Elektrisitetstap i elektriske nettverk er uunngåelige, så det er viktig at de ikke overskrider det kostnadseffektive nivået. Å overskride normer for teknologisk forbruk snakker om problemene som oppstår. For å rette opp situasjonen, er det nødvendig å etablere årsakene til forekomsten av ikke-målkostnader og velge hvordan man reduserer dem. Informasjonen samlet i artikkelen beskriver mange aspekter av denne vanskelige oppgaven.

Typer og struktur av tap

Tap innebærer forskjellen mellom elektrisitet som skal løses og faktisk mottas til dem. For å normalisere tapene og beregningene i deres faktiske størrelse, ble følgende klassifisering vedtatt:

• Teknologisk faktor. Det avhenger av de karakteristiske fysiske prosessene direkte, og kan variere under påvirkning av lastkomponenten, betinget konstante kostnader, samt klimatiske forhold.
• Utgifter som brukes på driften av tilleggsutstyr og sikrer nødvendige forhold for driften av det tekniske personalet.
• Kommersiell komponent. Denne kategorien inneholder feil i regnskapsinnretninger, samt andre faktorer som forårsaker i utlandet av elektrisitet.

Nedenfor er et gjennomsnittlig prøvetapskart over en typisk elektrokompany.

Som det kan ses fra grafen, er de største kostnadene knyttet til overføringen av flyselskapene (LPP), det er ca 64% av det totale antall tap. På andreplass, effekten av korona (ionisering av luften nær ledningene i VL og som et resultat, fremveksten av utslippsstrømmer mellom dem) - 17%.

Basert på tidsplanen som presenteres, kan det utvises at den største andelen av ikke-målutgifter faller på den teknologiske faktoren.

De viktigste årsakene til elektrisitetstap

Etter å ha forstått med strukturen, vender vi til grunnene som forårsaker ikke-målkonsumet i hver av kategoriene som er nevnt ovenfor. La oss starte med komponentene i den teknologiske faktoren:

1. Lastetap, de forekommer i runde, utstyr og ulike elementer i strømnettet. Slike utgifter er direkte avhengige av den totale belastningen. Denne komponenten inkluderer:

• Strømtap, de er direkte relatert til gjeldende kraft. Derfor bruker transmisjonen av elektrisitet over lange avstander prinsippet om å øke flere ganger, noe som bidrar til proporsjonal reduksjon i henholdsvis nåværende og kostnader.
• Forbruk i transformatorer som har en magnetisk og elektrisk natur (). Som et eksempel viser tabellen nedenfor kostnadene ved kostnadene ved transformatorer på driftsspenning på 10 kvadratmeter.

Det upassende forbruket i andre elementer er ikke inkludert i denne kategorien, på grunn av vanskelighetene med slike beregninger og mindre kostnader. Dette gir den følgende komponenten.

1. Kategori av betingede faste kostnader. Den inkluderer kostnadene knyttet til personalet utnyttelse av elektrisk utstyr, og inkluderer:

• Hosting arbeid av kraftverk.
• Kostnader i utstyr som sikrer kompensasjon for den reaktive belastningen.
• Andre typer kostnader i ulike enheter hvis egenskaper ikke er avhengige av lasten. Som et eksempel, rask isolasjon, regnskapsanordninger i 0,38 kV-nettverk, nåværende transformatorer, overspenningsbegrensninger, etc.

Gitt den siste faktoren, bør kostnaden for elektrisitet til å smelte is tas i betraktning.

Støtte for støtte støtte

Denne kategorien inkluderer kostnaden for elektrisk energi på funksjonen til hjelpemidler. Slike utstyr er nødvendig for den normale driften av de viktigste noder som er ansvarlige for transformasjonen av elektrisitet og distribusjon. Kostnadsfiksering utføres av regnskapsinnretninger. Vi gir en liste over grunnleggende forbrukere som tilhører denne kategorien:

• ventilasjon og kjøling systemer av transformator utstyr;
• oppvarming og ventilasjon av det teknologiske rommet, samt interne belysningsanordninger;
• belyser territoriene ved siden av stasjoner;
• konto lader;
• operative kjeder og kontroll- og kontrollsystemer;
• utendørs varmesystemer, for eksempel Air Switches Control Modules;
• ulike typer kompressor utstyr;
• hjelpemekanismer;
• utstyr for reparasjonsarbeid, kommunikasjonsutstyr, samt andre enheter.

Kommersiell komponent

Under disse kostnadene er balansen underforstått mellom absolutte (faktiske) og tekniske tap. Ideelt sett bør en slik forskjell streve for , men i praksis er det ikke ekte. Først av alt skyldes dette særegenheter av regnskapsmessige enheter for frigjort elektrisitet og elektrisitetsmålere installert i de endelige forbrukerne. Vi snakker om feilen. Det finnes en rekke spesifikke aktiviteter for å redusere tapet av denne typen.

Denne komponenten inneholder også feil i regnskapet som brukes av forbrukeren og tyveri av elektrisitet. I det første tilfellet kan en slik situasjon oppstå av følgende grunner:

• i kontrakten for tilførsel av elektrisitet, ufullstendig eller feil informasjon om forbrukeren;
• feil spesifisert tariff;
• mangel på overvåking av data for regnskapsenheter;
• feil knyttet til tidligere reviderte kontoer, etc.

Når det gjelder tyveri, skjer dette problemet i alle land. Som regel er samvittighetsfulle forbrukere forbrukere engasjert i slike ulovlige handlinger. Legg merke til at noen ganger hendelser og bedrifter oppstår, men slike tilfeller er ganske sjeldne, derfor er derfor ikke avgjørende. Det er karakteristisk at toppen av fellene faller i den kalde årstiden, og i disse regionene der det er problemer med varmeforsyning.

Det er tre måter å forvirring (forstått lesingen av regnskapsinstrumentet):

1. Mekanisk. Under det innebærer den aktuelle forstyrrelsen av driften av enheten. Dette kan senkes ned rotasjonen av disken ved direkte mekanisk eksponering, en endring i posisjonen til den elektriske måleren, med helling med 45 ° (for samme formål). Noen ganger påføres en mer barbarisk metode, nemlig tetninger brytes, og mekanismen er forsinket. En erfaren spesialist vil øyeblikkelig oppdage mekanisk inngrep.
2. Elektrisk. Dette kan være som en ulovlig forbindelse til flyselskapet med "Sketch", metoden for å investere fasen av laststrømmen, samt bruk av spesielle enheter for sin fulle eller delvise kompensasjon. I tillegg er det opsjoner med shunting dagens krets i regnskapsanordningen eller fasen og nullbryteren.
3. Magnetisk. Med denne metoden blir en neodymmagnet brakt til tilfelle av et induksjonsinstrument for regnskap.

Nesten alle moderne instrumenter for å holde "Fooling" på de ovenfor beskrevne måter, vil ikke kunne. Dessuten kan slike intervensjonsforsøk løses av enheten og bringes i minnet, noe som vil føre til triste konsekvenser.

Konseptet med tap standard

Under dette omfanget innebærer installasjon av økonomisk rimelige kriterier for upassende kostnad for en viss periode. Med rantingen blir alle komponenter tatt i betraktning. Hver av dem analyseres nøye separat. Som et resultat blir det gjort beregninger tatt hensyn til det faktiske (absolutte) kostnadsnivået i løpet av den siste perioden og analysen av ulike muligheter som tillater identifiserte reserver å redusere tapene. Det vil si at standardene ikke er statiske, men blir regelmessig revidert.

Under det absolutte kostnadsnivået i dette tilfellet er balansen underforstått mellom overførte elektrisitet og tekniske (relative) tap. Teknologiske tap standarder bestemmes av passende beregninger.

Hvem betaler for strømtap?

Alt avhenger av avgjørende kriterier. Hvis vi snakker om teknologiske faktorer og utgifter for å støtte arbeidet med relatert utstyr, legges betalingen av tap i takster for forbrukerne.

Det er helt annerledes om virksomheten til den kommersielle komponenten, hvis tapet overskrides, anses hele den økonomiske byrden for å være utgifter til selskapet som utfører strøm til forbrukerne.

Måter å redusere tap i elektriske nettverk

Det er mulig å redusere kostnadene ved å optimalisere den tekniske og kommersielle komponenten. I det første tilfellet bør følgende tiltak tas:

• Optimalisering av ordningen og modusen for drift av strømnettet.
• Studie av statisk stabilitet og høy strømbelastning noder.
• Reduserer den totale effekten på grunn av den reaktive komponenten. Som et resultat vil andelen aktiv kraft øke, som er positivt påvirket av kampen mot tap.
• Optimalisering av belastningen av transformatorer.
• Modernisering av utstyret.
• Ulike lastnivelleringsmetoder. For eksempel kan det gjøres ved å legge inn et multi-tariff betalingssystem, hvor høylastklokken er den økte kostnaden for kw / h. Dette vil betydelig forbruke elektrisitet på visse perioder av dagen, som et resultat, vil den faktiske spenningen ikke "virke" under de tillatte normer.

Redusere kommersielle kostnader kan være som følger:

• vanlig søk etter uautoriserte forbindelser;
• opprettelse eller utvidelse av kontrollenheter;
• testing vitnesbyrd;
• automatisering av datainnsamling og behandling.

Metodikk og et eksempel på å beregne elektrisitetstap

I praksis brukes følgende teknikker for å bestemme tapet:

• gjennomføre operasjonelle beregninger;
• daglig kriterium;
• beregning av medium belastninger;
• analyse av det største tapet av overført kraft i sammenheng med dagtidene;
• appellere til generaliserte data.

Full informasjon om hver av de ovennevnte metodene finnes i regulatoriske dokumenter.

På slutten gir vi et eksempel på beregning av kostnader i TM 630-6-0,4 strømtransformatoren. Formelen for beregning og beskrivelse er vist nedenfor, den er egnet for de fleste typer lignende enheter.

Beregning av tap i krafttransformatoren

For å forstå prosessen, bør det være kjent med hovedegenskapene til TM 630-6-0.4.

Gå nå til beregningen.

Tap i kraftnettet vurderer forskjellen mellom den overførte elektrisiteten fra produsenten til forbrukeren som forbrukes forbrukte elektrisitet. Tapene forekommer på kraftoverføringen, i krafttransformatorer, på grunn av vortexstrømmene under forbruket av instrumenter med en reaktiv belastning, samt på grunn av dårlig isolasjon av ledere og tyveri av uklart elektrisitet. I denne artikkelen vil vi prøve å fortelle i detalj om hvilke elektrisitetstap i elektriske nettverk som er, samt vurdere hendelser for å redusere dem.

Avstand fra kraftverk til å levere organisasjoner

Regnskap og betaling av alle typer tap reguleres av lovgivningen: "Beslutning av Russlands regjering på 27.12.2004 N 861 (ED. Datert 27. februar 2004)" på godkjenning av regler for ikke-diskriminerende tilgang til Tjenester for overføring av elektrisk energi og gir disse tjenestene ... "P. VI. Prosedyren for å bestemme tap i elektriske nettverk og betaling av disse tapene. Hvis du vil håndtere de som trenger å betale en del av den tapte energien, anbefaler vi å utforske denne loven.

Ved overføring av elektrisitet over lange avstander fra produsenten til en leverandør til forbrukeren, er en del av energien tapt av mange grunner, hvorav en er en spenning som forbrukes av vanlige forbrukere (det er 220 eller 380 V). Hvis vi utfører transporten av en slik spenning fra kraftverkgeneratorer direkte, er det nødvendig å bane et kraftnett med en ledningsdiameter som vil gi all nødvendig strøm på de angitte parametrene. Ledninger vil være veldig tykke. De kan ikke suspenderes på kraftledningen, på grunn av den høye vekten, vil pakningen i bakken også koste noe.

For å lære mer om du kan i vår artikkel!

For å ekskludere denne faktoren i distribusjonsnettverk brukes høyspenningsstrømlinjer. En enkel beregningsformel er som følger: P \u003d I * U. Strømmen er lik strømmen til spenningen.

Strømforbruk, w	Spenning, B.	Snakk, A.
100 000	220	454,55
100 000	10 000	10

Økt spenning Ved overføring av elektrisitet i elektriske nettverk, er det mulig å redusere strømmen betydelig, noe som gjør at du kan gjøre med ledninger med en mye mindre diameter. Undervannsstanten i denne transformasjonen ligger i det faktum at det er tap som noen skal betale. Sende elektrisitet med en slik spenning, det er betydelig tapt fra dårlig kontakt av lederne, som over tid øker deres motstand. Tap øker med økt luftfuktighet - Lekkasjestrømmen på isolatorene øker og kronen. Øk også tapene i kabellinjer mens du reduserer trådisolasjonsparametere.

