Eltab i elektriske netværk er uundgåelige, så det er vigtigt, at de ikke overstiger et økonomisk begrundet niveau. Overskridelse af teknologiske forbrugsstandarder indikerer problemer, der er opstået. For at rette op på situationen er det nødvendigt at fastslå årsagerne til ikke-målomkostninger og vælge måder at reducere dem på. De oplysninger, der er indsamlet i denne artikel, beskriver mange aspekter af denne vanskelige opgave.

Typer og struktur af tab

Tab betyder forskellen mellem den elektricitet, der leveres til forbrugerne, og den energi, de faktisk modtager. For at normalisere tab og beregne deres faktiske værdi blev følgende klassificering vedtaget:

• Teknologisk faktor. Det afhænger direkte af karakteristikken fysiske processer, og kan ændre sig under indflydelse af belastningskomponenten, semi-faste omkostninger samt klimatiske forhold.
• Driftsomkostninger hjælpeudstyr og forsørgelse nødvendige forhold for det tekniske personales arbejde.
• Kommerciel komponent. Denne kategori omfatter fejl i måleanordninger samt andre faktorer, der forårsager undermåling af elektricitet.

Nedenfor er en gennemsnitlig graf over tab for et typisk elselskab.

Som det fremgår af grafen, er de højeste omkostninger forbundet med transmission via luftledninger (kraftledninger), det er omkring 64 % af samlet antal tab. På andenpladsen er koronaeffekten (ionisering af luft nær luftledningsledningerne og som følge heraf forekomsten af ​​udledningsstrømme mellem dem) – 17%.

Ud fra den præsenterede graf kan det konstateres, at den største procentdel af ikke-målrettede udgifter falder på den teknologiske faktor.

Hovedårsager til elektricitetstab

Efter at have forstået strukturen, lad os gå videre til de årsager, der forårsager upassende udgifter i hver af kategorierne ovenfor. Lad os starte med komponenterne i den teknologiske faktor:

1. Belastningstab, de opstår i elledninger, udstyr og forskellige elementer elektriske netværk. Sådanne omkostninger afhænger direkte af den samlede belastning. Denne komponent inkluderer:

• Tab i elledninger er direkte relateret til strømstyrken. Det er derfor, når man sender elektricitet til lange afstande princippet om at øge det flere gange bruges, hvilket bidrager til en proportional reduktion af nuværende og dermed omkostninger.
• Forbrug i transformatorer af magnetisk og elektrisk karakter (). Som et eksempel er nedenfor en tabel, der viser omkostningsdata for transformerstationsspændingstransformatorer i 10 kV-net.

Ikke-målrettet forbrug i andre elementer er ikke inkluderet i denne kategori, på grund af kompleksiteten af ​​sådanne beregninger og den ubetydelige mængde omkostninger. Til dette er følgende komponent tilvejebragt.

1. Kategori af halvfaste udgifter. Det inkluderer omkostninger forbundet med normal drift af elektrisk udstyr, disse omfatter:

• Tomgangsdrift af kraftværker.
• Omkostninger til udstyr, der giver reaktiv belastningskompensation.
• Andre typer omkostninger i forskellige enheder, hvis egenskaber ikke afhænger af belastningen. Eksempler omfatter strømisolering, måleapparater i 0,38 kV-netværk, målestrømtransformatorer, overspændingsbegrænsere mv.

Tager man den sidste faktor i betragtning, bør energiomkostningerne til smeltning af is tages i betragtning.

Omkostninger til understøttelse af driften af ​​transformerstationer

Omkostninger inkluderet i denne kategori elektrisk energi om funktionen af ​​hjælpeanordninger. Sådant udstyr er nødvendigt for normal drift af de hovedenheder, der er ansvarlige for omdannelsen af ​​elektricitet og dens distribution. Omkostninger registreres ved hjælp af måleapparater. Her er en liste over de vigtigste forbrugere, der tilhører denne kategori:

• ventilations- og kølesystemer til transformatorudstyr;
• opvarmning og ventilation af det teknologiske rum samt interne belysningsarmaturer;
• belysning af områder, der støder op til transformerstationer;
• batteriopladningsudstyr;
• operationelle kredsløb og overvågnings- og kontrolsystemer;
• udendørs udstyr varmesystemer, såsom luftafbryder kontrolmoduler;
• forskellige typer af kompressor udstyr;
• hjælpemekanismer;
• udstyr til reparationsarbejde, kommunikationsudstyr, samt andre enheder.

Kommerciel komponent

Disse omkostninger betyder balancen mellem absolutte (faktiske) og tekniske tab. Ideelt set bør en sådan forskel have en tendens til nul, men i praksis er dette ikke realistisk. Dette skyldes primært egenskaberne ved elmålere og elmålere installeret hos slutforbrugere. Det handler om fejl. Der er en række specifikke foranstaltninger til at reducere tab af denne type.

