levebrød af servicepersonalet, bestemt af vidnesbyrd om meter, der er etableret på transformatorerne af substationens egne behov

3) Elforløb på grund af instrumentelle fejl måle dem (Instrumentalt tab) δ W. Lave om;

4) Kommercielle tab Δ W. K, på grund af tyveri af elektricitet, manglende overholdelse af måleraflæsning for elektricitet af husholdningsforbrugere og andre grunde i tilrettelæggelsen af \u200b\u200bkontrol over forbrug af energi. Deres betydning bestemmes som forskellen mellem de faktiske (rapportering) tab og summen af \u200b\u200bde første tre komponenter:

Δ W. K \u003d δ. W. Nej - δ. W. T - δ. W. CH - Δ. W. Lave om (1.1)

De tre af de første komponenter i tabsstrukturerne skyldes de teknologiske behov i eltransmissionsprocessen på netværk og instrumentelle regnskabsføring for modtagelse og ferie. Summen af \u200b\u200bdisse komponenter er vel beskrevet af udtrykket teknologiske tab . Den fjerde komponent - kommercielle tab - er virkningen af \u200b\u200b"menneskelige faktor" og omfatter alle dens manifestationer: bevidst tyveri af elektricitet af nogle abonnenter ved at ændre indikationerne for tællere, ikke-betaling eller ufuldstændig betaling af måleraflæsninger mv.

Kriterier for tilskrivning af en del af elektricitet til tab kan være fysisk og Økonomisk Karakter.

Mængden af \u200b\u200btekniske tab, forbruget af elektricitet til de egne behov for understationer og kommercielle tab kan kaldes fysisk Tab af elektricitet. Disse komponenter er virkelig forbundet med fysik for energifordeling over netværket. Samtidig tilhører de to første komponenter af fysiske tab teknologien til transmission af elektricitet over netværk og den tredje til teknologien til at kontrollere antallet af transmitteret elektricitet.

Økonomien bestemmer. tABS. Som en del af den elektricitet, som dens registrerede nyttige ferie, viste forbrugerne sig til at være mindre elektricitet produceret på sine kraftværker og købt hos sine andre producenter. Samtidig er den registrerede levetid af elektricitet her ikke kun den del af sin side, de midler, som de faktisk blev modtaget til strømforsyningsorganisationens afviklingskonto, men også den, som fakturaerne er udstillet, dvs. Energiforbruget er fastsat. I modsætning hertil er det faktiske vidnesbyrd om tællere, der registrerer energiforbruget af husstandsabonnenter, ukendte. Den nyttige elforladelse af husstandsabonnenter bestemmes direkte i henhold til den modtagne betaling for måneden, derfor omfatter tabene alle ubetalte energi.

Ud fra økonomiens synspunkt er elforbruget til deres egne understations behov ikke anderledes end strømningshastigheden i elementerne i netværk til transmission af resten af \u200b\u200bel til forbrugerne.

Den rigelige af mængden af \u200b\u200bnyttig elektricitet er det samme økonomiske tab som de to komponenter beskrevet ovenfor. Det samme kan siges om elforsikringen af \u200b\u200belektricitet. Således er alle fire komponenter beskrevet ovenfor lige ens.

Teknisk elforløb kan repræsenteres af følgende strukturelle komponenter:

indlæsning af tab i udstyr af understationer. Disse omfatter tab af indflydelses- og strømtransformatorer samt tab i målstransformatorerne af de nuværende, højfrekvente barrierer (PT) af RF-kommunikations- og strømbegrænsende reaktorer. Alle disse elementer er inkluderet i "Latch" -linjen, dvs. Konsekvent afhænger derfor af magten, der strømmer gennem dem.

idlingstab, herunder elektricitetstab i strømtransformatorer, kompensationsanordninger (KU), spændingstransformatorer, meter og tilslutning af RF-tilslutningsanordninger samt tab i isoleringen af \u200b\u200bkabellinjer.

klimatiske tab, herunder to typer tab: Tab på kronen og tabet på grund af lækstrømmer til VL og understationer isolere. Begge typer afhænger af vejrforholdene.

Tekniske tab i elektriske netværk af energiforsyningsorganisationer (elsystemer) skal beregnes på tre spændingsområder:

i forsyningsnet af højspænding på 35 kV og højere;

i mellemspændingsfordelingsnetværk 6 - 10 kV;

i lavspændingsfordelingsnetværk 0,38 kV.

Distributionsnet 0.38 - 6 - 10 kV, betjente res og PES, er kendetegnet ved en betydelig del af elforløb i totale tab over hele eltransmissionskredsen fra kilder til elektriske modtagere. Dette skyldes de særegenheder for byggeri, funktion, tilrettelæggelsen af \u200b\u200bdriften af \u200b\u200bdenne type netværk: et stort antal elementer, forgrening af ordninger, utilstrækkelig vedligeholdelse af regnskabsanordninger, relativt lave belastningselementer mv.

For øjeblikket beregnes tekniske tab i netværk på 0,38 - 6 - 10 kV månedligt og opsummeret i løbet af året. De resulterende tabsværdier bruges til at beregne den planlagte standard for elforløb for det næste år.

1.2 Lastetab af elektricitet

Energitab i ledninger, kabler og transformatorer viklinger er proportional med firkanten af \u200b\u200bden aktuelle strømstrøm og kaldes derfor belastningstab. Laststrømmen er normalt varieret i tide, og belastningstab kaldes ofte variabler.

Elektricitetsbelastning omfatter:

Tab i linjer og krafttransformatorer, som generelt kan bestemmes af formlen, tusind kWh:

hvor Jeg ( t) - Elementets nuværende på tidspunktet for tiden t. ;

Δ t. - tidsintervallet mellem sekventielle målinger, hvis sidstnævnte blev udført på lige tid med tilstrækkeligt små tidsintervaller. Tab i de nuværende transformatorer. Tabet af aktiv effekt i TT og dets sekundære kæde bestemmes af summen af \u200b\u200bde tre komponenter: tab i primær Δp 1. og sekundært Δp 2. viklinger og tab i lasten af \u200b\u200bden sekundære kæde Δp h2. . Den normaliserede værdi af den sekundære kædebelastning af de fleste TT med en spænding på 10 kV og den nominelle strøm på mindre end 2000 A, som udgør størstedelen af \u200b\u200balle TTS, der drives i netværket, er 10 wa på TT-nøjagtighedsklassen Til tt. \u003d 0,5 og 1 kan Til tt \u003d. 1.0. For en TT med en spænding på 10 kV og den nominelle strøm 2000 A og mere og mere for en TT spænding på 35 kV er disse værdier dobbelt så meget og for TT med en spænding på 110 kV og højere - tre gange mere. For tab af elektricitet i TT af en sammenføjning, tusind kWh pr. Estimeret periode t, dage:

hvor β TTEKV - Koefficienten for tilsvarende strømbelastning TT;

men og b koefficienterne for det specifikke tab af magt i TT og i

hans sekundære kæde Δp tt. At have en visning:

Tab i højfrekvente kommunikationsbarrierer. De samlede tab i dion- og tilsætningsenheden i samme fase VL kan bestemmes ved formlen, tusind kWh:

hvor β-anledning er forholdet mellem standard driftsstrøm VO for de beregnede

periode til dets nominelle strøm

Δ R. PR-tab i vedhæftede enheder.

1.3 Idle tab

Til elektriske netværk på 0,38 - 6 - 10 kV omfatter komponenterne i tabet af tomgang (betinget konstant tab):

Power tabs tomgang i strømtransformatoren, der bestemmes under T. Ifølge formlen, tusind kWh:

, (1.6)

hvor δ. R. X - Tab af strøm af den enkelt transformer ved nominel spænding U. N;

U ( t) - Spænding på tilslutningspunktet (på introduktionen af \u200b\u200btransformeren på tidspunktet for tiden t. .

Tab i kompenserende enheder (KU), afhængigt af typen af \u200b\u200benhed. I distributionsnet anvendes 0,38-6-10 KV hovedsagelig batterier af statiske kondensatorer (BSK). Tabene i dem bestemmes på grundlag af de kendte specifikke tab af POWER Δp B CK, KW / KVAR:

hvor W. Q B CK - Reaktiv energi produceret af batteriet af kondensatorer til den estimerede periode. Normalt Δp b ck \u003d 0,003 kw / kv.

Tab i spændingstransformatorer. Tabet af aktiv kraft i TN består af tab i selve TN og i den sekundære belastning:

ΔР. Tn \u003d. ΔР. 1T +. ΔР. 2t. (1.8)

Tab i sig selv ΔР. 1th består hovedsagelig af tab i ståltransformatoren magnetisk kredsløb. De vokser med stigende nominel spænding og for en fase ved nominel spænding numerisk omtrent svarende til den nominelle netværksspænding. I distributionsnet med en spænding på 0,38-6-10 kV udgør de ca. 6-10 W.