Pass leverandørens energi til forsyningsorganisasjonen. I sin tur bør det være parametere til de ønskede indikatorene: Konverter de oppnådde produktene til en spenning på 6-10 kV, fortynn med kabellinjer på punkter, hvorpå den konverteres til en spenning på 0,4 kV. Igjen er det tap for transformasjon ved driftstransformatorer 6-10 kV og 0,4 kvadratmeter. Husholdningenes forbruker leverer elektrisitet i ønsket spenning - 380 V eller 220V. Enhver transformator har sin egen effektivitet og er designet for en viss belastning. Hvis forbrukets kraft er større eller mindre enn den beregnede kraften, øker tapene i elektriske nettverk uavhengig av leverandørens ønske.

Den neste fallgruven dukker opp inkonsekvensen av transformatorens kraften som konverterer 6-10 kV i 220V. Hvis forbrukerne tar energi mer transformatorpass, eller mislykkes, eller det vil ikke kunne gi de nødvendige parametrene på utgangen. Som et resultat av en reduksjon i nettverkets spenning, arbeider de elektriske apparatene med et brudd på passmodus og, som et resultat, øker forbruket.

Hendelser for å redusere tekniske tap av elektrisitet i strømforsyningssystemer diskuteres i detalj på videoen:

Hjemmeforhold

Forbrukeren mottok sin 220/380 i disken. Nå faller den tapt etter at måleren elektrisk energi faller på sluttbrukeren.

Det består av:

1. Tap på når de beregnede forbruksparametrene overskrides.
2. Dårlig kontakt i bytteenheter (brytere, forretter, brytere, blekkpatroner for lamper, gafler, stikkontakter).
3. Kapasitiv belastning av belastning.
4. Induktiv belastning.
5. Bruk av utdaterte belysningssystemer, kjøleskap og annet gammelt utstyr.

Vurder hendelser for å redusere elektrisitetstap i boliger og leiligheter.

Krav 1 - Bekjempelse av denne typen tap alene: Bruk av ledere av riktig belastning. I eksisterende nettverk er det nødvendig å overvåke overholdelse av parametrene til ledningene og kraften som forbrukes. Hvis det er umulig å justere disse parametrene og komme inn i normal, bør det settes opp med det faktum at energien går tapt på oppvarming av ledningene, som følge av at parametrene for deres isolasjonsendring og sannsynligheten for brann forekommer i rommet. Vi ble fortalt i den aktuelle artikkelen.

Klausul 2 - Dårlig kontakt: I teppene - dette er bruken av moderne design med gode ikke-oksiderende kontakter. Eventuelle oksid øker motstanden. I forretter - på samme måte. Brytere - On-shutdown-systemet skal bruke et metall som er godt motstå fuktighet, forhøyede temperaturer. Kontakt må være utstyrt med god presset en pol til en annen.

Klausul 3, s. 4 - Reaktiv belastning. Alle elektriske apparater som ikke tilhører glødelamper, de elektriske ovner av den gamle prøven har en reaktiv komponent av strømforbruk. Eventuell induktans når spenningen påføres den motstår strømmen over strøm på grunn av den fremvoksende magnetiske induksjonen. Etter en stund hjelper elektromagnetisk induksjon, som forhindret passasjen av strømmen, hjelper passasjen og legger til en del av energien til nettverket, som er skadelig for vanlige nettverk. De såkalte vortexstrømmene forekommer, som forvrenger det sanne vitnesbyrd om elektriske målere og gjør negative endringer i parametrene til den medfølgende elektrisiteten. Det samme skjer på kapasitiv belastning. Ankommende vortexstrømmer ødelegger parametrene til strømmen som leveres forbruker. Bekjempelse - bruk av spesielle kompensatorer for reaktiv energi, avhengig av lastparametrene.

S.5. Bruk av utdaterte belysningssystemer (glødelamper). Deres effektivitet har maksimumsverdien - 3-5%, og kanskje mindre. De resterende 95% går for å varme filamentet og som et resultat av miljøet og strålingen blir ikke oppfattet av det menneskelige øye. Derfor, for å forbedre denne typen belysning, har blitt upassende. Det finnes andre typer belysning - luminescerende lamper som har blitt mye brukt i det siste. Effektiviteten av luminescerende lamper når 7%, og førte opp til 20%. Bruken av sistnevnte vil gi energibesparelser akkurat nå og under drift på grunn av lang levetid på opptil 50 000 timer (glødelampe - 1000 timer).

Separat, jeg vil gjerne merke seg at det er mulig å redusere tapet av elektrisk energi i huset med. I tillegg, som vi allerede har sagt, går elektrisiteten i sin forvirring. Hvis du merker det, må du umiddelbart ta passende tiltak. Hvor å ringe for hjelp, fortalte vi i den aktuelle artikkelen de refererer til!

Ovennevnte metoder for å redusere forbrukets kraft gir en reduksjon i lasten på ledninger i huset, og som et resultat reduserer tapene i kraftnettet. Som du allerede forstod, blir kampens metoder mest utbredt for husholdningsforbrukere, fordi ikke alle eier av leiligheten eller hjemme vet om mulige strømtap, og leverer organisasjoner i deres ansatte, holdes spesielt trent på dette emnet arbeidere som er i stand til å håndtere slike problemer.

Tapet av elektrisitet i elektriske nettverk skjer ganske ofte, og det er årsakene til dette. Tap i kraftnettet anses å være forskjellene mellom den overførte elektriske energien på kraftledningen til det ansvarlige forbruket energiforbruket. Vurder hva som er tiltakene for å redusere tapene.

Strøm tap i kraftlinjen: Avstand fra kraftverk

Regnskap og betaling for alle varianter av tap er regulert ved lov. Når du transporterer energien over lange avstander fra produsenten til forbrukeren, er det et tap av strømmen. Dette skjer av ulike grunner, hvorav en er spenningsnivået som bruker den vanlige forbrukeren (220 eller 380 V). Hvis du transporterer en slik elektrisk barriere fra stasjonsgeneratorer direkte, trenger du å bane elektriske nettverk med en diameter på det elektriske røret, som vil gi alt ønsket elektrisk slag. Elektriske rør vil være med et veldig stort tverrsnitt.

De vil ikke kunne plassere på Lam, på grunn av den utænkelige tyngdekraften, legging i jorden for lange avstander vil koste veldig dyrt.

For å eliminere denne faktoren i strømnettet bruker du høyspente elektrisitetsoverføringer. Overføring av energi med en slik elektrofemry, det er presisk til tider og fra kontakt med dårlig kvalitet, som i året øker deres motstand. Tapene vokser mens de øker luftfuktigheten - de elektriske strømmene av lekkasje på isolatorene og kronen øker. Tap i kabler stiger også samtidig som de reduserer de elektriske isolasjonsparametrene. Sendte elektrisitetsleverandør til forsyningsorganisasjonen.

Det må henholdsvis gi parametere til de nødvendige indikatorene når de overføres:

1. Transform produkter som ble oppnådd i en elektrisk barrix på 6-10 kV.
2. Del kabler på mottakelementer.
3. Konverter så igjen til den elektriske barrieren i ledningene på 0,4 kvadratmeter.

Igjen tapet, transformasjonen under driften av 6-10 kV elektriske lidenskap og 0,4 kV. Energi leveres til den vanlige forbrukeren i den nødvendige elektriske barrieren - 380-220 V. Transformatorer har effektivitet og beregnes for en viss belastning. Hvis du beveger deg med strøm eller tvert imot, hvis det er mindre enn det beregnede, vil tapene i strømnettet øke uavhengig av forslaget til leverandøren.

Et annet poeng er inkonsekvensen av transformatorkraften, som konverterer 6-10 kV i 220 V. Hvis forbrukerne vil ta energi mer strøm som er angitt i transformatorpasset, er det eller ødelagt, eller kan ikke gi de nødvendige parametrene på utgangen. Som et resultat av reduksjonen i den elektriske fordelingen av strømnettet, opererer elektriske apparater med et brudd på passmodus, og derfor øker forbruket.

Hva avhenger av tapet av spenning i ledningene

Forbrukeren tok sin 220 eller 380 V på den elektriske måleren. Nå er energien som vil gå tapt, være på sluttbrukeren.

Består av det:

1. Tap for oppvarming av elektriske ledninger når økt forbruk på grunn av beregninger.
2. Dårlig elektrokontakt i strømforsyning Bytte elektriske apparater.
3. Kapasitiv og induktiv karakter av den elektriske belastningen.

Også her inkluderer bruk av gamle steder, kjøleutstyr og andre utdaterte tekniske enheter.

Omfattende elektrisitetstap reduksjonstiltak

Vurder tiltak for å redusere den elektriske messe av energi i hytta og leiligheten.

Nødvendig:

1. Kamp, du trenger å bruke elektriske ledere passende belastning. I dag i strømnettet må du følge overholdelsen av parametrene for elektrisk lagring og kraft, som forbrukes. I en situasjon med umuligheten av å justere disse parametrene og administrasjonen til normale indikatorer, må du sette opp slik at strømmen blir rengjort med oppvarming av lederne, slik at parametrene i isolasjonen endres, og risikoen for brann økes.
2. Dårlig elektrokontakt: I Rubs - dette er bruken av innovative strukturer med gode ikke-oksiderende elektrokontakter. Eventuelle oksid øker motstanden. I forretter - den samme teknikken. Switches - ON / OFF SYSTEM. Metall skal påføres injektor og motstandsdyktig mot høytemperaturregime. Kontakten avhenger av høykvalitetspresset til pluss.
3. Reaktiv last. Alle elektriske apparater som ikke er glødelamper, de elektriske fliser i den gamle prøven har en reaktiv komponent av energiforbruket. Eventuell induktans ved bruk av det, resisterer strømmen strømmen på den på grunn av den fremvoksende magnetiske induksjonen. Etter en viss periode, et slikt fenomen som en magnetisk induksjon som ikke ga en strøm til å gå, hjelper det med å strømme og tilføyer en del av strømmen til strømmen, som er hacking for generelle kraftnett. En spesiell prosess utvikler seg, som kalles vortex elektriske slag, de forvrenger målernes vitnesbyrdshastighet og gjør negative endringer i parametrene til energien som følger med. Det samme skjer når kapasitiv elektrisk last. Strømmene ødelegger parametrene til energien som leveres til forbrukeren. Kampen er å anvende moderne kompensatorer, avhengig av elektronparametrene.
4. Bruken av gamle belysningssystemer (glødelamper). Deres effektivitet har maksimalt - 3-5%. De resterende 95% går for å varme glødelamper og som følge av miljøet og til stråling, som en person ikke oppfatter. Derfor, for å forbedre her, er det ikke rasjonelt. Andre lysfoder dukket opp - luminescerende lyspærer, lysdioder som har blitt aktivt brukt i dag. Effektiviteten av fluorescerende lyspærer når 7%, og LED-lampen har en prosentandel nær 20. Bruk av lysdioder lar deg lagre akkurat nå og i utnyttelse av utnyttelse på grunn av holdbarhet - kompensasjon utgifter opp til 50.000 timer.

Det er også umulig å ikke si at det er mulig å redusere tapet av elektrisitet i huset ved hjelp av installasjonen av den elektriske stabilisatoren. Ifølge rådhuset er det mulig å finne det i spesialiserte selskaper.

Slik beregner du elektrisitetstap: Forhold

Det er lettest å beregne tapene i kraftnettet, hvor bare en type elektrisk ledning med ett tverrsnitt brukes, for eksempel hvis husene bare er montert av aluminiumselektrobasiteter med et tverrsnitt på 35 mm. I livet til et system med en type elektrokelig, er den nesten ikke funnet, vanligvis brukes forskjellige elektriske rør til å levere bygninger og strukturer. I en slik situasjon, for å oppnå nøyaktige resultater, er det nødvendig å separat vurderes for individuelle seksjoner og elektriske systemer med en rekke elektrokabler.

Tap i kraftnettet på transformatoren og er vanligvis ikke tatt i betraktning, siden det enkelte strømforbruk elektriske apparater legges i elektrisk panel etter et slikt spesialutstyr.

Viktig:

1. Beregning av energitap i transformatoren utføres på grunnlag av tekniske dokumenter av en slik enhet, hvor alle parametere som kreves av deg, vil bli indikert.
2. Det må sies at eventuelle beregninger utføres for å bestemme mengden av maksimalt tap under overføringen av strømmen.
3. Ved beregning av det er det nødvendig å ta hensyn til at kraften til lagerstrømforsyningen, produksjonsvirksomheten eller et annet objekt er tilstrekkelig til å gi alle strømforbruksvarer som er koblet til det, det vil si at systemet kan fungere uten overspenning selv i maksimal belastning på hvert objekt inkludert.

Størrelsen på den dedikerte elektrisiteten kan bli funnet fra kontrakten som er inngått med energileverandøren. Mengden tap avhenger alltid av kraften i kraftnettet, fra forbruket gjennom potten. De mer elektriske barrierer forbrukes av objekter, jo høyere tap.

Teknisk tap av elektrisitet i nettverk

Tekniske energitap - Tap som er forårsaket av fysiske prosesser for transport, distribusjon og transformasjon av elektrisitet, oppdages ved beregninger. Formelen som beregningen beregnes: P \u003d I * u.