Denne komponent omfatter også fejl i regninger udstedt til forbrugere og tyveri af el. I det første tilfælde kan en lignende situation opstå af følgende årsager:

• aftalen om levering af elektricitet indeholder ufuldstændige eller ukorrekte oplysninger om forbrugeren;
• forkert angivet takst;
• manglende kontrol over målerdata;
• fejl relateret til tidligere justerede regnskaber mv.

Hvad angår tyveri, opstår dette problem i alle lande. Som regel udføres sådanne ulovlige handlinger af skruppelløse husholdningsforbrugere. Bemærk, at nogle gange forekommer hændelser med virksomheder, men sådanne tilfælde er ret sjældne og er derfor ikke afgørende. Det er typisk, at toppen af ​​tyverier opstår i den kolde årstid og i de regioner, hvor der er problemer med varmeforsyningen.

Der er tre metoder til tyveri (underdrivelse af måleraflæsninger):

1. Mekanisk. Dette betyder passende indgreb i betjeningen af ​​enheden. Dette kan være at bremse skivens rotation ved direkte mekanisk handling, at ændre positionen af ​​den elektriske måler ved at vippe den 45° (til samme formål). Nogle gange bruges en mere barbarisk metode, nemlig at forseglingerne er brudt, og mekanismen er ubalanceret. Erfaren specialist vil øjeblikkeligt registrere mekanisk interferens.
2. Elektrisk. Dette kan være som en ulovlig forbindelse til en luftledning ved at "kaste", en metode til at investere belastningsstrømmens fase, samt brugen specielle enheder mod hel eller delvis kompensation. Derudover er der muligheder med at shunte strømkredsløbet af måleren eller skifte fase og nul.
3. Magnetisk. På denne metode til kroppen induktionsanordning En neodymmagnet bringes til registret.

Næsten alt moderne enheder Det vil ikke være muligt at "svinde" regnskabet ved hjælp af metoderne beskrevet ovenfor. Desuden kan sådanne forsøg på at interferere optages af enheden og lagres i hukommelsen, hvilket vil føre til alvorlige konsekvenser.

Begrebet tabsstandard

Dette udtryk betyder, at der opstilles økonomisk forsvarlige kriterier for ikke-måludgifter i en vis periode. Ved standardisering tages der hensyn til alle komponenter. Hver af dem analyseres omhyggeligt separat. Som følge heraf foretages beregninger under hensyntagen til det faktiske (absolutte) omkostningsniveau for den seneste periode og en analyse af forskellige muligheder, der gør det muligt at realisere de identificerede reserver for at reducere tab. Det vil sige, at standarderne ikke er statiske, men bliver løbende revideret.

Under det absolutte omkostningsniveau i I dette tilfælde indebærer en balance mellem den transmitterede elektricitet og tekniske (relative) tab. Teknologiske tabsstandarder bestemmes ved passende beregninger.

Hvem betaler for tabt strøm?

Det hele afhænger af de definerende kriterier. Hvis vi taler om teknologiske faktorer og omkostninger ved at understøtte driften af ​​relateret udstyr, er betaling for tab inkluderet i tarifferne for forbrugerne.

Helt anderledes forholder det sig med den kommercielle komponent, hvis den fastsatte tabsprocent overskrides, betragtes hele den økonomiske belastning som en udgift for den virksomhed, der leverer el til forbrugerne.

Måder at reducere tab i elektriske netværk

Omkostningerne kan reduceres ved at optimere de tekniske og kommercielle komponenter. I det første tilfælde skal følgende foranstaltninger træffes:

• Optimering af det elektriske netværks kredsløb og driftstilstand.
• Undersøgelse af statisk stabilitet og identifikation af kraftige belastningsknuder.
• Reduktion af total effekt på grund af den reaktive komponent. Som følge heraf vil andelen af ​​aktiv kraft stige, hvilket vil have en positiv indvirkning på kampen mod tab.
• Optimering af transformatorbelastning.
• Modernisering af udstyr.
• Forskellige belastningsbalanceringsmetoder. Det kan for eksempel ske ved at indføre et multitakstbetalingssystem, hvor udgiften til kWh øges i spidsbelastningstimerne. Dette vil reducere forbruget af elektricitet betydeligt i visse perioder af dagen; som følge heraf vil den faktiske spænding ikke "sænke" under acceptable standarder.

Du kan reducere dine forretningsomkostninger ved at:

• regelmæssig søgning efter uautoriserede forbindelser;
• oprettelse eller udvidelse af enheder, der udøver kontrol;
• kontrol af aflæsninger;
• automatisering af dataindsamling og -behandling.

Metode og eksempel til beregning af eltab

I praksis bruges følgende metoder til at bestemme tab:

• udførelse af operationelle beregninger;
• dagligt kriterium;
• beregning af gennemsnitlige belastninger;
• analyse af de største tab af transmitteret effekt efter dag og time;
• adgang til generaliserede data.

Fuldstændig information om hver af metoderne præsenteret ovenfor kan findes i regulatoriske dokumenter.