Sekundære tab ΔР. 2N afhænger af klassen af \u200b\u200bnøjagtighed TN Til tn. Desuden for transformatorer med en spænding på 6-10 kV, denne afhængighed lineær. Med en nominel belastning for TN af denne spændingsklasse ΔР. 2T ≈ 40 W. I praksis er de sekundære kredsløb af TN imidlertid ofte overbelastet, så de angivne værdier skal multipliceres med indlæsningskoefficienten for det sekundære kredsløb TNβ2T. I betragtning af ovenstående bestemmes det samlede tab af elektricitet i TN og belastningen af \u200b\u200bdets sekundære kæde af formlerne, tusind kWh:

Tab i isoleringen af \u200b\u200bkabellinjer, som bestemmes af formlen, kWh:

hvor b C. - Kapacitiv kabel ledningsevne, SIM / KM;

U. - Spænding, KV;

L cab - kabellængde, km;

tGφ - Tangentvinkel af dielektriske tab, bestemt ved formlen:

hvor T. - antal års drift af kablet

en τ. - Aging koefficient under hensyntagen til aldring af isolation under

operation. Hvad der sker for at øge vinkel tangent

dielektriske tab reflekteres i den anden beslag med formlen.

1.4 Klimatab af elektricitet

Korrektion med vejrforhold eksisterer for de fleste typer tab. Niveauet af strømforbrug, der bestemmer strømstrømmene i grenene og spændingen i netværkets noder, afhænger væsentligt af vejrforholdene. Sæsonbestemt dynamik af visimilly manifesterer sig i belastningstab, elforbrug til deres egne behov for understationer og overflod af elektricitet. Men i disse tilfælde udtrykkes afhængighed af vejrforhold primært gennem en faktoreltemperatur.

På samme tid er der komponenter af tab, hvis værdi bestemmes ikke så meget temperatur som vejrtype. Først og fremmest bør det tilskrives kronetab, der opstår på ledningerne af højspændingsledninger på grund af den høje spænding på det elektriske felt på deres overflade. Som typiske typer vejr, når du beregner kronetab, er det sædvanligt at allokere godt vejr, tør sne, regn og frost (i rækkefølge af stigende tab).

Med fugtgivende en forurenet isolator på overfladen opstår der et ledende medium (elektrolyt), hvilket bidrager til en signifikant stigning i lækstrøm. Disse tab forekommer hovedsageligt med vådt vejr (tåge, dug, drizzling regner). Ifølge statistikker er årlige elektricitetstab i AO-Energy Networks på grund af lækstrømme til isolatorer af VL af alle belastninger i overensstemmelse med tab på kronen. Samtidig falder ca. halvdelen af \u200b\u200bderes samlede værdi på nettet på 35 kV og derunder. Det er vigtigt, at både lækstrøm og kronetab er rent aktive i naturen og derfor er en direkte komponent af elforløb.

Klimatiske tab omfatter:

Tab på kronen. Tabet på kronen afhænger af tværsnittet af ledningen og driftsspændingen (jo mindre tværsnittet og over spændingen, desto større er den specifikke spænding på ledningens overflade og jo større tabet), designet af Fase, linje længde og vejret. Specifikke tab under forskellige vejrforhold bestemmes på grundlag af eksperimentelle undersøgelser. Tab fra lækstrøm på luftisolatorer. Mindste længde af isolatorernes lækstrøm er normaliseret afhængigt af graden af \u200b\u200bforurening af atmosfæren (r). Samtidig er de data, der er nævnt i litteraturen på isolatorernes modstand, meget heterogene og er ikke bundet til niveauet af SZ.

Strømmen, der frigives på en isolator, bestemmes af formlen, KW:

hvor U er - Spænding, der kommer på en isolator, KV;

R fra - Hans modstand, com.

Tabet af elektricitet forårsaget af lækstrømme på isolatorerne af WL kan bestemmes ved formlen, tusind kWh:

, (1.12)

hvor T vl. - Varighed i den beregnede periode af vådt vejr

(tåge, dug og drizzling regner);

N Gir. - Antallet af isolatorer Garlands.

2. Metoder til beregning af elforløb

2.1 Metoder til beregning af elforløb til forskellige netværk

Nøjagtig definition af tab over tidsinterval T. muligt med kendte parametre R. og δ. R. x og tidsfunktioner JEG. (t.) I. U. (t.) På hele intervallet. Parametre. R. og δ. R. X er normalt kendt, og i de beregninger betragtes de som konstante. Men på samme tid afhænger ledermodstanden af \u200b\u200btemperaturen.

Moderne parametre information JEG. (t.) I. U. (t.) Det er normalt kun tilgængeligt for dagene med kontrolmålinger. I de fleste understationer uden servicepersonale er de registreret 3 gange for testdagen. Disse oplysninger er ufuldstændige og begrænset til pålidelige, da målinger udføres af udstyr med en bestemt nøjagtighedsklasse og ikke på samme tid på alle understationer.

Afhængigt af fuldstændigheden af \u200b\u200boplysninger om belastningen af \u200b\u200bnetværkselementerne kan følgende metoder bruges til at beregne belastningstab:

Metoder til elementberegninger ved hjælp af formlen:

, (2.1)

hvor k. - antal netværkselementer

-Ho elementresistens R I. i

tidspunktet for tid j. ;

Δ t. - Frekvens af undersøgelse af sensorer fastsættelse

nuværende belastninger af elementer.

Metoder til karakteristiske tilstande ved hjælp af formlen:

, (2.2)

hvor δ. R. JEG. - Læg strømtab i netværket i jEG. -Mome mode.

varighed t. JEG. timer;

n. - antallet af tilstande.

Metoder til karakteristiske dage ved hjælp af formlen:

, (2.3)

hvor m. - Antallet af karakteristiske dage, tabet af elektricitet for hver af dem, der beregnes i henhold til de velkendte belastningsskemaer

i noder af netværket er δ W. N C. JEG. ,

D EK. I - Tilsvarende varighed af året jEG. "Egenskab

grafik (antal dage).

4. Metoder til antallet af timer med det højeste tab τ, ved hjælp af formlen:

, (2.4)

hvor δ. R. Max. - Power tab i maksimal netværksbelastningstilstand.

5. Metoder til gennemsnitlige belastninger ved hjælp af formlen:

, (2.5)

hvor δ. R. Med P - strømforsyning i netværket med mellemstore mængder af noder

(eller i netværket som helhed) under T. ;

k. F. - Koefficienten for strømplan eller strøm.

6. Statistiske metoder, der bruger regressionsresparelser af elforløb fra de generelle egenskaber ved elektriske netværk og tilstande af elektriske netværk.

Metoder 1-5 sørger for elektriske beregninger af netværk af de angivne værdier af parametrene for kredsløbet og belastningen. Ellers kaldes de schemechnical. .

Ved anvendelse af statistiske metoder til elforløb beregnet på grundlag af stabile statistiske afhængigheder af tab fra generelle netværksparametre, såsom den samlede belastning, linjens samlede længde, antallet af understationer mv. Afhængighederne selv modtager dem grundlaget for statistisk behandling af et vist antal kredsløbsberegninger, for hver af dem den beregnede værdi af tabet og værdierne af faktorerne, forbindelsen af \u200b\u200btab, som er etableret.

Statistiske metoder tillader ikke at planlægge specifikke foranstaltninger for at reducere tab. De bruges til at vurdere de samlede tab på netværket. Men på samme tid, der anvendes på mange genstande, såsom 6-10 kV linjer, gør det muligt at identificere dem, hvor der er steder med forhøjede tab. Dette gør det muligt at stærkt reducere omfanget af kredsløbsberegninger og dermed og reducere lønomkostningerne for deres adfærd.

Ved udførelse af kredsløbsberegninger kan en række kildedata og beregningsresultater være i probabilistisk form, for eksempel i form af matematiske forventninger og dispersioner. I disse tilfælde anvendes apparatet med sandsynlighedsteori, så disse metoder kaldes probabilistiske kredsløbsmetoder .

At bestemme τ og k. F Anvendes i metoder 4 og 5, er der en række formler. Den mest egnede til praktiske beregninger er følgende:

; (2.6)

hvor k. W er fyldningskoefficienten for en graf svarende til det relative antal timer ved anvendelse af den maksimale belastning.

Ifølge karakteristikaene for ordningerne og regimer for elektriske netværk og informationssikkerhed er der kendetegnet ved, at der afgives fem grupper af netværk, beregning af elforløb, hvor der producerer forskellige metoder:

transit elektriske netværk af 220 kV og højere (intersystemforbindelser), hvorigennem effekten mellem strømsystemerne udføres.

Til transit elektriske netværk, tilstedeværelsen af \u200b\u200bbelastninger, variabler efter værdi og ofte af tegnet (reversible strømstrømme). Parametrene for disse netværk måles normalt time.

lukkede elektriske netværk på 110 kV og højere, praktisk taget ikke involveret i udveksling af magt mellem elsystemerne;

Åbne (radiale) elektriske netværk 35-150 kV.