1. Kraften er lik multiplikasjon av strømmen på den elektriske barrieren.
2. Økt spenning Ved overføring av energi i kraftnettet er det mulig å redusere gjeldende i tider, noe som gjør det mulig å gjøre med elektriske rørledninger med et mye mindre tverrsnitt.
3. Undervanns steinen er at det er tap i transformatoren som noen må kompensere.

Teknologiske tap er delt inn i konvensjon og variabler (avhenger av elektrisk belastning).

Hva er det kommersielle tapet av elektrisitet

Kommersielle energitap - elektropotions, som er definert som forskjellen mellom absolutte og teknologiske tap.

Trenger å vite:

1. Ideelt sett bør kommersielle elektropotioner av energi i kraftnettet være null.
2. Tydeligvis, men det i virkeligheten er ferie i kraftnettet, den nyttige ferie og tekniske teknikere bestemmes med feilene.
3. Deres forskjeller er faktisk og er strukturelle elementer av kommersiell elektropotor.

De bør kunne reduseres til minimal verdi på grunn av visse tiltak. Hvis det ikke er en slik mulighet, må du gjøre endringer i vitnesbyrdets vitnesbyrd, de kompenserer for systematiske feil av elektriske energimålinger.

Mulige strømtap i elektriske nettverk (video)

Elektriske energitap i kraftnettet fører til tilleggskostnader. Derfor er det viktig å kontrollere dem.

Introduksjon

Litteratur gjennomgang

1.3 tomgangstap

Konklusjon

Bibliografi

Introduksjon

Elektrisk energi er den eneste typen produkt, andre ressurser brukes til å flytte fra produksjonssteder til forbrukssteder. For dette formål forbrukes en del av den overførte elektrisiteten, slik at dets tap er uunngåelige, oppgaven er å bestemme deres økonomisk rimelige nivå. Redusere elektrisitetstap i elektriske nettverk opp til dette nivået - et av de viktige områdene av energibesparelser.

Gjennom perioden fra 1991 til 2003 vokste de totale tapene i de russiske energisystemene i absoluttverdien, og i prosent av elektrisitetsperioden til nettverket.

Økningen i energitap i elektriske nettverk bestemmes av virkningen av ganske objektive mønstre i utviklingen av hele energibransjen som helhet. De viktigste er: en tendens til konsentrasjonen av elektrisitetsproduksjon på store kraftverk; Kontinuerlig økning i elektriske nettverksbelastninger knyttet til den naturlige veksten av forbrukerbelastninger og forekomsten av nettverksbåndbredde fra strømforbruksveksten og genererende anlegg.

I forbindelse med utviklingen av markedsforhold i landet har betydningen av problemet med elektrisitetstap økt betydelig. Utviklingen av metoder for beregning, analyser tap av elektrisitet og valg av økonomisk rimelige tiltak for å redusere dem, utføres i Vniie i mer enn 30 år. For å beregne alle komponentene i elektrisitetstap i nettverkene til alle spenningsklasser av AO-Energo og i utstyret til nettverk og stasjoner og deres regulatoriske egenskaper, er det utviklet en programvarepakke som har et sertifikat for samsvar, godkjent av CDU av Ues av Russland, Glavgiosenergonadzor i Russland og Institutt for elektriske nettverk Rao Ues av Russland.

På grunn av kompleksiteten av beregning av tap og tilstedeværelse av betydelige feil, er det nylig lagt spesiell oppmerksomhet til utviklingen av metoder for rationering av elektrisitetstap.

Metoden for å bestemme tapstandardene er ennå ikke etablert. Selv prinsippene for rationering er ikke definert. Meninger om tilnærmingen til rationering er i et bredt spekter - fra ønsket om å ha en etablert solid standard som en prosentandel av tap før de kontrollerer de "normale" tapene ved hjelp av kontinuerlig gjennomførte beregninger på nettverksordninger ved hjelp av riktig programvare.

For de oppnådde satsene etableres elektrisitetstariffer. Tariffregulering er tildelt statlig regulatoriske myndigheter fek og rec (føderale og regionale energikommisjoner). Energiforsyningsorganisasjoner bør rettferdiggjøre nivået på elektrisitetstap, som de anser det som er hensiktsmessig å inkludere i tariffen, og energikommisjonene - analysere disse begrunnelsene og godta eller justere dem.

I dette papiret vurderes problemet med å beregne, analysere og ranting av elektrisitetstap fra moderne stillinger; Teoretiske klausuler presenteres, en beskrivelse av programvaren som implementerer disse bestemmelsene, og opplevelsen av praktiske beregninger presenteres.

Litteratur gjennomgang

Problemet med å beregne elektrisitetstap er bekymret for kraftingeniører i svært lang tid. I denne forbindelse er det for tiden svært få bøker om dette emnet, fordi lite har endret seg i en nettverksansvarlig enhet. Men samtidig produseres et tilstrekkelig stort antall artikler, hvor gamle data er raffinert og nye løsninger foreslås for problemene knyttet til beregningen, normaliseringen og reduksjonen av elektrisitetstap.

En av de nyeste bøkene som er utstedt på dette emnet, er Jersey-boken Yu.s. "Beregning, analyse og rationering av elektrisitetstap i elektriske nettverk." Det er mest fullstendig representert av strukturen av elektrisitetstap, tapanalysemetoder og utvalg av tiltak for å redusere dem. Metodene for normalisering av tap er underbygget. Detaljer beskrevet programvare som implementerer tap beregning metoder.

Tidligere ble forfatteren utgitt boken "Valget av tiltak for å redusere elektrisitetstap i elektriske nettverk: En veiledning for praktiske beregninger." Her ble mest oppmerksomhet betalt til metoder for å beregne elektrisitetstap i ulike nettverk og rettferdiggjort bruken av en metode eller en annen, avhengig av typen nettverk, samt tiltak for å redusere elektrisitetstap.

I boken Buduzko I.A. og Levina M.S. Strømforsyningen av landbruksprodukter og bosetninger "Forfatterne gjennomgikk problemene med strømforsyningen generelt, og legger vekt på distribusjonsnett som fôr landbruksprodukter og bosetninger. Boken gir også anbefalinger for organisering av kontroll over forbruket av elektrisitet og forbedring av regnskapssystemene.

Forfatterne av Wollensky V.E., Zhelezko Yu.S. og kazantsev v.n. I boken "strømtap i elektriske nettverk av kraftsystemer" ble generelle problemer knyttet til reduserte elektrisitetstap i nettverk vurdert i detalj: Metoder for beregning og forutsatt tap i nettverk, en analyse av strukturen av tap og beregning av deres gjennomførbarhet effektivitet, planlegging av tap og tiltak for å redusere dem.

I artikkelen Wollen, V.E., Charnelova S.V. og Kalinkini Ma. "Programmet for å beregne det tekniske tapet av kraft og elektrisitet i distribusjonsnett 6 - 10 kV" er beskrevet i detaljprogrammet for beregning av det tekniske tapet av elektrisitet RTP 3.1. Hovedfordelen er enkel å bruke og praktisk å analysere derivasjonen av Finite resultater, som betydelig reduserer ansatte lønnskostnader for beregning.

Artikkel Zhelezko Yu.S. "Prinsippene for rationering av elektrisitetstap i elektriske nettverk og beregningsprogramvaren" er viet til det faktiske problemet med ranting av elektrisitetstap. Forfatteren fokuserer på en målrettet reduksjon av tap på et økonomisk rimelig nivå, som ikke gir en eksisterende normaliseringspraksis. Artikkelen har også et forslag om å bruke regulatoriske egenskapene til tapene som er utviklet på grunnlag av detaljerte skjematiske beregninger av nettverk av alle stressklasser. I dette tilfellet kan beregningen utføres når du bruker programvare.

Formålet med en annen artikkel av samme forfatter kalt "Evaluering av elektrisitetstap på grunn av instrumentelle målefeil" klargjør ikke metodikken for å bestemme feilene for spesifikke måleinstrumenter basert på skanningen av parametrene. Forfatteren i artikkelen var vurderingen av de resulterende feilene i systemet for å ta hensyn til kvitteringen og frigjøring av elektrisitet fra nettverket av en strømforsyningsorganisasjon, som inkluderer hundrevis og tusenvis av instrumenter. Spesiell oppmerksomhet er betalt til den systematiske feilen, som for tiden viser seg å være en betydelig del av tapstrukturen.

I artikkelen Galanova v.p., Galanova v.V. "Virkningen av kvaliteten på elektrisitet på nivået av tapene i nettverkene" oppmerksom på det faktiske problemet med kvaliteten på elektrisitet, som har en betydelig innvirkning på strømtap i nettverk.

Artikkel Wollen, V.E., Zagorsky Ya.t. og apricatina v.n. "Beregning, rationering og reduksjon av elektrisitetstap i urbane elektriske nettverk" er viet til å klargjøre eksisterende metoder for å beregne elektrisitetstap, normalisere tap i moderne forhold, samt nye tap reduksjonsmetoder.

I artikkelen Ovchinnikova A. "Strømforsyning i distribusjonsnettverk 0,38 - 6 (10) KV" er fokusert på å skaffe pålitelig informasjon om parametrene for arbeidet med nettverksøkonomiskelementer, og fremfor alt om lasting av strømtransformatorer. Denne informasjonen, ifølge forfatteren, vil bidra til å redusere tapet av elektrisitet betydelig i nettverk på 0,38 - 6 - 10 kvadratmeter.

1. Elektrisk tapstruktur i elektriske nettverk. Teknisk tap av elektrisitet

1.1 Elektrisk tapstruktur i elektriske nettverk

Ved overføring av elektrisk energi i hvert elektrisk nettverkselement, oppstår tap. For å studere komponenter av tap i ulike nettverkselementer og evaluere behovet for en bestemt begivenhet som er rettet mot å redusere tap, utføres en analyse av strukturen av elektrisitetstap.

Faktisk (rapportering) strømtap Δ W. Rapporten er definert som strømforskjellen inngått i nettverket, og elektrisitet frigjort fra nettverket til forbrukerne. Disse tapene inkluderer komponenter av ulike natur: Tap i nettverkselementer med rent fysisk natur, kostnaden for elektrisitet til å arbeide installert på stasjoner og sikre transmisjonen av elektrisitet, feilen med å fikse elektrisitet til instrumenter av regnskapsføring og til slutt tyveri av elektrisitet, manglende betaling eller ufullstendig betalingsmåleravlesning, etc.

Separasjonen av tap i komponenter kan utføres i henhold til forskjellige kriterier: Tapets natur (konstant, variabler), spenningsklasser, grupper av elementer, produksjonsenheter, etc. Gitt den fysiske naturen og spesifikasjonene i metodene for å bestemme de kvantitative verdiene for faktiske tap, kan de deles inn i fire komponenter:

1) Teknisk tap av elektrisitet Δ W. T. , Betinget av fysiske prosesser i ledninger og elektrisk utstyr som oppstår under elektrisitetsoverføring med elektriske nettverk.

2) Elektrisitetsforbruk for egne stasjonære behov Δ W. SN. , nødvendig for å sikre drift av teknologisk utstyr for stasjoner og levebrød i servicepersonalet, bestemt av vitnesbyrd om meter fastsatt på transformatorene til substasjonens egne behov;

3) Elektrisitets tap på grunn av instrumentelle feil måle dem (instrumental tap) Δ W. Endring;

4) kommersielle tap Δ W. K, på grunn av tyveri av elektrisitet, manglende overholdelse av måleravlesninger betaling for elektrisitet av husholdningsforbrukere og andre grunner i organisering av kontroll over energiforbruk. Deres mening er bestemt som forskjellen mellom de faktiske (rapportering) tapene og summen av de tre første komponentene:

Δ W. K \u003d δ. W. NO - Δ. W. T - δ. W. CH - Δ. W. Endring (1.1)

De tre av de første komponentene i tapstrukturene skyldes de teknologiske behovene til elektrisitetsoverføringsprosessen på nettverk og instrumental regnskap for kvittering og ferie. Summen av disse komponentene er godt beskrevet av begrepet teknologiske tap . Den fjerde komponenten - kommersielle tap - er virkningen av den "menneskelige faktor" og inkluderer alle sine manifestasjoner: bevisst tyveri av elektrisitet av enkelte abonnenter ved å endre indikasjonene på tellere, manglende betaling eller ufullstendig betaling av måleravlesninger etc.

Kriterier for at du tilskriver en del av strøm til tap kan være fysisk og Økonomisk karakter.

Mengden tekniske tap, forbruk av elektrisitet til egne behov for substasjoner og kommersielle tap kan kalles fysisk tap av elektrisitet. Disse komponentene er virkelig forbundet med fysikk av energidistribusjon over nettverket. Samtidig tilhører de to første komponentene i fysiske tap teknologien til transmisjon av elektrisitet over nettverk, og den tredje til teknologien for å kontrollere antall overførte elektrisitet.

Økonomien bestemmer seg tap Som en del av strømmen som den registrerte nyttige ferie, viste forbrukerne seg for å være mindre elektrisitet produsert på kraftverk og kjøpt fra sine andre produsenter. Samtidig er den registrerte nyttelastet av elektrisitet her ikke bare den delen, fondene som de faktisk ble mottatt til bosetningskontoen til strømforsyningsorganisasjonen, men også den som fakturaene er utstilt, dvs. Energiforbruket er løst. I motsetning til dette er det faktiske vitnesbyrd om tellere som registrerer energiforbruket fra husholdningenes abonnenter ukjente. Den nyttige elektrisitetsavlatelsen av husholdningenes abonnenter bestemmes direkte i henhold til betalingen mottatt for måneden, derfor inkluderer tapene alle ubetalte energi.

Fra økonomiens synspunkt er strømforbruket for sine egne stasjonerbehov ikke forskjellig fra strømningshastigheten i elementene i nettverk for overføring av resten av strømmen til forbrukerne.

Den store av volumet av nyttig elektrisitet er det samme økonomiske tapet som de to komponentene beskrevet ovenfor. Det samme kan sies om forgjeves for elektrisitet. Således er alle fire komponenter beskrevet ovenfor like likeverdige.

Teknisk strøm tap kan representeres av følgende strukturelle komponenter:

last tap i utstyret til stasjoner. Disse inkluderer tap av innflytelse og krafttransformatorer, samt tap i måle transformatorer av nåværende, høyfrekvente barrierer (PT) i RF-kommunikasjonen og strømbegrensende reaktorer. Alle disse elementene er inkludert i "Latch" -linjen, dvs. Konsekvent, derfor avhenger tapene på kraften som strømmer gjennom dem.

tomgangstap, inkludert strømtap i krafttransformatorer, kompenserende enheter (KU), spenningstransformatorer, meter og tilkobling av RF-tilkoblingsenheter, samt tap i isolasjonen av kabellinjer.

klimatap, inkludert to typer tap: Tap på kronen og tapene på grunn av lekkasjestrømmer for VL og stasjoner isolere. Begge typene er avhengige av værforholdene.

Tekniske tap i elektriske nettverk av energiforsyningsorganisasjoner (Power Systems) bør beregnes på tre spenningsområder:

i forsyningsnettverket av høy spenning på 35 kV og høyere;

i mellomstore distribusjonsnett 6 - 10 kV;

i l0,38 kV.

Distribusjonsnett 0,38 - 6 - 10 kV, Operated Res og PES, er preget av en betydelig andel av elektrisitetstap i totale tap over hele elektrisitetsoverføringskretsen fra kilder til elektriske mottakere. Dette skyldes konstruksjonene i konstruksjonen, som fungerer, organisering av driften av denne typen nettverk: et stort antall elementer, forgrening av ordninger, utilstrekkelig vedlikehold av regnskapsinnretninger, relativt lave lastelementer, etc.

For tiden, for hver RES og PES av kraftsystemer, er tekniske tap i nettverk på 0,38 - 6 - 10 KV beregnet månedlig og oppsummert i løpet av året. De resulterende tapverdiene brukes til å beregne den planlagte standarden for elektrisitetstap for det neste året.

1.2 Lastet tap av elektrisitet

Energitap i ledninger, kabler og transformatorer viklinger er proporsjonale med torget i den nåværende strømmen, og kalles derfor belastningstap. Laststrømmen er vanligvis variert i tide, og belastningstap kalles ofte variabler.

Strømbelastningstap inkluderer:

Tap i linjer og krafttransformatorer, som generelt kan bestemmes av formelen, tusen kWh:

hvor JEG ( t) - nåværende elementet på tidspunktet for tiden t. ;

Δ t. - Tidsintervallet mellom sekvensielle målinger, hvis sistnevnte ble utført på like tid med tilstrekkelig små tidsintervaller. Tap i dagens transformatorer. Tapet av aktiv kraft i TT og dens sekundære kjede bestemmes av summen av de tre komponentene: Tap i den primære Δp 1. og sekundær Δp 2. Viklinger og tap i belastningen av sekundærkjeden Δp h2. . Den normaliserte verdien av den sekundære kjedebelastningen av de fleste TT med en spenning på 10 kV og den nominelle strømmen på mindre enn 2000 A, som utgjør hovedparten av alt TTS som drives i nettverkene, er 10 WA på TT-nøyaktighetsklassen Å tt. \u003d 0,5 og 1 kan Å tt \u003d. 1.0. For en TT med en spenning på 10 kV og den nominelle strømmen 2000 A og mer og mer for en TT spenning på 35 kV, er disse verdiene dobbelt så mye, og for TT med en spenning på 110 kV og høyere - tre ganger mer. For tap av elektrisitet i TT av en sammenføyning, tusen kWh per estimert periode T, dager:

hvor β TTEKV - Koeffisienten til tilsvarende strømbelastning TT;

men og b - koeffisientene til det spesifikke tapet av kraft i TT og i

hans sekundære kjede Δp tt. Å ha en visning:

Tap i høyfrekvente kommunikasjonsbarrierer. De totale tapene i bevarings- og tilleggsanordningen i samme fase VL kan bestemmes av formelen, tusen kWh:

hvor β anledningen er forholdet mellom standard driftsstrøm VO for den beregnede

periode til sin nominelle strøm;

Δ R. PR-tap i vedleggsenheter.

1.3 tomgangstap

For elektriske nettverk på 0,38 - 6 - 10 kV, inkluderer komponentene i tapet av tomgang (betinget konstant tap):

Strømtap idling i krafttransformatoren som er bestemt under T. I henhold til formelen, tusen kWh:

, (1.6)

hvor δ. R. X - Tap av kraft av enkelttransformatoren på nominell spenning U. N;

U ( t) - spenning på tilkoblingspunktet (ved innføring av transformatoren på tidspunktet for tiden t. .

Tap i kompenserende enheter (KU), avhengig av typen enhet. I distribusjonsnettverk brukes 0,38-6-10 kV hovedsakelig batterier av statiske kondensatorer (BSK). Tapene i dem er bestemt på grunnlag av de kjente spesifikke tapene av kraft Δp B CK, KW / Kvar:

hvor W. Q B CK - Reaktiv energi produsert av batteriet av kondensatorer for estimert periode. Vanligvis Δp b c \u003d 0.003 kw / kV.

Tap i spennings transformatorer. Tapet av aktiv kraft i TN består av tap i selve TN og i sekundærbelastningen:

ΔР. Tn \u003d ΔР. 1t +. ΔР. 2t. (1.8)

Tap i seg selv ΔР. 1 består hovedsakelig av tap i ståltransformatoren magnetisk krets. De vokser med økende nominell spenning og for en fase ved nominell spenning numerisk omtrent lik den nominelle nettverksspenningen. I distribusjonsnett med en spenning på 0,38-6-10 kV utgjør de ca 6-10 W.

Sekundære tap ΔР. 2n avhenger av klassen av nøyaktighet TN Å tn. Videre, for transformatorer med en spenning på 6-10 kV, denne avhengigheten lineær. Med en nominell belastning for TN av denne spenningsklassen ΔР. 2T ≈ 40 W. I praksis er imidlertid sekundære kretser av TN ofte overbelastet, slik at de angitte verdiene må multipliseres med lastekoeffisienten til sekundærkretsen TN β 2T. Med tanke på det ovenfor er det totale tapet av elektrisitet i TN og belastningen av sin sekundære kjede bestemt av formler, tusen kWh:

Tap i isolasjonen av kabellinjer, som bestemmes av formelen, kWh:

hvor b C. - kapasitiv kabelledningsevne, SIM / KM;

U. - spenning, KV;

L drosje - Kabellengde, km;

tgφ - Tangent vinkel på dielektriske tap, bestemt av formelen:

hvor T. - Antall år med drift av kabelen;

en τ. - aldringskoeffisient, med tanke på isolasjons aldring under

operasjon. Hva som skjer for å øke vinkelen tangent

dielektriske tap gjenspeiles i den andre braketten med formelen.

1.4 Klimatisk tap av elektrisitet

Korreksjon med værforhold eksisterer for de fleste typer tap. Nivået på strømforbruket som bestemmer strømmer av kraft i grenene og spenningen i nodene i nettverket, avhenger betydelig av værforholdene. Seasonal Dynamics of Visimilly manifesterer seg i belastningstap, strømforbruk for egne behov for stasjoner og overflod av elektrisitet. Men i disse tilfellene uttrykkes avhengighet av værforholdene hovedsakelig gjennom en faktor - lufttemperatur.

Samtidig er det komponenter av tap, hvor verdien er bestemt ikke så mye temperatur som værtype. Først og fremst bør den tilskrives kronetapene som oppstår på ledningene av høyspennings kraftledninger på grunn av den høye spenningen på det elektriske feltet på overflaten. Som typiske typer vær, når du beregner kronens tap, er det vanlig å tildele godt vær, tørr snø, regn og frost (i rekkefølge av økende tap).

Med fuktighetsgivende en forurenset isolator på overflaten oppstår, oppstår et ledende medium (elektrolytt), som bidrar til en betydelig økning i lekkasjestrømmen. Disse tapene forekommer hovedsakelig med vått vær (tåke, dugg, drizzling regner). Ifølge statistikk er årlige strømtap i AO-energi nettverk på grunn av lekkasje strømmer for isolatorer av VL av alle spenninger i forhold til tap på kronen. Samtidig faller omtrent halvparten av deres totale verdi på nettverket på 35 kV og under. Det er viktig at både lekkasjer og krone tapene er rent aktive i naturen, og derfor er en direkte komponent av elektrisitetstap.

Klimataper inkluderer:

Tap på kronen. Tapet på kronen er avhengig av tverrsnittet av ledningen og driftsspenningen (jo mindre tverrsnittet og over spenningen, desto større er den spesifikke spenningen på overflaten av ledningen og jo større tap), utformingen av fase, linjelengde og været. Spesifikke tap under ulike værforhold bestemmes på grunnlag av eksperimentelle studier. Tap fra lekkasjestrømmer på luftisolatorer. Minimumslengden på lekkasjestrømmen til isolatorene er normalisert avhengig av graden av forurensning av atmosfæren (e). Samtidig er dataene som er nevnt i litteraturen om motstanden av isolatorer, veldig heterogen og er ikke bundet til nivået av SZ.

Kraften som frigis på en isolator bestemmes av formelen, kW:

hvor Du er - Spenning kommer på en isolator, KV;

R fra - Hans motstand, com.

Tapet av elektrisitet forårsaket av lekkasjestrømmer på isolatorene i WL kan bestemmes av formelen, tusen kWh:

, (1.12)

hvor T VL. - Varighet i den beregnede perioden med vått vær

(tåke, dugg og drizzling regn);

N Gir. - Antall isolatorer kranser.

2. Metoder for beregning av elektrisitetstap

2.1 Metoder for beregning av elektrisitetstap for ulike nettverk

Nøyaktig definisjon av tap over tidsintervall T. mulig med kjente parametere R. og δ. R. x og tidsfunksjoner JEG. (t.) JEG. U. (t.) På hele intervallet. Parametere R. og δ. R. X er vanligvis kjent, og i beregningene anses de konstante. Men samtidig avhenger ledermotstanden av temperaturen.

Moderne parametere informasjon JEG. (t.) JEG. U. (t.) Det er vanligvis bare tilgjengelig for dagene med kontrollmålinger. I de fleste stasjoner uten servicepersonell er de registrert 3 ganger for testdagen. Denne informasjonen er ufullstendig og begrenset til pålitelig, siden målingene utføres av utstyr med en bestemt nøyaktighetsklasse og ikke samtidig på alle stasjoner.

Avhengig av fullstendig informasjon om lastene i nettverkselementene, kan følgende metoder brukes til å beregne belastningstap:

Metoder for elementberegninger ved hjelp av formelen:

, (2.1)

hvor k. - Antall nettverkselementer;

-Hvis elementmotstanden R I. i

øyeblikk av tid j. ;

Δ t. - Frequency of Survey of Sensors Fixing

nåværende belastninger av elementer.

Metoder for karakteristiske moduser ved hjelp av formelen:

, (2.2)

hvor δ. R. JEG. - Legg strømtap i nettverket i jEG. -Memodus

varighet t. JEG. timer;

n. - Antall moduser.

Metoder for karakteristiske dager med formelen:

, (2.3)

hvor m. - Antall karakteristiske dager, tap av elektrisitet for hver som beregnes i henhold til de kjente belastningsplanene

i noder av nettverket er δ W. N C. JEG. ,

D ek. JEG - Tilsvarende årets varighet jEG. "Karakteristisk

grafikk (antall dager).

4. Metoder for antall timer med høyest tap τ, ved hjelp av formelen:

, (2.4)

hvor δ. R. Max. - Strømtap i maksimal nettverksbelastningsmodus.

5. Metoder for gjennomsnittlig belastning med formelen:

, (2.5)

hvor δ. R. Med P - strømtap i nettverket med middels masse noder

(eller i nettverket som helhet) under T. ;

k. F. - Koeffisienten til kraftplan eller strøm.

6. Statistiske metoder som bruker regresjonsavhengighet av elektrisitetstap fra de generaliserte egenskapene til elektriske nettverk og moduser for elektriske nettverk.