For at levere elektriske netværk af 110 kV og derover og åbne distributionsnet på 35-150 KV-tilstand måles parametre i dagene med kontrolmålinger (karakteristiske vinter- og sommerdage). Åbnede netværk på 35-150 kV tildeles en separat gruppe på grund af muligheden for at udføre tab i dem særskilt fra tab af tab i et lukket netværk.

distribution Elektriske netværk 6-10 kV.

For åbne 6-10 kV-netværk er belastningen på hovedet på hver linje (i form af el eller strøm) kendt.

distribution Elektriske netværk 0.38 kvadratmeter.

For elektriske netværk på 0,38 kV er kun data af episodiske målinger af den samlede belastning i form af fasestrømme og spændingstab i netværket tilgængelige.

I overensstemmelse med følgende formål, der er angivet for netværk, anbefales følgende beregningsmetoder.

Metoder til karakteristiske tilstande anbefales til beregning af tab i systemdannelses- og transitnetværket i nærvær af teleinformation om belastningerne af knudepunkterne, der periodisk overføres til MC-strømsystemet. Begge metoder - elementberegninger og karakteristiske tilstande - er baseret på operationelle beregninger af strømforsyning i netværket eller dets elementer.

Metoder til karakteristiske dage og antal timer med de største tab kan bruges til at beregne tab i lukkede netværk på 35 kV og over selvbalanceringssystemer og i åbne netværk på 6-150 kV.

Metoder til gennemsnitlige belastninger gælder ved relativt homogene navbelastningsgrafer. De anbefales som foretrukne for åbne netværk på 6-150 kV i nærvær af el-data, der ses i løbet af perioden under netværkets indsendelse. Manglen på data om masser af netværk nodes forårsager deres ensartethed.

Alle metoder, der gælder for tabsberegninger i højere spændingsnet, hvis der er relevant information, kan bruges til at beregne tab og lavspændingsnetværk.

2.2 Metoder til beregning af elforløb i distributionsnet 0.38-6-10 kV

Et netværk af 0,38-6 - 10 KV-strømsystemer er kendetegnet ved den relative enkelhed af kredsløbet af hver linje, et stort antal sådanne linjer og den lave pålidelighed af information på transformatorer belastninger. De angivne faktorer gør det uhensigtsmæssigt på dette stadium. Ansøgning om beregninger af elforløb i disse netværk af metoder svarende til dem, der anvendes i højspændinger, der anvendes i netværk og baseret på tilstedeværelsen af \u200b\u200boplysninger om hvert netværkselement. I denne forbindelse blev metoder baseret på repræsentationen af \u200b\u200b0,38-6-10 kV linjer i form af ækvivalente modstande fordelt.

Belastning af elektricitet i linjen bestemmes af en af \u200b\u200bto formler, afhængigt af hvilke oplysninger om belastningen af \u200b\u200bhovedområdet er aktivt - aktivt W. P og reaktive. w. Q Energi transmitteret under t t eller maksimal klar belastning JEG. MAX:

, (2.8)

, (2.9)

hvor k. Fr I. k. F Q - koefficienter for form af grafer af aktiv og reaktiv effekt;

U. EF er en tilsvarende netværksspænding, der tager højde for ændringen i den faktiske spænding både i tide og langs linjen.

Hvis grafik R. og Q. Hovedplottet registreres ikke, diagramformularkoefficienten anbefales at bestemme (2.7).

Ækvivalent spænding bestemmes af den empiriske formel:

hvor U. 1 , U. 2 - spændinger i CPU'en i tilstandene for de største og mindste belastninger; k. 1 \u003d 0,9 til netværk på 0,38-6-10 kV. I dette tilfælde erhverver formel (2.8) formularen:

, (2.11)

hvor k. F2 er defineret af (2.7), baseret på dataene på koefficienten for at udfylde aktiviteten af \u200b\u200bden aktive belastning. På grund af manglen på tidspunktet for måling af den nuværende belastning med en ukendt tidspunkt af dets gyldige maksimum af formel (2.9) giver undervurderet resultater. Afskaffelsen af \u200b\u200ben systematisk fejl opnås ved at øge værdien opnået ved (2,9), 1,37 gange. Den estimerede formel erhverver formularen:

. (2.12)

Den tilsvarende modstand på 0,38-6-10 kV linjer med ukendte belastninger af elementerne bestemmes ud fra antagelsen af \u200b\u200bden samme relative loading af transformatorer. I dette tilfælde har den beregnede formel formularen:

, (2.13)

hvor S. T. JEG. - Den samlede nominelle kraft til distributionstransformatorer (RT) modtagende effekt jEG. -Mu plot af linjer modstand R. L. JEG,

p - antal linjer;

S. T. J. - Rated Power. jEG. Pt resistens R. T. J. ;

t - Rt nummer;

S. T. g - den samlede effekt af RT fastgjort til den pågældende linje.

Betaling R. EF-software (2.13) involverer behandling af kredsløbet af hver linje på 0,38-6-10 kV (Numre of Nodes, kodning af mærker af ledninger og kraft af RT osv.). På grund af et stort antal linjer en sådan beregning R. EK kan være svært på grund af store lønomkostninger. I dette tilfælde bruger de regressionsresparelser for at bestemme R. EF, baseret på de generelle parametre for linjen: Den samlede længde af linjens linje, tværsnit af ledningen og længden af \u200b\u200bmotorvejen, forgrenet osv. Til praktisk brug er afhængighed mest hensigtsmæssig:

, (2.14)

hvor R g - modstand af hovedets hoved

l. M A. , l. m C - de samlede længder af hovedvejen (uden hovedområde) med henholdsvis aluminium og ståltråde;

l. Om A. , l. omkring C - de samme afsnit af en linje relateret til grenen fra motorvejen;

F m - sektion af motorvejen;

men 1 - men 4 - Bordkoefficienter.

I forbindelse med dette er afhængighed (2.14) og den efterfølgende definition med sine hjælpetab af elektricitet i linjen tilrådeligt at bruge til at løse to opgaver:

definitioner af totale tab i k. Linjer som summen af \u200b\u200bværdier beregnet af (2.11) eller (2.12) for hver linje (i dette tilfælde reduceres fejlene ca. √ k. tid);

definitioner af linjer med forhøjede tab (foci of tab). Disse linjer omfatter linjer, for hvilke den øvre grænse for tabet usikkerhed interval overstiger den etablerede norm (for eksempel 5%).

3. Beregningsprogrammer for elforløb i distribution af elektriske netværk

3.1 Behov for at beregne tekniske tab af elektricitet

I øjeblikket vokser tab i netværk i mange energisystemer i Rusland selv med et fald i energiforbruget. I dette tilfælde er absolutte og relative tab, der allerede har nået 25-30%. For at bestemme, hvilken andel af disse tab der virkelig er en fysisk bestemt teknisk komponent, og som er på den kommercielle, tilknyttede regnskab, er det nødvendigt at være i stand til at overveje teknisk og indsamle data om betalinger, at kunne overveje teknisk tab.

Tab af aktivt strømtab i netværkselementet med modstand R. ved spænding U. Bestem ved formlen:

, (3.1)

hvor P. og Q - Aktiv og reaktiv effekt transmitteret efter emne.

I de fleste tilfælde, R. og Q. På netværkselementer er oprindeligt ukendte. Som regel er belastninger kendt i noderne på netværket (ved understationer). Formålet med den elektriske beregning (beregning af den etablerede tilstand - ur) på ethvert netværk er at bestemme værdierne R. og Q. I hver gren af \u200b\u200bnetværket ifølge deres værdier i noder. Derefter repræsenterer definitionen af \u200b\u200btotale energitab i netværket en simpel opgave med opsummering af de værdier, der er defineret i formlen (3.1).

Volumen og arten af \u200b\u200bde oprindelige data om skemaerne og belastningerne adskiller sig væsentligt for netværk af forskellige spændingsklasser.

Til netværk 35 kV. og derover er normalt kendte værdier P. og Q. Belastning universiteter. Som et resultat af beregningen detekteres strømmen R. og Q. I hvert element.

Til netværk 6-10 kV. Også kendt, kun elforladning gennem feederens hovedafsnit, dvs. Faktisk den samlede belastning af alle TPS 6-10 / 0,38 kV, herunder tab i føderen. Mellemværdier kan defineres på energi R. og Q. FIDER HEADER. At beregne værdierne R. og Q. I hvert element er det nødvendigt at acceptere en hvilken som helst antagelse om fordelingen af \u200b\u200bden samlede belastning mellem TP. Normalt tager den eneste mulige antagelse af belastningsfordelingen i forhold til den etablerede TP-kapacitet. Derefter er den ved hjælp af iterativ beregning justeret til bunden og oven på bunden for at opnå ligestilling af mængden af \u200b\u200bnodalbelastninger og tabet i netværket af en given belastning af hovedområdet. Således er de manglende data på knudebelastninger kunstigt restaureret, og opgaven reduceres til det første tilfælde.