Metoder 1-5 sørger for elektriske beregninger av nettverk av de angitte verdiene for parametrene for kretsen og lastene. Ellers kalles de schemeknisk .

Ved bruk av statistiske metoder for elektrisitetstap, beregnet på grunnlag av stabile statistiske avhengigheter av tap fra generaliserte nettverksparametere, som den totale belastningen, den totale lengden på linjene, antall stasjoner, etc. Avhengigheten selv mottar dem grunnlaget for statistisk behandling av et visst antall kretsberegninger, for hver av hvilken beregnet verdi av tapet og verdiene av faktorene, forbindelsen av tap som er etablert.

Statistiske metoder tillater ikke å planlegge spesifikke tiltak for å redusere tap. De brukes til å vurdere de totale tapene på nettverket. Men på samme tid, påført mange objekter, for eksempel 6-10 kV linjer, gjør det mulig å identifisere de av dem der det er steder med forhøyede tap. Dette gjør det mulig å sterkt redusere volumet av kretsberegninger, og dermed og redusere lønnskostnadene for deres oppførsel.

Ved utførelse av kretsberegninger kan en rekke kildedata og beregningsresultater være i probabilistisk form, for eksempel i form av matematiske forventninger og dispersjoner. I disse tilfellene benyttes apparatet av sannsynlighetsteori, slik at disse metodene kalles probabilistiske kretsemetoder .

Å bestemme τ og k. F Brukes i metoder 4 og 5, er det en rekke formler. Den mest egnede for praktiske beregninger er følgende:

; (2.6)

hvor k. W er fyllingskoeffisienten til en graf som er lik det relative antallet timer med å bruke maksimal belastning.

I henhold til egenskapene til ordningene og regimene til elektriske nettverk og informasjonssikkerhet, er fem grupper av nettverk skilt, beregningen av elektrisitetstap som produserer ulike metoder:

transit elektriske nettverk på 220 kV og høyere (intersystemforbindelser) gjennom hvilken kraftutvekslingen mellom kraftanleggene utføres.

For transitt elektriske nettverk, tilstedeværelsen av belastninger, variabler etter verdi, og ofte av tegnet (reversible strømstrømmer). Parametrene til disse nettverkene måles vanligvis hver time.

lukkede elektriske nettverk på 110 kV og høyere, praktisk talt ikke involvert i utveksling av kraft mellom kraftsystemene;

Åpne (radiale) elektriske nettverk 35-150 kV.

For å levere elektriske nettverk på 110 kV og over og åpne distribusjonsnett i 35-150 kV-modus, måles parametere i dagene med kontrollmålinger (karakteristiske vinter- og sommerdager). Åpnede nettverk av 35-150 kV er allokert til en egen gruppe på grunn av muligheten for å utføre tap i dem separat fra tap av tap i et lukket nettverk.

distribusjon Elektriske nettverk 6-10 kV.

For åpne 6-10 kV-nettverk er belastningen på hodet til hver linje (i form av elektrisitet eller strøm) kjent.

distribusjon Elektriske nettverk 0.38 kvadratmeter.

For elektriske nettverk på 0,38 kV er bare data av episodiske målinger av den totale belastningen i form av fasestrømmer og spenningstap i nettverket tilgjengelig.

I samsvar med følgende formål som er angitt for nettverk, anbefales følgende beregningsmetoder.

Metoder for karakteristiske moduser anbefales for å beregne tap i systemdannelses- og transittnettverket i nærvær av teleinformation om nodene av nodene, som regelmessig overføres til MC-strømsystemet. Begge metodene - Elementberegninger og karakteristiske moduser - er basert på operasjonelle beregninger av strømtap i nettverket eller dets elementer.

Metoder for karakteristiske dager og antall timer med størst tap kan brukes til å beregne tap i lukkede nettverk på 35 kV og over selvbalanserende kraftverk og i åpne nettverk på 6-150 kV.

Metoder for gjennomsnittlig belastning gjelder ved relativt homogene hublastgrafer. De anbefales som foretrukket for åpne nettverk på 6-150 kV i nærvær av elektrisitetsdata savnet i perioden under innlevering av nettverket. Mangelen på data på lastene i nettverksnodene forårsaker sin uniformitet.

Alle metoder som gjelder for tapsberegninger i høyere spenningsnett, hvis det er relevant informasjon, kan brukes til å beregne tap og lavspenningsnettverk.

2.2 Metoder for beregning av elektrisitetstap i distribusjonsnett 0.38-6-10 kV

Et nettverk på 0,38 - 6 - 10 KV-kraftsystemer er preget av den relative enkelheten i kretsen til hver linje, et stort antall slike linjer og lav pålitelighet av informasjon om transformatorer. De nevnte faktorene gjør det upassende på dette stadiet. Søknad om beregninger av elektrisitetstap i disse nettverkene av metoder som ligner de som brukes i høyspenninger som brukes i nettverk og basert på tilstedeværelse av informasjon om hvert nettverkselement. I denne forbindelse ble metoder basert på representasjon av 0,38-6-10 kV linjer i form av tilsvarende motstander distribuert.

Lastet tap av elektrisitet i linjen bestemmes av en av to formler, avhengig av hvilken informasjon om lasten på hovedområdet er aktivt - aktivt W. P og reaktive w. Q Energi overført under T T eller Maksimal klar last JEG. Maks:

, (2.8)

, (2.9)

hvor k. Fr i. k. F q - koeffisienter av form for grafer av aktiv og reaktiv kraft;

U. EC er en tilsvarende nettverksspenning som tar hensyn til endringen i den faktiske spenningen både i tide og langs linjen.

Hvis grafikk R. og Q. Hodetplottet er ikke registrert, diagramformskoeffisienten anbefales å bestemme (2.7).

Ekvivalent spenning bestemmes av den empiriske formelen:

hvor U. 1 , U. 2 - Spenninger i CPUen i modusene til de største og minste belastningene; k. 1 \u003d 0,9 for nettverk på 0,38-6-10 kV. I dette tilfellet kjøper formel (2.8) skjemaet:

, (2.11)

hvor k. F 2 er definert av (2.7), basert på dataene på koeffisienten for å fylle ut aktiviteten til den aktive belastningen. På grunn av feilen om tidspunktet for måling av gjeldende belastning med en ukjent tid på sin gyldige maksimale formel (2.9), gir undervurderte resultater. Eliminering av en systematisk feil oppnås ved å øke verdien som er oppnådd av (2,9), 1,37 ganger. Den estimerte formelen kjøper skjemaet:

. (2.12)

Tilsvarende motstand på 0,38-6-10 kV linjer med ukjente belastninger av elementene bestemmes basert på antagelsen om samme relative lasting av transformatorer. I dette tilfellet har den beregnede formelen skjemaet:

, (2.13)

hvor S. T. JEG. - Den totale nominelle kraften til distribusjonstransformatorer (RT) mottakskraft jEG. -Mu tomt av linjers motstand R. L. JEG,

p - Antall linjer;

S. T. J. - Nominell effekt jEG. PT-motstand R. T. J. ;

t - RT nummer;

S. T. G - den totale kraften til RT festet til linjen under vurdering.

innbetaling R. EF-programvare (2.13) innebærer behandling av kretsen på hver linje på 0,38-6-10 kV (nettere noder, koding av merker av ledninger og kraft av Rt, etc.). På grunn av et stort antall linjer en slik beregning R. EK kan være vanskelig på grunn av store lønnskostnader. I dette tilfellet bruker de regresjonsavhengighet for å bestemme R. EC, basert på de generelle parametrene i linjen: den totale lengden på linjen, tverrsnitt av ledningen og lengden på motorveien, forgrening, etc. For praktisk bruk er avhengigheten mest hensiktsmessig:

, (2.14)

hvor R g - motstand av lederen av linjen;

l. M A. , l. m c - de totale lengdene på motorveien (uten et hodeområde) med henholdsvis aluminium- og ståltråd;

l. Om en. , l. Om C - De samme delene av en linje relatert til grenen fra motorveien;

F m - delen av motorveien;

men 1 - men 4 - Tabellkoeffisienter.

I forbindelse med denne, avhengighet (2.14) og den påfølgende definisjonen med hjelpetap av elektrisitet i linjen er det tilrådelig å bruke til å løse to oppgaver:

definisjoner av totale tap i k. Linjer som summen av verdier beregnet av (2.11) eller (2.12) for hver linje (i dette tilfellet blir feilene redusert omtrent i √ k. tid);

definisjoner av linjer med forhøyede tap (tap av tap). Disse linjene inkluderer linjer som den øvre grensen for tapets usikkerhetsintervall overstiger den etablerte normen (for eksempel 5%).

3. Beregningsprogrammer for elektrisitetstap i distribusjons elektriske nettverk

3.1 må beregne tekniske tap av elektrisitet

For tiden, i mange energisystemer i Russland, vokser tap i nettverk selv med en reduksjon i energiforbruket. I dette tilfellet, absolutte og relative tap som allerede har nådd 25-30% økning. For å avgjøre hvilken andel av disse tapene er virkelig en fysisk bestemt teknisk komponent, og som er på den kommersielle, tilhørende regnskapet, forbeholdet, mangler i regnskapssystemet og samler data om betalinger, er det nødvendig å kunne vurdere teknisk tap.

Tap av aktivt strømtap i nettverkselementet med motstand R. på spenning U. Bestem med formelen:

, (3.1)

hvor S og Q - Aktiv og reaktiv kraft som overføres av elementet.

I de fleste tilfeller, R. og Q. På nettverkselementer er opprinnelig ukjente. Som regel er lastene kjent i nodene av nettverket (ved stasjoner). Formålet med den elektriske beregningen (beregning av den etablerte modusen - ur) på ethvert nettverk er å bestemme verdiene R. og Q. I hver gren av nettverket i henhold til deres verdier i noder. Etter det representerer definisjonen av totale krafttap i nettverket en enkel oppgave å summasjon av verdiene som er definert med formel (3.1).

Volumet og naturen til de opprinnelige dataene på ordningene og masse varierer vesentlig for nettverk av forskjellige spennings klasser.

Til nettverk 35 kV. og over er vanligvis kjente verdier S og Q. Last universiteter. Som et resultat av beregningen, blir strømmen oppdaget R. og Q. I hvert element.

Til nettverk 6-10 kV. Også kjent, som regel, bare elektrisitet permisjon gjennom hodet delen av materen, dvs. Faktisk den totale belastningen av alle TPS 6-10 / 0,38 kV, inkludert tap i materen. Midtverdier kan defineres på energi R. og Q. Fider header. Å beregne verdiene R. og Q. I hvert element er det nødvendig å godta antagelse om fordelingen av totalbelastningen mellom TP. Vanligvis ta den eneste mulige antagelsen om lastfordelingen i forhold til den etablerte TP-kapasiteten. Deretter er det med hjelp av iterativ beregning justert til bunnen og på toppen av bunnen for å oppnå likestilling av mengden av nodal belastninger og tapet i nettverket av en gitt belastning av hodet. Således er de manglende dataene på nodebelastninger kunstig restaurert, og oppgaven er redusert til det første tilfellet.

I de beskrevne oppgavene er ordningen og parametrene til nettverkselementene antagelig kjent. Forskjellen mellom beregningene er at i det første problemet er nodalbelastningen ansett som den første, og den totale belastningen oppnås som følge av beregningen, i den andre - den totale belastningen er kjent, og nodalbelastningene oppnås som et resultat av beregningen.

Ved beregning av tap i nettverkene på 0,38 kV Med de kjente ordningene i disse nettverkene kan den samme algoritmen være teoretisk, som for nettverk på 6 - 10 kvadratmeter. Imidlertid gjør et stort antall 0,4 kV-linjer, kompleksiteten til å introdusere informasjonen i informasjonen om intelligens (post-folke), mangelen på pålitelige data om nodal belastninger (bygninger last) gjør en slik beregning ekstremt vanskelig, og mest viktigere, det er uklart om den ønskede raffinement er oppnådd.. Samtidig gjør minimumsbeløpet på de generaliserte parametrene for disse nettverkene (total lengde, antall linjer og seksjon av hodeseksjoner) det mulig å estimere tapene i dem uten mindre nøyaktighet enn med en grundig elemental beregning basert på på tvilsomme data på nodebelastninger.

3.2 Anvendelse av programvare for beregning av elektrisitetstap i distribusjonsnett 0,38 - 6 - 10 kV

En av de mest tidkrevende er beregningen av elektrisitetstap i distribusjonsnett 0,38 - 6 - 10 kV, derfor har mange programmer basert på ulike metoder blitt utviklet for å forenkle slike beregninger. I mitt arbeid vil jeg vurdere noen av dem.

For å beregne alle komponentene i den detaljerte strukturen av teknologiske tap av kraft og elektrisitet i elektriske nettverk, det regulatoriske forbruket av elektrisitet til egne behov for stasjoner, faktisk og tillatelig elektrisitet ikke-balans på energianlegg, samt regulatoriske egenskaper av krafttap og elektrisitet, et kompleks av RAP-programmer er 95, bestående av syv programmer:

Rap - OS hadde til hensikt å beregne tekniske tap i lukkede nettverk på 110 kV og høyere;

NP - 1 beregnet på å beregne koeffisientene til regulatoriske egenskaper av tekniske tap i lukkede nettverk på 110 kV og over basert på resultatene av rap-OS;

RAP - 110, designet for å beregne tekniske tap og deres regulatoriske egenskaper i radiale nettverk 35 - 110 kV;

Rap - 10 beregnet for å beregne tekniske tap og deres regulatoriske egenskaper i distribusjonsnett 0,38-6-10 kV;

Rørs beregnet for å beregne tekniske tap i nettverksutstyr og stasjoner;

Rapap beregnet for å beregne tap på grunn av feil av elektrisitetsmålingsanordninger, samt faktiske og tillatte ikke-balanser av elektrisitet på objekter;

SP, designet for å beregne indikatorer for rapporteringsskjemaer basert på data om elektrisitetsovergang i et nettverk av forskjellige spenninger og beregningsresultater for programmer 1-6.

La oss dvele på beskrivelsen av Rap-programmet - 10, som utøver følgende beregninger:

bestemmer strukturen av tap for spenninger, grupper av elementer;

beregner spenningen i maternoderne, strømmer av aktiv og reaktiv kraft i grenene som indikerer sin andel i de totale effekttapene;

allokere matere, som er fokus på tap, og beregner flersiplikasjonene i å øke normer for belastningstap og tap av tomgang;

beregner koeffisientene til tekniske tap på CPU, RES og PES.

Programmet lar deg beregne tapet av elektrisitet i filtrene på 6-10 kV to metoder:

gjennomsnittlig belastning når diagrammet danner koeffisienten bestemmes på grunnlag av en forutbestemt fyllingskoeffisient av hodet på hodetplottet k. H eller tatt like målt av lastkartet i hodet. I dette tilfellet verdien k. s må overholde den estimerte perioden (måned eller år);

oppgjørsdager (typiske grafer), hvor den angitte verdien k. F 2 må samsvare med dagens tidsplan.

Programmet implementerer også to estimerte metoder for beregning av elektrisitetstap i nettverk på 0,38 kvm:

i total lengde og antall linjer med forskjellige deler av hodeseksjonene;

maksimal spenningstap i kø eller gjennomsnittsverdien i linjegruppen.

I begge metoder er energien som er utplassert i linje eller gruppe linjer satt, tverrsnittet av hodet, samt verdien av linjegrenskoeffisienten, andelen av fordelte belastninger, fyllingskoeffisienten og den reaktive kraftkoeffisienten .

Beregningen av tapet kan utføres på CPU-nivå, RES eller PES. På hvert nivå inneholder utgangssetningen strukturen av tap i dette nivået av komponenter (på CPU-nivået - av matere, på RES-nivået - på CPU, i PES-nivået - på RES), samt totale tap og deres struktur.

For enklere, rask og visuell dannelse av den beregnede ordningen, en praktisk type beregningsresultater og alle nødvendige data for å analysere disse resultatene, ble det utviklet et program "Beregning av tekniske tap (RTP)" 3.1.

Angi ordningen i dette programmet er i stor grad tilrettelagt og akselerert av et sett med redigerbare referansebøker. Hvis noen spørsmål oppstår under arbeidet med programmet, kan du alltid kontakte hjelp eller brukerinstruksjoner. Programgrensesnittet er praktisk og enkelt, noe som reduserer lønnskostnadene for å forberede og beregne det elektriske nettverket.

Figur 1 presenterer den beregnede skjemaet, hvor oppføringen utføres på grunnlag av en normal driftsgodsordning. Materelementer er noder og linjer. Den første materen noden er alltid et kraftverk, Otpayka - et tilkoblingspunkt på to eller flere linjer, en transformatorstasjon - en knutepunkt med TP, samt 6/10 kV transformatorer (blokk transformatorer). Linjene er av to typer: ledninger - luft eller kabel linje med lengde og merkevare av ledninger og tilkoblingslinjer - en fiktiv linje med null lengde og uten et trådmerke. Feeder-bildet kan forstørres eller reduseres ved hjelp av funksjonen Skalendring, samt flytt rullen eller musen over skjermen.

Innstilling av kretsparametere eller egenskaper av et hvilket som helst element er tilgjengelige for visning i hvilken som helst modus. Etter å ha beregnet materen, i tillegg til kildeinformasjonen om elementet i vinduet med egenskapene, blir beregningsresultatene tilsatt.

figur 1. Beregnet nettverksordning.

Beregningen av det faste regimet inkluderer definisjonen av strømmer og strømmer av kraftgrener, spenningsnivåer i noder, belastningstap og elektrisitet i linjer og transformatorer, samt tap av tomgang på referansedata, linjer ogenter. De opprinnelige dataene for beregningen er den målte strømmen på overskriftens hode og spenning på dekk 0,38 - 6 - 10 kV i standarddager, samt belastningen på alle eller deler av transformatorstasjoner. I tillegg til de angitte kildedataene, er beregningen gitt for modusen for driften av strømmen på hodet. Mulig fiksering av datoen for beregningen.

Samtidig med beregningen av krafttap, beregnes elektrisitetstap. Resultatene av beregningen for hver mater lagres i filen der de oppsummeres på strømsentre, områder av elektriske nettverk og alle elektriske nettverk som helhet, noe som gjør at du kan utføre en detaljert analyse av resultatene.

Detaljert beregningsresultater består av to tabeller med detaljert informasjon om parametrene i modusen og resultatene av beregningen av grenene og materen noder. Detaljert beregningsresultat kan lagres i et tekstformat eller Excel-format. Dette gjør at du kan bruke de brede mulighetene for disse vinduene - en anvendelse av en rapport til rapporten eller analysen av resultater.

Programmet gir en fleksibel redigeringsmodus som lar deg legge inn eventuelle nødvendige endringer i kildedataene, elektriske nettverksordninger: Legg til eller rediger materen, navnet på de elektriske nettverkene, områdene, strømsentrene, Rediger referansebøker. Når du redigerer materen, kan du endre plasseringen og egenskapene til et hvilket som helst element på skjermen, sette inn linjen, bytt elementet, fjern linjen, transformatoren, noden, etc.

RTP 3.1-programmet lar deg jobbe med flere databaser, for dette trenger du bare å spesifisere banen til dem. Det utfører ulike tester av kildedata og beregningsresultater (Nettverkssituasjon, Transformatorbelastningskoeffisienter, hodet på hodet Seksjonen skal være større enn den totale strømmen i tomgangen til de installerte transformatorene, etc.)

Som følge av omkoblingsbrytere i reparasjons- og ettervarsformer og tilsvarende endring i konfigurasjonen av det elektriske nettverket kan det være ugyldige overbelastninger av linjer og transformatorer, spenningsnivåer i noder, overestimated krafttap og elektrisitet i nettverket. For å gjøre dette, gir programmet en vurdering av modusens konsekvenser av driftsbryter i nettverket, samt kontrollerer tillatelsen av spenningstapmoduser, strømforsyninger, laststrøm, beskyttelsesstrømmer. For å evaluere slike moduser, gir programmet mulighet for å bytte individuelle deler av distribusjonslinjer fra ett strømforsyning til et annet hvis det er backup-hoppere. For å implementere muligheten for å bytte brytere mellom matere av ulike CPUer, er det nødvendig å etablere relasjoner mellom dem.

Alle oppførte evner reduserer tiden for å forberede kildeinformasjonen. Spesielt ved bruk av programmet på en arbeidsdag, kan en operatør legge inn informasjon for beregning av tekniske tap på 30 distribusjonslinjer 6-10 kV medium kompleksitet.

RTP 3.1-programmet er en av modulene til et integrert system med flere nivåer, og analyserer elektrisitetstap i elektriske nettverk av AO-Energy, hvor resultatene av beregningen av denne PES er oppsummert med resultatene av beregningen på Andre PES og Power System som helhet.

La oss vurdere nærmere beregningen av strømtapet på RTP 3.1-programmet i det femte kapittelet.

4. Ranting av elektrisitetstap

Før du gir konseptet om standard av elektrisitetstap, bør begrepet "standard", gitt av encyklopediske ordbøker, bli avklart.

Under standardene er de beregnede verdiene for kostnadene ved materielle ressurser som brukes i planlegging og styring av bedriftens økonomiske aktiviteter. Standarder må være vitenskapelig rimelig, progressiv og dynamisk, dvs. Systematisk revidert som organisatoriske og tekniske skift i produksjonen.

Selv om ovenstående er gitt i ordbøker for materielle ressurser i en bred plan, er det helt reflekterende kravene til rationering av elektrisitetstap.

4.1 Konseptet med tap standard. Metoder for å etablere standarder i praksis

Rationering er etableringsprosedyren for tidsperioden under vurdering av et akseptabelt (normalt) tap i økonomiske kriterier ( tap standard) Verdien som bestemmes på grunnlag av tapsberegninger ved å analysere muligheten for en reduksjon i den planlagte perioden for hver komponent i deres faktiske struktur.

Under standarden på rapporteringstap er det nødvendig å forstå mengden av standarder for fire komponenter i tapstrukturen, som hver har en selvstendig natur, og som følge av dette krever en individuell tilnærming til definisjonen av det akseptable (normale) nivå for perioden under vurdering. Standarden på hver komponent bør bestemmes på grunnlag av beregningen av dets faktiske nivå og analyse av mulighetene for å implementere reserver av nedgangen.

Hvis du trekker fra dagens faktiske tap, kan alle tilgjengelige reserver av nedgangen i sin helhet, resultatet kan kalles oPTIMAL tap med eksisterende nettverksbelastninger og eksisterende priser for utstyr. Nivået på optimale tap endres fra år til år, siden nettverksbelastninger og utstyrspriser endres. Dersom regelen om tap bestemmes av lovende nettverk av nettverket (for estimert år), med tanke på effekten av implementeringen av alle økonomisk begrunne aktiviteter, kan det kalles lovende standard . I forbindelse med gradvis avklaring av dataene er lovende standard også nødvendig for periodisk å avklare.

Åpenbart, for å introdusere alle økonomisk berettigede aktiviteter, er det nødvendig med en viss periode. Ved bestemmelse av standarder for tap for det kommende året, bør effekten bare tas i betraktning fra de tiltakene som faktisk kan utføres i denne perioden. En slik standard kalles nåværende standarder.

Tapstandarden bestemmes på bestemte nettverksavgiftsverdier. Før den planlagte perioden bestemmes disse belastningene fra prognoseberegninger. Derfor, for året under vurdering, kan to verdier av en slik standard skilles:

prognose ( definert av projiserte belastninger);

faktisk (bestemt på slutten av perioden under lastene).

Når det gjelder regelen om tap som inngår i tariffen, bruker den alltid sin forventede verdi. Den faktiske verdien av standarden er tilrådelig å bruke når man vurderer problemene med ansatte bonuser. Med en betydelig endring i ordningene og modusene for drift av nettverk i rapporteringsperioden, kan tapet reduseres betydelig (det er ingen fordel for ansatte), og øke. Nektet å justere standard urettferdig i begge tilfeller.

For å etablere standarder i praksis brukes tre metoder: analytisk og estimert, eksperimentell produksjon og rapportering og statistisk.

Analytics og oppgjørsmetode Den mest progressive og vitenskapelig begrunne. Den er basert på en kombinasjon av strenge tekniske og økonomiske bosetninger med en analyse av produksjonsforhold og reserver av materielle kostnadsbesparelser.

Arbeidsmetode Det påføres når utførelsen av strenge tekniske og økonomiske beregninger av en eller annen grunn er umulig (fraværet eller kompleksiteten i metoder for slike beregninger, vanskelighetene med å skaffe objektive kildedata, etc.). Standarder er oppnådd basert på tester.

Rapportering og statistisk metode Minst begrunnet. Normene i neste planleggingsperiode er etablert ved rapportering og statistiske data om forbruk av materialer i løpet av den siste perioden.

Rationaliseringen av strømforbruket for eget behov for stasjoner utføres med sikte på kontroll og planlegging, samt identifiserende seter i irrasjonell strømning. Kostnaden for forbruk er uttrykt i tusenvis av kilowatt-timer per år per enhet av utstyr eller en substasjon. Numeriske verdier avhenger av klimatiske forhold.

På grunn av betydelige forskjeller i strukturen av nettverk og i lengden, er standarden på tap for hver strømforsyningsorganisasjon en individuell verdi bestemt på grunnlag av driften og modusene for drift av elektriske nettverk og funksjonene i regnskaps- og elektrisitetsbeviset .

På grunn av det faktum at tariffer settes differensiert for tre kategorier av forbrukere som mottar energi fra nettverk på 110 kV og over, 35-6 kV og 0,38 kV, må den samlede levestandarden deles inn i tre komponenter. Denne divisjonen bør gjøres med tanke på graden av å bruke hver kategori av forbrukere av nettverk av forskjellige spennings klasser.

Midlertidig tillatte kommersielle tap som inngår i tariffen, fordeles jevnt mellom alle kategorier av forbrukere, som kommersielle tap, som i stor grad er tyveri av energi, kan ikke betraktes som et problem, hvor betalingen som skal være nakne på forbrukere som fôrer fra 0,38 kV-nettverk ...