I de beskrevne opgaver er ordningen og parametrene for netværkselementerne formodentlig kendt. Forskellen mellem beregningerne er, at i det første problem anses de nodalbelastninger, og den samlede belastning opnås som et resultat af beregningen, i det andet - den samlede belastning er kendt, og nodalbelastningerne opnås som et resultat af beregningen.

Ved beregning af tab i netværket på 0,38 kV Med de velkendte ordninger af disse netværk kan den samme algoritme teoretisk, som for netværk på 6 - 10 kvadratmeter. Et stort antal 0,4 kV linjer, kompleksiteten af \u200b\u200bat indføre information i oplysningerne om intelligens (post-folkemæssige) ordninger, manglen på pålidelige data om nodal belastninger (bygninger belastninger) gør en sådan beregning ekstremt vanskelig, og mest Det er vigtigt, at det er uklart, om den ønskede forfining opnås.. Samtidig gør det mindste antal data på de generelle parametre for disse netværk (total længde, antal linjer og sektion af hovedafsnit) det muligt at estimere tabene i dem uden mindre nøjagtighed end med en omhyggelig elementær beregning baseret på tvivlsomme data om knudebelastninger.

3.2 Anvendelse af software til beregning af elektricitetstab i distributionsnet 0.38 - 6 - 10 kV

En af de mest tidskrævende er beregningen af \u200b\u200belforløb i distributionsnet 0,38 - 6 - 10 KV, derfor er mange programmer baseret på forskellige metoder blevet udviklet til at forenkle sådanne beregninger. I mit arbejde vil jeg overveje nogle af dem.

For at beregne alle komponenterne i den detaljerede struktur af teknologiske tab af strøm og elektricitet i elektriske netværk, det regulatoriske forbrug af elektricitet til deres egne behov for stationer, faktiske og tilladte elektricitetsgrænser på energifaciliteter samt de lovgivningsmæssige karakteristika ved krafttab og elektricitet, et kompleks af rap-programmer er 95, bestående af syv programmer:

RAP - OS, beregnet til beregning af tekniske tab i lukkede netværk på 110 kV og højere

NP - 1 beregnet til at beregne koefficienterne for de regulerende egenskaber ved tekniske tab i lukkede netværk på 110 kV og derover baseret på RAP-OS-resultaterne;

RAP - 110, der er designet til at beregne tekniske tab og deres reguleringsegenskaber i radiale netværk 35 - 110 kV;

RAP - 10 beregnet til beregning af tekniske tab og deres reguleringsegenskaber i distributionsnet 0,38-6-10 kV;

Rat bestemt til beregning af tekniske tab i netværksudstyr og stationer

Rapap beregnet til beregning af tab på grund af fejl af elmålingsanordninger, såvel som faktiske og tilladte nonbalans af elektricitet på genstande;

Sp, der er designet til at beregne indikatorer for rapporteringsformularer baseret på data om elorlov i et netværk af forskellige belastninger og beregningsresultater for programmer 1-6.

Lad os dvæle på beskrivelsen af \u200b\u200bRAP-programmet - 10, som udøver følgende beregninger:

bestemmer strukturen af \u200b\u200btab for belastninger, grupper af elementer;

beregner spændingerne i fødernoderne, strømmene af aktiv og reaktiv effekt i grene, der angiver deres andel i de samlede effekttab;

tildele feeders, som er foci of tab, og beregner multiplaciteter for at øge normerne for belastningstab og tab af tomgang;

beregner koefficienterne for tekniske tab på CPU, RES og PES.

Programmet giver dig mulighed for at beregne tabet af elektricitet i filtre på 6-10 kV to metoder:

gennemsnitlige belastninger, når diagramformens koefficient bestemmes på basis af en forudbestemt påfyldningskoefficient for hovedets hovedområde k. h eller taget ens målt ved lastdiagrammet på hovedområdet. I dette tilfælde værdien k. S skal overholde den anslåede periode (måned eller år)

afviklingsdage (typiske grafer), hvor den angivne værdi k. F 2 skal svare til tidsplanen for arbejdsdagen.

Programmet implementerer også to estimerede metoder til beregning af el-tab i netværk på 0,38 kvm.:

i den samlede længde og antal linjer med forskellige sektioner af hovedafsnittene

maksimal spændingstab i linje eller dens gennemsnitlige værdi i linjegruppen.

I begge metoder indstilles den energi, der er indsat i linje eller gruppe af linjer, tværsnittet af hovedområdet, såvel som værdien af \u200b\u200blinjebrenceforgreningskoefficienten, andelen af \u200b\u200bdistribuerede belastninger, påfyldningskoefficienten og den reaktive effektkoefficient .

Beregningen af \u200b\u200btabet kan udføres på CPU-niveauet, RES eller PES. På hvert niveau indeholder udgangsforseglingen strukturen af \u200b\u200btab på dette niveau af komponenter (på CPU-niveauet - af feeders på RES-niveauet - på CPU'en på PES-niveauet - på RES) samt samlede tab og deres struktur.

For lettere, hurtig og visuel dannelse af den beregnede skema blev en bekvem type beregningsresultater og alle nødvendige data til analyse af disse resultater, et program "Beregning af tekniske tab (RTP)" blev udviklet 3,1.

Indtastning af ordningen i dette program er stærkt lettet og accelereret af et sæt redigerbare referencebøger. Hvis der opstår spørgsmål under arbejdet med programmet, kan du altid kontakte din hjælp eller brugervejledning. Programgrænsefladen er praktisk og enkelt, hvilket reducerer arbejdskraftomkostningerne til at forberede og beregne det elektriske netværk.

Figur 1 viser den beregnede ordning, hvis indtræden udføres på grundlag af en normal operationel feederordning. Feederelementer er noder og linjer. Den første feederknude er altid et power center, OTPAYKA - et forbindelsessted på to eller flere linjer, en transformatorstation - en node med TP, samt 6/10 KV transformatorer (blokstransformatorer). Linjerne er af to typer: ledninger - luft eller kabel linje med en længde og mærke af ledninger og forbindelseslinjer - en fiktiv linje med nullængde og uden et trådmærke. Feederbilledet kan forstørres eller reduceres ved hjælp af skalaændringsfunktionen, samt flytte rulle eller mus over skærmen.

Indstilling af kredsløbsparametre eller egenskaber af ethvert element er tilgængelige for visning i en hvilken som helst tilstand. Efter beregning af feederen, ud over kilden information om elementet i vinduet med dets egenskaber, tilføjes beregningsresultaterne.

fig. 1. Beregnet netværkssystem.

Beregningen af \u200b\u200bden stabile regime omfatter definitionen af \u200b\u200bstrømme og strømme af strømafdelinger, spændingsniveauer i knudepunkter, belastningstab og elektricitet i linjer og transformatorer samt tab af tomgang på referencedata, linjer og transformatorindlæsningskoefficienter. De oprindelige data til beregningen er den målte strøm på overskriftens hoved og spænding på dæk 0,38 - 6 - 10 kV i standarddage, såvel som belastningen på alle eller dele af transformatorstationer. Ud over de angivne kildedata er beregningen tilvejebragt for tilstanden for driften af \u200b\u200bel på hovedområdet. Mulig fastgørelse af datoen for beregningen.

Samtidig med beregningen af \u200b\u200bstrømforsyninger beregnes elforløb. Resultaterne af beregningen for hver feeder er gemt i den fil, hvor de opsummeres på kraftcentre, områder af elektriske netværk og alle elektriske netværk som helhed, hvilket giver dig mulighed for at foretage en detaljeret analyse af resultaterne.

Detaljerede beregningsresultater består af to tabeller med detaljerede oplysninger om parametrene for tilstanden og resultaterne af beregningen af \u200b\u200bgrenene og fødernoderne. Detaljerede beregningsresultater kan gemmes i et tekstformat eller Excel-format. Dette giver dig mulighed for at bruge de brede muligheder for denne Windows - en anvendelse af en rapport til rapporten eller analysen af \u200b\u200bresultater.

Programmet giver en fleksibel redigeringstilstand, der giver dig mulighed for at indtaste de nødvendige ændringer i kildedata, elektriske netværksordninger: Tilføj eller rediger feederen, navnet på de elektriske netværk, områder, effektcentre, rediger referencebøger. Når du redigerer føderen, kan du ændre placeringen og egenskaberne for ethvert element på skærmen, indsæt linje, udskift elementet, fjern linjen, transformeren, noden osv.