Av de fire komponentene av tap er det vanskeligste for presentasjonen i form tydelig for ansatte i de kontrollerende myndighetene tekniske tap (spesielt deres lastekomponent), da de er summen av tap i hundrevis og tusen elementer, for å beregne som det er nødvendig å eie elektrisk kunnskap. Utgangen fra situasjonen er å bruke de regulatoriske egenskapene til tekniske tap, som er avhengige av tap fra faktorer som reflekteres i offisiell rapportering.

4.2 Regulatoriske tapskarakteristikker

Egenskaper for elektrisitetstap - Avhengighet av elektrisitetstap fra faktorer reflektert i offisiell rapportering.

Regulatoriske egenskaper ved elektrisitetstap - Avhengigheten av det akseptable nivået av elektrisitetstap (med tanke på effekten av små og mellomstore bedrifter, som koordineres med organisasjonen som godkjenner standarden på tapet) fra de faktorene som reflekteres i den offisielle rapporteringen.

Parametrene i den lovgivende egenskapen er tilstrekkelig stabil og derfor beregnet, konsistent og godkjent, kan de brukes i lang tid - til betydelige endringer i nettverksordninger oppstår. Med dette, svært lavt nivå av nettverkskonstruksjon, kan de normative egenskapene beregnet for eksisterende nettverksordninger brukes i 5-7 år. I dette tilfellet overstiger feilen i refleksjonen av tap ikke 6-8%. Ved inngang til arbeid eller tilbaketrekking fra arbeid i denne perioden gir viktige elementer av elektriske nettverk, slik egenskaper pålitelige grunnleggende tapverdier i forhold til hvilken virkningen av ordningen endringer i tapet kan evalueres.

For det radiale nettverket uttrykkes lastetap av elektrisitet av formelen:

, (4.1)

hvor W - Elektrisitet forlater til nettverket for perioden T. ;

tg φ er reaktiv kraftskoeffisient;

R ekvivalent nettverksmotstand;

U - Gjennomsnittlig driftsspenning.

På grunn av det faktum at den tilsvarende nettverksmotstanden, spenningen, så vel som koeffisientene til den reaktive kraften og skjemaet for skjemaet endres i en relativt smale grenser, kan de bli "oppsamlet" i en koeffisient MEN hvis beregning for et bestemt nettverk må utføres en gang:

. (4.2)

I dette tilfellet blir (4.1) til egenskaper for lasttap Elektrisitet:

. (4.3)

Hvis det er egenskaper (4.3) belastes tap for en periode T. Bestem på grunnlag av den eneste kildeverdien - elektrisitetsperioden til nettverket.

Karakteristisk tomgangstap Den har skjemaet:

Verdien av koeffisienten FRA Bestemme på grunnlag av tap av tomgangs elektrisitet, beregnet med de faktiske stressene på utstyret - Δ W. x i henhold til formel (4.4) eller basert på tap av ledig strøm ΔР. x.

Faktorer MEN og FRA Kjennetegn ved totale tap i s Radiallinjer 35, 6-10 eller 0,38 kV bestemmes av formler:

; (4.5)

hvor MEN JEG. og FRA JEG. - Verdier av koeffisienter for linjer som er inkludert i nettverket;

W i - Elektrisitet ferie B. jEG. Linje;

W σ - Det samme, i alle linjer generelt.

Relativt i utlandet av elektrisitet Δw. Avhenger av volumet av energi som er utgitt - jo lavere volumet, desto lavere, lastet inn og jo større den negative feilen. Bestemmelsen av gjennomsnittsverdier for overflodet utføres for hver måned i året, og i regulatorisk karakteristikk for månedlige tap, reflekteres de av den enkelte termen for hver måned, og i det karakteristiske for årlige tap - totalverdien .

På samme måte som reflekteres i regulatoriske egenskaper klimatiske tap , i tillegg til elektrisitetsforbruk for egne stasjonære behov W nc, har en skarp avhengighet av årets måned.

Den regulatoriske egenskapen til tapene i det radiale nettverket har skjemaet:

hvor δ. W. M - Summen av de fire komponentene beskrevet ovenfor:

Δ W. M \u003d Δ. W. y + δ. W. Kor + δ. W. fra + δ. W. PS. (4.8)

Den regulatoriske egenskapen for elektrisitetstap i objektets gjenstander, i balansen som det er distribusjonsnett med en spenning på 6-10 og 0,38 kV, har skjemaet, millioner kWh:

hvor W 6-10 - Elektrisitet permisjon på et nettverk på 6-10 kV, millioner kWh, minus forlater forbrukerne direkte fra 6-10 kV dekk 35-220 / 6-10 kvdasjoner og kraftverk; W 0,38 - Det samme, i nettverket på 0,38 kV; En 6-10. og En 0,38 - Kameffisient egenskaper. Verdien er δ. W. M For disse foretakene inkluderer som regel bare de første og fjerde komponentene med formel (4.8). I fravær av elektrisitetsmåling på siden av 0,38 kV kamaksel transformatorer 6-10 / 0,38 kV verdi W 0,38. Bestemme, trukket fra verdien W 6-10. Elektrisitet forlater forbrukerne direkte fra et nettverk på 6-10 kV og tap i den, definert med formel (4.8) med en eliminert andre periode.

4.3 Fremgangsmåte for beregning av elektrisitetsstandarder i distribusjonsnett 0,38 - 6 - 10 kV

For tiden, for å beregne strømforsyningene i Res Distribution Networks og PES of Smolenskenergo JSC, krets teknikker som bruker ulike programvare. Men i forholdene for ufullstendighet og lav pålitelighet av den opprinnelige informasjonen om modusparametrene i nettverket, fører bruken av disse metodene til betydelige oppgjørsfeil med tilstrekkelig store lønnskostnader for RES og PES på deres oppførsel. For beregninger og regulering av elektrisitetstariffer godkjente Federal Energy Commission (FEC) forskriftene om det teknologiske forbruket av elektrisitet til overføringen, dvs. Elektriske tapstandarder. Elektrisitetstap anbefales å beregne på forstørrede standarder for elektriske nettverk av strømsystemer når de bruker verdiene til generaliserte parametere (total lengde på kraftledninger, den totale kraften til strømtransformatorer) og strømmen til nettverket. En slik estimering av elektrisitetstap, spesielt for en rekke forgrenede nettverk på 0,38 - 6 - 10 kV, det gjør det mulig å identifisere enhetene i strømsystemet (Res og PES) med forhøyede tap, justere verdiene for tap Beregnet av kretsmetoder, reduserer lønnskostnadene for å utføre elektrisitetsberegninger. For å beregne de årlige standardene for elektrisitetstap for AO-Energo-nettverk, brukes følgende uttrykk:

hvor δ. W. Per teknologiske variabler av elektrisitetstap (tap standard) for året i distribusjonsnett 0,38 - 6 - 10 kV, kWh ∙ H;

Δ W. Nn, δ. W. CH - variabelt tap i lav (NN) og medium (CH) spenning, kWh ∙ H;

Δω 0 nn - spesifikt strømtap i lavspenningsnett, tusen kWh ∙ h / km;

Δω 0 CH - spesifikt elektrisitetstap i mellomspenningsnett,% til strømloven;

W. OTs - Elektrisitetsovergang i midtspenningsnettet, kWh ∙ H;

V. CH-korreksjonskoeffisient, rel. enheter;

Δw p - betinget konstant elektrisitet tap, kwh ∙ h;

Δ R. P-spesifikk betinget konstant krafttap av middels spenningsnett, kw / mva;

S. Tς - den totale nominelle kraften til transformatorer 6 - 10 kV, MVA.

For JSC Smolenskenergo Fec setter følgende verdier av spesifikke regulatoriske indikatorer inkludert i (4.10) og (4.11):

; ;

; .

5. Et eksempel på å beregne elektrisitetstap i distribusjonsnett 10 kV

For eksempel vil beregningen av elektrisitetstap i distribusjonsnettet på 10 kV velge en ekte linje som strekker seg fra PS "Kapirevskiy" (figur 5.1).

fig.5.1. Beregningsskjema for et distribusjonsnett på 10 kvadratmeter.

Innledende data:

merkespenning U. N. = 10 kV;

kraftkoeffisient Tgφ \u003d 0,62;

total linje lengde L. \u003d 12.980 km;

totale krafttransformatorer S. Σt \u003d 423 kVA;

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

lastplanskjøpskoeffisient k. F \u003d 1,15.

Noen beregningsresultater presenteres i tabell 5.1.

Tabell 3.1.

RTP 3.1 Programberegningsresultater
Spenning i kraftsenteret:	10.000 kvadratmeter
Head Seksjon:	6,170 A.
KOEF. Hodet strømkraft:	0,850
Fidera parametere	R, kw.	Q, Kvar.
Kraft av hodeplot	90,837	56,296
Totalt forbruk	88,385	44,365
Totalt tap i linjer	0,549	0, 203
Totalt antall tap i kobbertransformatorer	0,440	1,042
Totalt tap i ståltransformatorer	1,464	10,690
Totalt tap i transformatorer	1,905	11,732
Totalt tap i materen	2,454	11,935
Ordningsparametere	Total	inkludert	på balanse
Antall noder:	120	8
Antall transformatorer:	71	4	4
Summer, krafttransformatorer, KVA	15429,0	423,0	423,0
Antall linjer:	110	7	7
Totalt antall lengder, km	157,775	12,980	12,980
Informasjon om noder
Knutep. Nummer	Makt	UW, KV.	Uan, KV.	Ph, kw.	QN, Kvar.	I EN.	Strømbrudd							delta UV,		Kz. Tr.,
	kVA.						Ph, kw.	QN, Kvar.	Rhx, kw.	QXX, Kvar.		R, kw.	Q, Kvar.	%		%
CPU: FCE.	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

Tabell 3.2.

Linjeinformasjon
Start Line.	Slutten av linjen	Mark Wire.	Linjelengde, km	Aktiv sopr., Ohm	Reaktiv sopr., Ohm	Snakk, A.	R, kw.	Q, Kvar.	Strømbrudd		Kz. linjer,%
									R, kw.	Q, Kvar.
CPU: FCE.	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:

elektrisitetstap i kraftledninger:

(eller 18,2% av de totale tapene av elektrisitet);

tap av elektrisitet i transformatorviklinger (betinget tap):

(14,6%);

elektrisitetstap i transformatorstål (betinget konstant): (67,2%);

(eller 2,4% av den totale strømloven).

skape k. ZTP1 \u003d 0.5 og beregne tapet av elektrisitet:

tap i linjene:

, som er 39,2% av totale tap og 1,1% av den totale strømloven;

Som er 31,4% av totale tap og 0,9% av den totale strømloven;

Som er 29,4% av totale tap og 0,8% av den totale strømloven;

totalt tap av elektrisitet:

Hva er 2,8% av den totale strømloven.

Skape k. ZTP2 \u003d 0,8 og gjenta beregningen av tap av elektrisitet ligner på punkt 1. Vi får:

tap i linjene:

Som er 47,8% av totale tap og 1,7% av den totale strømloven;

tap i viklinger av transformatorer:

Som er 38,2% av totale tap og 1,4% av den totale strømloven;

tap i ståltransformatorer:

Som er 13,9% av totale tap og 0,5% av den totale strømloven;

totalt antall tap:

Hva er 3,6% av den totale strømloven.

Beregn regulatorene for elektrisitetstap for dette distribusjonsnettverket i henhold til formler (4.10) og (4.11):

regulatoriske av teknologiske variabler av tap:

regulatorisk av betinget konstant tap:

En analyse av beregningene av tap av elektrisitet og deres standarder gjør det mulig å gjøre følgende hovedkonklusjoner:

med en økning i K TZP fra 0,5 til 0,8 observeres en økning i absoluttverdien av totale elektrisitetstap, noe som tilsvarer en økning i kraften i hodet i hodet i forhold til K TRP. Men samtidig er en økning i totale tap for strømlov:

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

for k ZTP2 \u003d 0,8 - 3,6%,

inkludert andelen betinget variabel tap i det første tilfellet er 2%, og i den andre - 3,1%, mens andelen betinget konstant tap i det første tilfellet er 0,8%, og i det andre - 0,5%. Dermed observerer vi en økning i betinget variable tap med økende belastning på hodet, mens de betingede konstante tapene forblir uendret og okkuperer mindre vekt med å øke lastingen av linjen.

Som et resultat utgjorde den relative økningen i elektrisitetstap bare 1,2% med en betydelig økning i kraften i hodet. Dette faktum indikerer en mer rasjonell bruk av dette distribusjonsnettverket.

Beregningen av strømforsyningene viser at både K STP1, og for K ZTP2, forskrifter om tap overholdes. Således er den mest effektive bruken av dette distribusjonsnettet på K Ztp2 \u003d 0,8. I dette tilfellet vil utstyret bli brukt mer økonomisk.

Konklusjon

Etter utførelsen av denne bachelorens arbeid kan følgende hovedkonklusjoner trekkes:

elektrisk energi overført av elektriske nettverk, for dens bevegelse som bruker en del av seg selv. Noen av den genererte elektrisiteten blir brukt i elektriske nettverk på etableringen av elektriske og magnetiske felt og er den nødvendige teknologiske strømningshastigheten for overføring. For å identifisere fokus på maksimale tap, samt de nødvendige tiltakene for å redusere dem, er det nødvendig å analysere de strukturelle komponentene i elektrisitetstap. Tekniske tap har for tiden størst betydning, fordi de er grunnlaget for å beregne de planlagte regulatorene av elektrisitetstap.

Avhengig av fullstendig informasjon om lastene i nettverkselementene, kan ulike metoder brukes til å beregne elektrisitetstap. Bruken av en eller annen metode er også forbundet med en funksjon av det beregnede nettverket. Således, gitt enkelheten i nettverk på 0,38 - 6 - 10 kV-nettverk, et stort antall slike linjer og lav pålitelighet av informasjonen om belastningene av transformatorer, i disse nettverkene for å beregne tap, metoder basert på representasjon av linjer i skjemaet av tilsvarende motstander brukes. Bruken av lignende metoder er tilrådelig når man bestemmer de totale tapene i alle linjer eller hver, samt å bestemme foci av tap.

Prosessen med å beregne elektrisitetstap er ganske tidkrevende. For å legge til rette for slike beregninger, finnes det forskjellige programmer som har et enkelt og praktisk grensesnitt og lar deg produsere de nødvendige beregningene mye raskere.

En av de mest praktiske er programmet for å beregne det tekniske tapet på RTP 3.1, som, takket være evnen, reduserer tiden betydelig for å forberede kildeinformasjonen, og derfor er beregningen gjort til de laveste kostnadene.

For å fastslå i perioden under vurdering av perioden med tap som er akseptabelt for økonomiske kriterier, samt å etablere elektrisitetstariffer, påføres ranting av elektrisitetstap. Gitt de betydelige forskjellene i strukturen av nettverk, i lengden, er tapstandarden for hver strømforsyningsorganisasjon en individuell verdi bestemt på grunnlag av kretser og driftsformer av elektriske nettverk og egenskapene til inntekts- og elektrisitets kvittering.

Videre anbefales tap av elektrisitet å beregne i henhold til standarder ved hjelp av verdiene av generaliserte parametere (den totale lengden på kraftledningen, den totale kraften til strømtransformatorer) og strømmen til nettverket. Et slikt tapestimat, spesielt for en rekke forgrenede nettverk på 0,38 - 6 - 10 kV, gjør det mulig å redusere lønnskostnadene betydelig for bosetninger.

Et eksempel på å beregne elektrisitetstap i et 10 kV distribusjonsnett viste at bruken av nettverk med en tilstrekkelig høy belastning (K Ztp \u003d 0,8) er den mest effektive. Samtidig er det en liten relativ økning i betinget variable tap i andelen av strømloven, og en nedgang i betinget konstante tap. Dermed øker de totale tapene litt, og utstyret brukes mer rasjonelt.

Bibliografi

1. Zhelezko Yu.S. Beregning, analyse og rationering av elektrisitetstap i elektriske nettverk. - M.: Vel, enas, 2002. - 280s.

2. Zhelezko Yu.s. Valget av tiltak for å redusere elektrisitetstap i elektriske nettverk: Ledelse for praktiske beregninger. - M.: ENERGOATOMIZDAT, 1989. - 176C.

3. BUDUZKO I.A., LEVIN M.S. Strømforsyning av landbruksprodukter og bosetninger. - M.: AgropromizDat, 1985. - 320C.

4. Wheattsiy ve, Zhelezko Yu.s., Kazantsev v.n. Elektrisitetstap i elektriske nettverk av kraftverk. - M.: ENERGOATOMIZDAT, 1983. - 368C.

5. Wollensky V.E., Zakonov S.V., Kalinkina Ma Programmet for beregning av teknisk tap av kraft og elektrisitet i distribusjonsnett 6 - 10 kvadratmeter. - Elektriske stasjoner, 1999, №8, s.38-42.

6. Zhelezko Yu.s. Prinsipper for rationering av elektrisitetstap i elektriske nettverk og programvareberegninger. - Elektriske stasjoner, 2001, №9, s.33-38.

7. Zhelezko Yu.S. Estimering av elektrisitetstap på grunn av instrumentelle målefeil. - Elektriske stasjoner, 2001, №8, s. 19-24.

8. Galanov v.p., Galanov v.V. Effekten av elektrisitetskvalitet på nivået av tapet i nettverk. - Elektriske stasjoner, 2001, №5, s.54-63.

9. Woolensky V.E., Zagorsky Ya.t., Apricatkin v.n. Beregning, rationering og reduksjon av elektrisitetstap i urbane elektriske nettverk. - Elektriske stasjoner, 2000, №5, s.9-13.

10. OVCHINNIKOV A. Elektrisitetstap i distribusjonsnett 0,38 - 6 (10) kV. - Nyheter Elektroteknikk, 2003, №1, s.15-17.

Metoder for beregning av elektrisitetstap

Ved overføring av elektrisitet fra dekk av kraftverk til forbrukere, blir en del av elektrisiteten brukt på oppvarming av lederne, opprettelsen av elektromagnetiske felt og andre effekter forbundet med variabel strøm. Det meste av disse utgiftene, som vil fortsette å bli kalt elektrisitetstap, faller på oppvarming av lederne.

Begrepet "energitap" bør forstås som det teknologiske forbruket av elektrisitet på overføringen. Det er av denne grunn at i stedet for begrepet "strømtap" i rapporteringsdokumenter i strømsystemet bruker begrepet " teknologisk forbruk av elektrisitet under elektrisk nettverksoverføring”.

I en linje som opererer med konstant belastning og har tap av aktiv kraft ΔР., strøm tap for tiden t vil være

Hvis belastningen endres i løpet av året, kan tapet av elektrisitet beregnes på ulike måter.

Den mest nøyaktige metoden for å beregne strømtap Δw. - Dette bestemmer dem i henhold til lasten av lasten av grenen, og beregningen av strømtap utføres for hvert trinn i grafen. Denne metoden kalles metoden for grafisk integrasjon. Når du beregner for hver time, viser det seg times beregning av elektrisitetstap.

Skille daglig og årlig lastgrafikk. I fig. 7.3 viser sommer og vinter daglige grafer av aktive og reaktive belastninger.

Fig. 7.3. Lastgrafikk: A - Vinter daglig; b - sommer daglig;

i - etter varighet

En årlig tidsplan er basert på karakteristiske daglige diagrammer for vår-sommer og høst-vinterperioder. Dette er et eksempel på en bestilt graf, dvs. Dette der alle belastningsverdier er plassert i synkende rekkefølge (figur 7.3). Som et resultat oppnås den årlige lastplanen, som viser varigheten av driften ved denne belastningen. Derfor kalles en slik tidsplan tidsplan for varighet.

Av irritere last grafikk Du kan bestemme tapet av elektrisitet for året. For å gjøre dette, bestem tapet av strøm og elektrisitet for hver modus.

Etter å ha talt tapet av kraft i hver modus, oppnås det totale strømtapet i året, de oppsummerer alle tap på ulike moduser

, (7.7)

hvor Δp I.- Strømtap på JEG.-Oh trinn av lastgrafikk;

Δt i. - Varighet jEG.- Last inn grafikkstrinn.

Verdien av strømtap er i et forhold

hvor S I.- Full strøm på jEG-oh trinn med lastgrafikk;

U. Jeg - Linjær spenning på jEG-oh trinn med lastgrafikk.

Strømtap og elektrisitet i transformatoren i løpet av tiden Δt jeg:

;

,

hvor ΔР K. og Δp X.- henholdsvis tap i kobber og transformatorstål;

S 2 I. - Last på den sekundære siden av transformatoren på jEG.-Oh trinn av grafikk;

S n. - Nominell kraft av transformatoren.

Med k parallelt arbeidende identiske transformatorer

. (7.9)

Elektrisitetstap per år

. (7.10)

Avhengig av graden av ensartethet av lastplanen, kan antall parallelle transformatorer k være annerledes.

Verdighet metode Definisjonstap på lastplandet er høy nøyaktighet. Ulempen med metoden bør betraktes som mangel på informasjon om lastdiagrammer for alle filialene i nettverket. I tillegg forårsaker ønsket om nøyaktigheten av beregningen en økning i antall trinn i lastplanen, og dette fører til en økning i beregningens kompleksitet.

En av de mest enkle metodene for å bestemme tapet er beregningen av elektrisitetstap i tiden for det største tapet. Av alle modusene er modusen valgt der strømtapet er størst. Etter å ha beregnet denne modusen, strømtapet i det Δp nb. Energitap i året finner multiplikasjon av disse krafttapene under størst tap τ :

Tiden for det største tapet er tiden som når man arbeider med det største belastningstapet av elektrisitet, vil være det samme som når du arbeider med en gyldig lastplan:

hvor N.- Antall belastningsstrinn.

Du kan etablere en sammenheng mellom strømtap og elektrisitet oppnådd av forbrukeren.

Energi mottatt av forbrukeren for året er lik

hvor R nb. - det høyeste strømforbruket;

T nb. - Denne tiden på klokken, som når de jobber med den høyeste belastningen, vil forbrukeren motta samme mengde elektrisitet som når du arbeider med reell tidsplan.

Fig. 7.4. Definisjon Δw. I henhold til lastplanen og τ :

a-linje erstatningsordning; b, g - tre-trinns og flerfarget last grafikk; B, d - tre-trinns og flerfarget grafikk S 2.

Fra grafene vist på fig. 7.4 viser at verdier τ og T nb.generelt, ikke sammenfallende. For eksempel, T nb. Det er et abscissa av et rektangel, hvor området som er lik området i tre-trinns tidsplanen i fig. 7.4, B eller flerfarget grafikk i fig. 7.4, g.

Bygg S. Graf 2 \u003d f (t)(Fig. 7.4, b). Anta at strømtap jEG.Trinnene i grafen er omtrent bestemt av nominell spenning, dvs. I stedet for (7.8) vil vi bruke følgende uttrykk

Vurderer r l / \u003d const,det skal bemerkes at tapet av elektrisitet i løpet av tiden Δt i.i en viss skala er lik.

Tap av elektrisitet for året i en viss skala er lik firkantene i figurene i fig. 6.4, b og d.

Tiden for det største tapet τ er abscissen av rektangelet, hvor området som er lik området i tre-trinns diagrammet i fig. 7.4, i eller flerfarget grafikk i fig. 7.4, d. På samme måte (7.13) får vi

.

Tiden for den høyeste belastningen fra (7.13)

.

Elektrisitetstap i transformatorer beregnes med formelen

, (7.14)

hvor

T \u003d 8760 h - Antall timer i året.

Uttrykket kan bare brukes med konstant antall transformatorer som er inkludert på parallelloperasjonen, dvs. K \u003d const..

Siden strømforbruket R ~ jeg × cosφ, og strømtap Δp ~ I 2, det blir åpenbart innkommende de høyeste belastningsverdiene T nb. og tiden for det høyeste tapet τ (figur 7.4). Det er empiriske formler som forbinder τ og T nb.. For en rekke karakteristiske belastninger er det mulig å bygge avhengigheter τ \u003d f (t nb, cosφ) vist i fig. 7.5.

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

Fremgangsmåten for å beregne tap av metoden τ, dvs. På tidspunktet for størst tap, følgende:

1) Finn tiden for den største belastningen ved hjelp av den årlige planen;

2) Fra grafiske avhengigheter τ \u003d f (t nb, cosφ)Gitt i referanseboken, finn tidspunktet for de største tapene;

3) Bestem tapene i høyeste belastningsmodus Δp nb.;

4) av forholdet Δw \u003d Δp nb × τfinn energitap for året.

Metoden for å beregne tiden for det største tapet var en av de vanligste til bred implementering av datamaskinen. Metoden er basert på forutsetninger at maksimale energitap i nettverkselementet samsvarer med maksimal belastning av systemet og grafikken til aktiv og reaktiv kapasitet, er lik, dvs. cosφ \u003d const. Ved bruk av empiriske avhengigheter τ fra T nb. og cosφ. Bare delvis tar hensyn til konfigurasjonen av lastgrafer. Forutsetningene som ble gjort til de store feilene i denne metoden. I tillegg er det i henhold til metoden τ umulig å beregne tap i linjer med ståltråd, motstanden som er variabel.

Ytterligere økning i nøyaktigheten av tapsberegningen førte til utviklingen av metoden τ p.og τ q.Med denne metoden i størrelse Δp nb. Ansvarlig krafttap fra lekkasje på nettverket av aktiv og reaktiv kapasitet.

Det estimerte forholdet har skjemaet

Δw \u003d Δp p × τ p + Δp q × τ q,

hvor ΔР P, Δp q- Komponenter av krafttap fra strømmen gjennom nettverket av aktiv og reaktiv kapasitet.