RTP 3.1-programmet giver dig mulighed for at arbejde med flere databaser, for dette behøver du kun at angive stien til dem. Det udfører forskellige tests af kildedata og beregningsresultater (netværkslukning, transformatorindlæsningskoefficienter, hovedet af hovedafsnittet skal være større end den samlede strøm af tomgang af de installerede transformatorer osv.)

Som et resultat af at skifte switche i reparation og eftermængder og den tilsvarende ændring i konfigurationen af \u200b\u200bdet elektriske netværk kan der være ugyldige overbelastninger af linjer og transformatorer, spændingsniveauer i noder, overvurderet strømforsyning og elektricitet i netværket. For at gøre dette giver programmet en vurdering af mode konsekvenserne af operationelle omskiftning i netværket, samt at kontrollere levering af spændingsformer, strømforsyninger, belastningsstrøm, beskyttelsesstrømme. For at evaluere sådanne tilstande giver programmet mulighed for at skifte individuelle sektioner af distributionslinjer fra et power center til et andet, hvis der er backup jumpers. For at gennemføre muligheden for at skifte omskiftere mellem feedere af forskellige CPU'er er det nødvendigt at etablere relationer mellem dem.

Alle børsnoterede kapaciteter reducerer tiden betydeligt for at forberede kildeinformationen. Især ved brug af programmet på en arbejdsdag kan en operatør indtaste oplysninger til beregning af tekniske tab på 30 distributionslinjer 6-10 kV medium kompleksitet.

RTP 3.1-programmet er et af modulerne for et integreret system for multi-niveau for at beregne og analysere el-tab i elektriske netværk af AO-Energy, hvor resultaterne af beregningen af \u200b\u200bdisse PES er opsummeret med resultaterne af beregningen på andre PES og strømsystemet som helhed.

Lad os mere detaljeret overveje beregningen af \u200b\u200belforløbet af RTP 3.1-programmet i femte kapitel.

4. rationering af elforløb

Før begrebet standarden for elforløb, bør udtrykket "standard", der gives af encyklopediske ordbøger, præciseres.

I henhold til standarderne er de beregnede værdier af omkostningerne ved de materielle ressourcer, der anvendes til planlægning og styring af virksomhedernes økonomiske aktiviteter. Standarder skal være videnskabeligt rimelige, progressive og dynamiske, dvs. Systematisk revideret som organisatoriske og tekniske skift i produktionen.

Selv om ovenstående er givet i ordbøger for materielle ressourcer i en bred plan, afspejler det helt kravene til rationering af elforløb.

4.1 Begrebet tabsstandard. Metoder til etablering af standarder i praksis

Rationering er etableringsproceduren for den tidsperiode, der er under behandling af et acceptabelt (normalt) tab i økonomiske kriterier ( tabsstandard) Hvis værdi bestemmes på grundlag af tabsberegninger ved at analysere muligheden for et fald i den planlagte periode af hver komponent af deres faktiske struktur.

Under standarden for rapporteringstab er det nødvendigt at forstå mængden af \u200b\u200bstandarder for fire komponenter i tabsstrukturen, som hver især har en selvstændig karakter, og som følge heraf kræver en individuel tilgang til definitionen af \u200b\u200bdets acceptable (normale) niveau for den pågældende periode. Standarden for hver komponent bør fastlægges på grundlag af beregningen af \u200b\u200bdets faktiske niveau og analyse af mulighederne for at gennemføre reserverne af dens tilbagegang.

Hvis du trækker fra dagens faktiske tab, kan alle tilgængelige reserver af deres tilbagegang fuldt ud, resultatet kaldes optimale tab med eksisterende netværksbelastninger og eksisterende priser for udstyr. Niveauet for optimale tab ændrer sig fra år til år, da netværksbelastninger og udstyrspriser ændres. Hvis reglen om tab bestemmes af lovende netværk af netværket (for det estimerede år) under hensyntagen til gennemførelsen af \u200b\u200balle økonomisk begrundede aktiviteter, kan den kaldes lovende standard. . I forbindelse med den gradvise præcisering af dataene er den lovende standard også nødvendig for periodisk at præcisere.

Det er klart at indføre alle økonomisk begrundede aktiviteter, der kræves en vis periode. Ved fastsættelsen af \u200b\u200bstandarderne for tab i det kommende år skal effekten kun tages hensyn til de foranstaltninger, der rent faktisk kan udføres i denne periode. En sådan standard kaldes nuværende standarder.

Tabsstandarden bestemmes ved specifikke netværksbelastningsværdier. Før den planlagte periode bestemmes disse belastninger fra prognoseberegninger. Derfor kan to værdier for en sådan standard karakteriseres for det pågældende år.

vejrudsigt ( defineret af projicerede belastninger);

faktisk (bestemt i slutningen af \u200b\u200bperioden under belastningerne).

Hvad angår reglen om tab, der indgår i tariferingen, bruger den altid sin forudsagte værdi. Den faktiske værdi af standarden er tilrådeligt at bruge, når de overvejer problemerne med personalebonuser. Med en betydelig ændring i ordninger og driftsformer af netværk i rapporteringsperioden kan tabet reduceres væsentligt (der er ingen fortjeneste af personale) og øges. Afslag på at justere den uberettigede uretfærdige i begge tilfælde.

For at etablere standarder i praksis anvendes der tre metoder: analytisk og estimeret, eksperimentel produktion og rapportering og statistisk.

Analytics og afviklingsmetode Den mest progressive og videnskabeligt begrundede. Den er baseret på en kombination af strenge tekniske og økonomiske bosættelser med en analyse af produktionsbetingelser og reserver af materielle omkostningsbesparelser.

Arbejdsmetode. Det anvendes, når gennemførelsen af \u200b\u200bstrenge tekniske og økonomiske beregninger af en eller anden grund er umulig (fravær eller kompleksitet af metoder til sådanne beregninger, vanskelighederne med at opnå objektive kildedata osv.). Standarder opnås baseret på test.

Rapportering og statistisk metode Den mindst berettigede. Normerne på den næste planlægningsperiode er etableret på rapportering og statistiske data om forbrug af materialer i den forløbne periode.

Rationaliseringen af \u200b\u200belforbruget for sine egne behov for understationer udføres med det formål at kontrollere og planlægger, samt identificerende pladser af irrationel strømning. Udgifterne til forbrug er udtrykt i tusindvis af kilowatt-timer om året pr. Udel enhed af udstyr eller en substation. Numeriske værdier afhænger af klimatiske forhold.

I kraft af betydelige forskelle i netværksstrukturen og i deres længde er standarden for tab for hver strømforsyningsorganisation en individuel værdi bestemt på grundlag af driften og driften af \u200b\u200bdriften af \u200b\u200belektriske netværk og funktionerne i regnskabs- og elektricitetskvittering .

På grund af at taksterne er sat differentieret for tre kategorier af forbrugere, der modtager energi fra netværk af netværk af 110 kV og derover, skal 35-6 kV og 0,38 kV, den samlede standard for tab opdeles i tre komponenter. Denne division skal ske under hensyntagen til graden af \u200b\u200bat bruge hver kategori af forbrugere af netværk af forskellige spændingsklasser.

Midlertidigt tilladte kommercielle tab, der indgår i tariffen, fordeles jævnt mellem alle kategorier af forbrugere, som kommercielle tab, som stort set er tyveri, ikke kan betragtes som et problem, hvis betaling kun skal være nøgen på forbrugerne, der fodrer fra 0,38 kV-netværk ..

Af de fire komponenter af tab er det sværeste for præsentation i formularen klart for medarbejdere i de kontrollerende myndigheder tekniske tab (især deres lastkomponent), da de er summen af \u200b\u200btab i hundreder og tusinder af elementer, for at beregne, hvad det er nødvendigt at eje elektrisk viden. Udgangen fra situationen er at bruge de regulatoriske egenskaber ved tekniske tab, som skyldes tab fra faktorer, der afspejles i officiel rapportering.

4.2 Regulatoriske tabskarakteristika

Karakteristika for elforløb - Afhængighed af elforløb fra faktorer afspejlet i officiel rapportering.

Regulatoriske egenskaber ved elforløb - Afhængigheden af \u200b\u200bdet acceptable niveau af elforløb (under hensyntagen til virkningen af \u200b\u200bSMV'er, der koordineres med den organisation, der godkender tabet for tab) fra de faktorer, der afspejles i den officielle rapportering.

Parametrene for lovgivningsmæssige karakteristika er tilstrækkeligt stabile og derfor beregnet, konsekvente og godkendte, de kan anvendes i lang tid - indtil der opstår væsentlige ændringer i netværksordninger. Med dette, meget lave niveau af netværkskonstruktion, kan de normative egenskaber, der beregnes for eksisterende netværksordninger, anvendes i 5-7 år. I dette tilfælde overstiger fejlen for refleksionen af \u200b\u200btab ikke 6-8%. I tilfælde af input til arbejde eller tilbagetrækning fra arbejde i denne periode giver væsentlige elementer i elektriske netværk, sådanne egenskaber pålidelige grundlæggende tabsværdier i forhold til hvilken virkningen af \u200b\u200bordningen ændres til tabet kan evalueres.

For det radiale netværk udtrykkes belastningstab af elektricitet med formlen:

, (4.1)

hvor W - Elektricitetsorlov til netværket for perioden T. ;

tG φ er koefficienten for reaktiv effekt;

R eq - tilsvarende netværksmodstand;

U - Gennemsnitlig driftsspænding.

På grund af det faktum, at den tilsvarende netværksmodstand, spænding, såvel som koefficienterne for den reaktive effekt og form af tidsplanen ændrer sig i en relativt snævre grænser, kan de blive "indsamlet" i en koefficient MEN hvis beregning for et bestemt netværk skal udføres en gang:

. (4.2)

I dette tilfælde (4.1) bliver til karakteristika ved belastning af tab Elektricitet:

. (4.3)

Hvis der er egenskaber (4.3) Lastetab i en hvilken som helst periode T. Bestem på grundlag af den eneste kildeværdi - elforladelse til netværket.

Karakteristisk inaktivt tab Det har formularen:

Værdien af \u200b\u200bkoefficienten FRA Bestemme på grundlag af tab af tomgang elektricitet, beregnet med de faktiske belastninger på udstyret - Δ W. x ifølge formel (4.4) eller baseret på tab af tomgangskraft ΔР. x.

Faktorer. MEN og FRA Karakteristika for totale tab i p. Radiale linjer 35, 6-10 eller 0,38 kV bestemmes af formler:

; (4.5)

hvor MEN JEG. og FRA JEG. - værdier af koefficienter for linjer, der indgår i netværket

W I - Elektricitetsferie B. jEG. Linje;

W σ Det samme, i alle linjer generelt.

Relativ i udlandet af elektricitet Δw. Afhænger af det frigivne volumen, der er frigivet - jo lavere volumenet, desto sænk den aktuelle loading TT og jo større er den negative fejl. Bestemmelsen af \u200b\u200bde gennemsnitlige værdier af overfloden udføres for hver måned af året, og i det lovgivningsmæssige karakteristika for månedlige tab afspejles de af den enkelte periode for hver måned og i det kendetegn ved årlige tab - den samlede værdi .

På samme måde afspejlet i reguleringsegenskaberne klimatiske tab , såvel som elektricitetsforbrug til deres egne understationsbehov W nc, have en skarp afhængighed af årets måned.

Den lovgivningsmæssige karakteristika for tabene i det radiale netværk har formularen:

hvor δ. W. M - summen af \u200b\u200bde fire komponenter beskrevet ovenfor:

Δ W. M \u003d δ. W. Y + Δ. W. Cor + δ. W. fra + δ. W. Ps. (4.8)

Den lovgivningsmæssige karakteristika for elforløb i objektets formål på balancen, hvor der er distributionsnet med en spænding på 6-10 og 0,38 kV, har formularen, million kWh:

hvor W 6-10 - Elorlov på et netværk af 6-10 kV, mio. KWh, minus forlader forbrugerne direkte fra 6-10 kV dæk 35-220 / 6-10 KV-understationer og kraftværker; W 0.38 - Det samme, i netværket på 0,38 kV; En 6-10. og En 0,38 - Kampagneregenskaber. Værdien er δ. W. M For disse virksomheder indbefatter som regel kun de første og fjerde komponenter med formel (4.8). I fravær af elektricitetsmåling på siden af \u200b\u200b0,38 kV Camshaft transformatorer 6-10 / 0,38 kV værdi W 0,38. Bestemme, fratrukket værdien W 6-10. Elektricitet forlader forbrugerne direkte fra et netværk af 6-10 kV og tab i det, defineret af formel (4.8) med et elimineret andet udtryk.

4.3 Fremgangsmåde til beregning af elforsyningsstandarder i distributionsnet 0.38 - 6 - 10 kV

I øjeblikket til beregning af strømforsyningsstandarderne i RES-distributionsnet og PES af Smolenkergo JSC, kredsløbsteknikker ved hjælp af forskellige software. Men i betingelserne for ufuldstændighed og lav pålidelighed af de oprindelige oplysninger om netværkets tilstandsparametre, fører brugen af \u200b\u200bdisse metoder til betydelige afviklingsfejl med tilstrækkeligt store lønomkostninger til RES og PES på deres adfærd. Til beregninger og regulering af elpriserne godkendte Federal Energy Commission (FEC) reglerne for det teknologiske forbrug af elektricitet til dets overførsel, dvs. Elforløbsstandarder. Elektricitetstab anbefales at beregne på forstørrede standarder for elnetværk af strømforsyninger, når de anvender værdierne af generelle parametre (den samlede længde af kraftledninger, den samlede effekt af strømtransformatorer) og elforladningen til netværket. En sådan estimering af elforløb, især for en række forgrenede netværk på 0,38 - 6 - 10 kV, gør det muligt at identificere enhedernes enheder (Res og PES) med forhøjede tab, justere værdierne for tab Beregnet af kredsløbsmetoder, reducere lønomkostningerne til at udføre elforsyningsberegninger. For at beregne de årlige standarder for elforløb til AO-Energo-netværk anvendes følgende udtryk:

hvor δ. W. Per - teknologiske variabler af elforløb (tabsstandard) for året i distributionsnet 0,38 - 6 - 10 kV, kWh ∙ H;

Δ W. Nn, δ. W. CH-variabel tab i lav (NN) og medium (CH) spænding, kWh ∙ H;

ΔΩ 0 nn - specifikt elforløb i lavspændingsnetværk, tusind kWh ∙ H / km;

ΔΩ 0 CH - Specifikt elforløb i mellemspændingsnetværk,% til elorlov;

W. OTS - elforlad i mellemspændingsnetværket, kWh ∙ H;

V. CH-korrektionskoefficient, rel. enheder;

Δw p - betinget konstant elforløb, kWh ∙ H;

Δ R. P - specifikt betinget konstant strømtab af mellemspændingsnetværk, KW / MVA;

S. Tς - den samlede nominelle kraft til transformatorer 6 - 10 kV, MVA.

For JSC Smolenkergo FEC sætter følgende værdier af specifikke regulatoriske indikatorer, der er inkluderet i (4.10) og (4.11):

; ;

; .

5. Et eksempel på beregning af elektricitetstab i distributionsnet 10 kV

For eksempel vil beregningen af \u200b\u200bel-tab i distributionsnettet på 10 kV vælge en reel linje, der strækker sig fra PS "Kapirevskiy" (figur 5.1).

fig. 5.1. Beregningsordning af et distributionsnet på 10 kvadratmeter.

Indledende data:

nominel spænding U. N. = 10 kV;

strømkoefficient TGφ \u003d 0,62;

total linje længde L. \u003d 12,980 km;

total Power Transformers. S. ΣT \u003d 423 KVA;

antallet af timer med maksimal belastning T. Max \u003d 5100 h / år;

belastningsplan Form COEFFICIDE k. F \u003d 1,15.

Nogle beregningsresultater er præsenteret i tabel 5.1.

Tabel 3.1.

RTP 3.1 Programberegningsresultater
Spænding i Power Center:	10.000 kvadrat.
Hovedsektion:	6.170 A.
Coef. Head Power Power:	0,850
FIDERA PARAMETERS.	R, kw.	Q, Kvar.
Kraft af hovedplottet	90,837	56,296
Samlede forbrug	88,385	44,365
Samlede tab i linjer	0,549	0, 203
Samlede tab i kobbertransformatorer	0,440	1,042
Samlede tab i ståltransformatorer	1,464	10,690
Samlede tab i transformatorer	1,905	11,732
Samlede tab i føderen	2,454	11,935
Scheme parametre	Total	inkluderet	på balance
Antal noder:	120	8
Antal transformatorer:	71	4	4
Sums, Power Transformers, KVA	15429,0	423,0	423,0
Antallet af linjer:	110	7	7
Total længde linjer, km	157,775	12,980	12,980
Oplysninger om noder
Node nummer.	Strøm	UV, KV.	UAN, KV.	PH, kW.	Qn, Kvar.	I EN.	Power Loss.							dELTA UV,		Kz. Tr.,
	kVA.						PH, kW.	Qn, Kvar.	Rhx, kw.	QXX, KVAR.		R, kw.	Q, Kvar.	%		%
CPU: Fces.	10,00	0,000
114	9,98	0,231
115	9,95	0,467
117	9,95	0,543
119	100,0	9,94	0,39	20,895	10,488	1,371	0,111	0,254	0,356	2,568		0,467	2,821	1,528		23,38
120	160,0	9,94	0,39	33,432	16,781	2, 191	0,147	0,377	0,494	3,792		0,641	4,169	1,426		23,38
118	100,0	9,95	0,39	20,895	10,488	1,369	0,111	0,253	0,356	2,575		0,467	2,828	1,391		23,38
116	63,0	9,98	0,40	13,164	6,607	0,860	0,072	0,159	0,259	1,756		0,330	1,914	1,152		23,38

Tabel 3.2.

Line information
Startlinje.	Slutningen af \u200b\u200blinjen	Mark Wire.	Line længde, km	Aktiv SOPR., Ohm	Reaktiv SOPR., Ohm	Tal, A.	R, kw.	Q, Kvar.	Power Loss.		Kz. linjer,%
									R, kw.	Q, Kvar.
CPU: Fces.	114	AC-25.	1,780	2,093	0,732	6,170	90,837	56,296	0,239	0,084	4,35
114	115	AC-25.	2,130	2,505	0,875	5,246	77,103	47,691	0, 207	0,072	3,69
115	117	A-35.	1, 200	1,104	0,422	3,786	55,529	34,302	0,047	0,018	2,23
117	119	A-35.	3,340	3,073	1,176	1,462	21,381	13,316	0,020	0,008	0,86
117	120	AC-50.	3,000	1,809	1,176	2,324	34,101	20,967	0,029	0,019	1,11
115	118	A-35.	0,940	0,865	0,331	1,460	21,367	13,317	0,006	0,002	0,86
114	116	AC-25.	0,590	0,466	0,238	0,924	13,495	8,522	0,001	0,001	0,53

RTP 3.1-programmet beregner også følgende indikatorer:

elektricitetstab i kraftledninger:

(eller 18,2% af de samlede tab af elektricitet)

tab af elektricitet i transformer viklinger (betinget tab):

(14,6%);

elektricitetstab i transformerstål (betinget konstant): (67,2%);

(eller 2,4% af den samlede elforladelse).

skab k. ZTP1 \u003d 0,5 og beregne tabet af elektricitet:

tab i linjerne:

, som er 39,2% af de samlede tab og 1,1% af den samlede elorlov;

Som er 31,4% af de samlede tab og 0,9% af den samlede elorlov;

Som er 29,4% af de samlede tab og 0,8% af den samlede elorlov;

samlet elforløb:

Hvad er 2,8% af den samlede elforladelse.

skab k. ZTP2 \u003d 0,8 og gentag beregningen af \u200b\u200btrykfaldet svarer til stk. 1. Vi får:

tab i linjerne:

Som er 47,8% af de samlede tab og 1,7% af den samlede elorlov;

tab i viklingerne af transformatorer:

Som er 38,2% af de samlede tab og 1,4% af den samlede elorlov;

tab i ståltransformatorer:

Som er 13,9% af de samlede tab og 0,5% af den samlede elorlov;

samlede tab:

Hvad er 3,6% af den samlede elforladelse.

Beregn regulatorerne af elforløb til dette distributionsnet ifølge formlerne (4.10) og (4.11):

regulatory for teknologiske variabler af tab:

regulatory for betinget konstant tab:

En analyse af beregningerne af tab af elektricitet og deres standarder giver mulighed for at foretage følgende hovedkonklusioner:

med en stigning i K TZP fra 0,5 til 0,8 observeres en stigning i den absolutte værdi af de samlede elforløb, hvilket svarer til en forøgelse af kraften af \u200b\u200bhovedets hoved i forhold til K trp. Men på samme tid er en stigning i de samlede tab for elforladning:

for k zhp1 \u003d 0,5 - 2,8%, og

for k ztp2 \u003d 0,8 - 3,6%,

herunder andelen af \u200b\u200bbetingede variable tab i det første tilfælde er 2%, og i den anden - 3,1%, mens andelen af \u200b\u200bbetingelsesmæssigt konstante tab i det første tilfælde er 0,8% og i den anden - 0,5%. Således observerer vi en stigning i betinget variable tab med stigende belastning på hovedområdet, mens de betingede konstante tab forbliver uændrede og indtager mindre vægt med stigende lastning af linjen.

Som følge heraf udgjorde den relative stigning i elforløb kun 1,2% med en signifikant stigning i hovedområdet. Denne kendsgerning indikerer en mere rationel anvendelse af dette distributionsnet.

Beregningen af \u200b\u200bstrømforsyningsstandarderne viser, at både K STP1 og for K ZTP2, regler om tab overholdes. Således er den mest effektive anvendelse af dette distributionsnetværk på K ZTP2 \u003d 0,8. I dette tilfælde vil udstyret blive brugt mere økonomisk.

Konklusion.

Efter udførelsen af \u200b\u200bdenne bachelorarbejde kan følgende hovedkonklusioner trækkes:

elektrisk energi, der overføres af elektriske netværk, til sin bevægelse, der bruger en del af sig selv. Nogle af den genererede elektricitet bruges i elektriske netværk om oprettelse af elektriske og magnetiske felter og er den nødvendige teknologiske strømningshastighed for overførsel. For at identificere foci med maksimale tab, samt de nødvendige foranstaltninger for at reducere dem, er det nødvendigt at analysere de strukturelle komponenter af elforløb. Tekniske tab har i øjeblikket den største betydning, fordi de er grundlaget for beregning af de planlagte regulatorer af elforløb.

Afhængigt af fuldstændigheden af \u200b\u200boplysninger om belastningerne af netværkselementerne kan forskellige metoder bruges til at beregne elforløb. Brugen af \u200b\u200ben eller anden metode er også forbundet med et træk ved det beregnede netværk. Således i betragtning af enkelheden af \u200b\u200bnetværk på 0,38 - 6 - 10 kV netværk, et stort antal sådanne linjer og lav pålidelighed af information om masser af transformatorer, i disse netværk for at beregne tab, metoder baseret på repræsentation af linjer i formularen af tilsvarende modstande anvendes. Brugen af \u200b\u200blignende metoder er tilrådeligt ved bestemmelse af de samlede tab i alle linjer eller hver, såvel som at bestemme foci of tab.

Processen med beregning af elforløb er ret tidskrævende. For at lette sådanne beregninger er der forskellige programmer, der har en enkel og bekvem grænseflade og giver dig mulighed for at producere de nødvendige beregninger meget hurtigere.

Et af de mest bekvemme er programmet til beregning af det tekniske tab af RTP 3.1, som takket være dets evner reducerer tiden betydeligt til at forberede kildeinformationen, og derfor foretages beregningen til de laveste omkostninger.

For at fastslå i den periode, der er under behandling af tabet, der er acceptabelt for økonomiske kriterier, samt at etablere elektricitetsafgifter, anvendes rationering af elforløb. I betragtning af de betydelige forskelle i netværksstrukturen, i deres længde, er tabsstandarden for hver strømforsyningsorganisation en individuel værdi bestemt på grundlag af kredsløb og driftsformer for elektriske netværk og funktioner i indkomst og elektricitetskvittering.

Desuden anbefales tabet af elektricitet til at beregne i overensstemmelse med standarder ved brug af værdierne af generelle parametre (den samlede længde af strømlinjen, den samlede effekt af strømtransformatorer) og elforladningen til netværket. Et sådant tabsoverslag, især for en række forgrenede netværk på 0,38 - 6 - 10 kV, giver mulighed for væsentligt at reducere lønomkostningerne for bosættelser.

Et eksempel på beregning af el-tab i et 10 kV distributionsnet viste, at brugen af \u200b\u200bnetværk med en tilstrækkelig høj belastning (K ZTP \u003d 0,8) er den mest effektive. Samtidig er der en lille relativ stigning i betinget variable tab i andelen af \u200b\u200belorlov og et fald i betinget konstante tab. Således stiger de samlede tab en smule, og udstyret bruges mere rationelt.

Bibliografi.

1. Zhelezko Yu.S. Beregning, analyse og rationering af elforløb i elektriske netværk. - m.: Godt, enas, 2002. - 280'erne.

2. Zhelezko Yu.S. Valget af foranstaltninger til reduktion af elektricitetstab i elektriske netværk: Ledelse til praktiske beregninger. - m.: EnergoatomizDat, 1989. - 176C.

3. BUDUZKO I.A., LEVIN M.S. Strømforsyning af landbrugsvirksomheder og bosættelser. - m.: AgrOpromizDat, 1985. - 320C.

4. Wheattsiy Ve, Zhelezko Yu.S., Kazantsev V.N. Elektricitetstab i elektriske netværk af elsystemer. - m.: EnergoatomizDat, 1983. - 368.

5. Wollenssky V.E., Zakonov S.V., Kalinkina MA Programmet til beregning af det tekniske tab af strøm og elektricitet i distributionsnet 6 - 10 kvadratmeter. - Elektriske stationer, 1999, №8, s.38-42.

6. ZHELEZKO YU.S. Principper for rationering af elforløb i elektriske netværk og softwareberegninger. - Elektriske stationer, 2001, №9, s.33-38.

7. Zhelezko Yu.S. Estimering af elforløb på grund af instrumentelle målefejl. - Elektriske stationer, 2001, №8, s. 19-24.

8. Galanov V.P., Galanov V.V. Effekten af \u200b\u200belkvalitet på niveauet af dets tab i netværk. - Elektriske stationer, 2001, №5, s.54-63.

9. WoLENSKY V.E., Zagorsky Ya.t., Apricatkin V.N. Beregning, rationering og reduktion af elforløb i byer af byer. - Elektriske stationer, 2000, №5, s.9-13.

10. Ovchinnikov A. Elforløb i distributionsnet 0,38 - 6 (10) kV. - Nyheder Elektroteknik, 2003, №1, s.15-17.

Metoder til beregning af elforløb

Når der transmitterer elektricitet fra dæk af kraftværker til forbrugere, er der brugt en del af elektriciteten på opvarmning af lederne, oprettelsen af \u200b\u200belektromagnetiske felter og andre effekter forbundet med variabel strøm. Fra det meste af disse udgifter, som fortsat vil blive kaldt elforløb, falder på opvarmning af lederne.

Udtrykket "energitab" bør forstås som det teknologiske forbrug af elektricitet på overførslen. Det er derfor, at i stedet for udtrykket "elforløb" i systemets rapporteringsdokumenter anvender udtrykket " teknologisk forbrug af elektricitet under elektrisk netværksoverførsel”.

I en linje, der opererer med konstant belastning og har et tab af aktiv effekt ΔР., elforløb for tid t vil være

Hvis belastningen ændres i løbet af året, kan tabet af elektricitet beregnes på forskellige måder.

Den mest nøjagtige metode til beregning af elforløb Δw. - Dette bestemmes dem i henhold til belastningen af \u200b\u200bmasser af grenen, og beregningen af \u200b\u200bstrømforsyninger udføres for hvert trin i grafen. Denne metode kaldes metoden til grafisk integration. Ved beregning for hver time viser det sig den timesberegning af elforløb.

Skelne dagligt og årligt belastningsgrafik. I fig. 7.3 viser sommer- og vinter daglige grafer af aktive og reaktive belastninger.

Fig. 7.3. Load Graphics: A - Vinter Daily; B - sommer dagligt

i - efter varighed

En årlig tidsplan er baseret på karakteristiske daglige diagrammer til sommer- og efterårsvinterperioder. Dette er et eksempel på en bestilt graf, dvs. Dette, hvor alle belastningsværdier er placeret i faldende rækkefølge (figur 7.3). Som følge heraf opnås den årlige belastningsplan, som viser driftsvarigheden ved denne belastning. Derfor kaldes en sådan tidsplan planlægning for varighed.

Ved irritation load Graphics. Du kan bestemme tabet af elektricitet for året. For at gøre dette skal du bestemme tabet af strøm og elektricitet for hver tilstand.

Efter tælling af tabet af magt i hver tilstand opnås det samlede elforløb i året, de opsummerer alle tab ved forskellige tilstande

, (7.7)

hvor Δp I.- Power tab på JEG.-Oh trin af belastning grafik

Δt I. - Varighed. jEG.- Læg grafikstrin.

Værdien af \u200b\u200bstrømforsyning er i et forhold

hvor S I.- Fuld strøm på jEG-Åh trin i belastning grafik;

U. Jeg - Lineær spænding på jEG-Åh trin i lastgrafik.

Strømforløb og elektricitet i transformeren i løbet af tiden ΔT I:

;

,

hvor Δр K. og Δp X.- Tab henholdsvis i kobber og transformer stål;

S 2 I. - Læg på den sekundære side af transformeren på jEG.-Oh trin af grafik

S n. - Virkelig kraft af transformeren.

Med K parallelle arbejds identiske transformatorer

. (7.9)

Elektricitetstab pr. År

. (7.10)

Afhængigt af graden af \u200b\u200bensartethed af belastningsplanen kan antallet af parallelle transformatorer k være anderledes.

Værdighed metode Definition Tab på belastningsplandet er høj nøjagtighed. Ulempen ved metoden bør betragtes som manglende information om indlæsningsdiagrammer for alle grene af netværket. Desuden forårsager ønsket om nøjagtigheden af \u200b\u200bberegningen en stigning i antallet af trin i belastningsplanen, og dette fører igen til en stigning i beregnings kompleksitet.

En af de mest enkle metoder til bestemmelse af tabet er beregningen af \u200b\u200belforløb i tiden for det største tab. Af alle tilstande er tilstanden valgt, hvor strømforløbet er den største. Efter at have beregnet denne tilstand, strømtabet i det Δp nb. Energitab i året finder multiplikation af disse strømtab under det største tab τ :

Tiden for det største tab er den tid, hvornår der arbejdes med det største belastningstab af elektricitet, ville være det samme som når man arbejder på en gyldig belastningsplan:

hvor N.- Antal lastrin.

Du kan etablere et link mellem elforløb og elektricitet opnået af forbrugeren.

Energi modtaget af forbrugeren for året er lig med

hvor R nb. - det højeste strømforbrug

T nb. - Denne gang døgnet rundt, for hvilken når du arbejder med den højeste belastning, vil forbrugeren få samme mængde elektricitet som når man arbejder på reel tidsplan.

Fig. 7.4. Definition Δw. Ifølge belastningsplanen og τ :

a-line udskiftningsskema; b, g - tre-trins og multistage belastning grafik; B, D - Tre-trins og multistage grafik S 2.

Fra graferne vist i fig. 7.4 viser disse værdier τ og T nb.generelt ikke falder sammen. For eksempel, T nb. Det er en abscisse af et rektangel, hvis område er lig med området for tre-trins skema i fig. 7.4, B eller multistage grafik i fig. 7.4, g.

Byg S. Graph. 2 \u003d f (t)(Fig. 7,4, b). Antag at strømtab jEG.Grafens trin bestemmes omtrent ved nominel spænding, dvs. I stedet for (7.8) vil vi bruge følgende udtryk

Overvejer det r l / \u003d const,det skal bemærkes, at tabet af elektricitet i tiden Δt I.i en vis skala er ens.

Tab af elektricitet for året i en vis skala er lig med firkanterne i figurerne i fig. 6,4, b og d.

Tiden for det største tab τ er abscissen af \u200b\u200brektanglet, hvis område er lig med området af tre-trins diagrammet i fig. 7.4, i eller multistage grafik i fig. 7.4, d. Tilsvarende (7.13) får vi

.

Tidspunktet for den højeste belastning fra (7.13)

.

Elektricitetstab i transformatorer beregnes ved formlen

, (7.14)

hvor

T \u003d 8760 h - antal timer om året.

Udtrykket kan kun bruges med det konstante antal transformatorer, der er inkluderet på paralleloperationen, dvs. K \u003d constment.

Siden strømforbrug R ~ jeg × cosφog strømtab Δp ~ I 2, bliver det indlysende indgående de højeste belastningsværdier T nb. og tidspunktet for det højeste tab τ (figur 7.4). Der er empiriske formler, der forbinder τ og T nb.. For en række karakteristiske belastninger er det muligt at opbygge afhængigheder τ \u003d f (t nb, cosφ) vist i fig. 7.5.

Fig. 7.5. Afhængigheder. τ fra T nb. og cosφ.

Fremgangsmåden til beregning af tab ved fremgangsmåden τ, dvs. På tidspunktet for det største tab, følgende:

1) Find tiden for den største belastning ved hjælp af den årlige tidsplan;

2) fra grafiske afhængigheder τ \u003d f (t nb, cosφ)I betragtning af referencebogen finder du tidspunktet for de største tab;

3) Bestem tabene i den højeste belastningstilstand Δp nb.;

4) ved forholdet Δw \u003d Δp nb × τfind energitab for året.

Metoden til beregning af tidspunktet for det største tab var en af \u200b\u200bde mest almindelige til bred implementering af computeren. Metoden er baseret på antagelser om, at maksimale energitab i netværkselementet svarer til den maksimale belastning af systemet og grafik af aktiv og reaktiv kapacitet er ens, dvs. cosφ \u003d const. Ved brug af empiriske afhængigheder τ fra fra T nb. og cosφ. Kun delvis tager hensyn til konfigurationen af \u200b\u200bbelastningsgrafer. Antagelserne til de store fejl i denne metode. Derudover er det ifølge metoden τ umuligt at beregne tab i linjer med ståltråde, hvis modstand er variabel.

Yderligere stigning i nøjagtigheden af \u200b\u200btabsberegning førte til udviklingen af \u200b\u200bmetoden τ P.og τ q.Med denne metode i størrelse Δp nb. Fremadrettede strømtab fra lækage på netværket af aktiv og reaktiv kapacitet.

Det estimerede forhold har formularen

Δp \u003d Δp p × τ p + Δp q × τ q,

hvor Δp p, Δp q- Komponenter af strømtab fra strømmen gennem netværket af aktiv og reaktiv kapacitet.