Afslutningsvis giver vi et eksempel på beregning af omkostninger i en TM 630-6-0.4 krafttransformator. Beregningsformlen og dens beskrivelse er givet nedenfor; den er velegnet til de fleste typer lignende enheder.

Beregning af tab i en krafttransformator

For at forstå processen bør du gøre dig bekendt med de vigtigste egenskaber ved TM 630-6-0.4.

Lad os nu gå videre til beregningen.

Industri- og Energiministeriet Den Russiske Føderation(Ruslands industri- og energiministerium)

BESTILLE

OM b godkendelse af metoden til beregning af standard (teknologiske) tab af elektricitet i elektriske netværk

I henhold til paragraf 2 i dekret fra Den Russiske Føderations regering af 26. februar 2004 N 109 og paragraf 3 i dekret fra Den Russiske Føderations regering af 27. december 2004 N 861, beordrer jeg: 1. Godkend foreslået metode til beregning af standard (teknologiske) tab. 2. Overdrag kontrollen med gennemførelsen af ​​denne ordre til viceministeren for industri og energi i Den Russiske Føderation A.G. Reus. Minister V.B. Khristenko

GODKENDT

Efter ordre fra Ministeriet for Industri og Energi i Rusland

Metode til beregning af standard (teknologiske) tab af elektricitet i elektriske netværk

JEG. Generelle bestemmelser

1. Metoden er beregnet til beregning af standarder for teknologiske tab af elektrisk energi i elektriske netværk af organisationer, der overfører elektrisk energi gennem elektriske netværk. 2. Standarder for teknologiske tab af elektricitet beregnet efter denne metode anvendes ved beregning af gebyrer for tjenester til transmission af elektricitet gennem elektriske net. 3. Standarder for teknologiske tab af elektricitet i planlægningsperioden kan beregnes: - på grundlag af data om kredsløb, netværksbelastninger og sammensætningen af ​​driftsudstyr i den planlagte periode ved hjælp af tabsberegningsmetoder etableret ved denne metode; - baseret på standardkarakteristika for teknologiske tab, beregnet i overensstemmelse med denne metode baseret på beregninger af tab i rapporteringsperioden (basis)perioden. Med fravær normative egenskaber det er tilladt at bestemme tabsstandarder i den planlagte periode baseret på beregninger af tab i rapporteringsperioden (basis)perioden, ændring af belastningstab i forhold til kvadratet af forholdet mellem elektricitet, der leveres til nettet i de planlagte perioder og basisperioder, og tomgang tab - i forhold til effekt (antal) af driftsudstyr i de planlagte perioder og basisperioder. 4. Begreber og definitioner a) Faktiske (rapporterede) eltab - forskellen mellem den elektricitet, der leveres til nettet, og den elektricitet, der frigives fra nettet, bestemt i henhold til dataene i elmålesystemet. b) Elektricitetsmålersystem - helhed målesystemer, leverer måling af forsyning og frigivelse af elektricitet fra netværket og herunder målestrømtransformatorer (CT), spænding (VT), elmålere, tilslutningsledninger og kabler. Målesystemer kan kombineres til et automatiseret elmålersystem. V) Teknologiske tab af elektricitet - summen af ​​teknologiske tab under transport af elektricitet og tab under salg af elektricitet. G) Teknologiske tab under el-transport - summen af ​​to komponenter af tab: - tab i ledninger og udstyr i elektriske netværk forårsaget af fysiske processer, der forekommer under transmission af elektricitet i overensstemmelse med de tekniske karakteristika og driftsmåder for ledninger og udstyr ( tekniske tab ); - elforbrug til transformerstationers eget behov. d) Tab ved salg af el - summen af ​​tab forårsaget af fejl i elmålesystemet og tab forårsaget af tyveri af el, hvis skyldige ikke er identificeret. Bemærk. Tab forårsaget af tyveri af elektricitet er ikke en teknisk karakteristik af det elektriske netværk og elmålesystemet, og deres standarder tages ikke i betragtning i denne metode. e) Tekniske tab - summen af ​​tre komponenter af tab i ledninger og udstyr i elektriske netværk: - tab afhængigt af belastningen af ​​det elektriske netværk ( belastningstab ); - tab afhængigt af sammensætningen af ​​det inkluderede udstyr ( betinget permanente tab ); - tab afhængigt af vejrforholdene. og) Elforbrug til transformerstationers eget behov - det nødvendige energiforbrug for at sikre driften teknologisk udstyr transformerstationer og vedligeholdelsespersonalets levetid. h) Eltab forårsaget af fejl i elmålesystemet - den totale ubalance af elektricitet på grund af de tekniske karakteristika og driftsformer for alle målesystemer til modtagelse og levering af elektricitet. Og) Standard for teknologiske tab af elektricitet - teknologiske tab af elektricitet (i absolutte enheder eller som en procentdel af den etablerede indikator), beregnet i overensstemmelse med denne metode for driftsformer, tekniske parametre for ledninger, netværksudstyr og elmålesystemer i den undersøgte periode. Til) Standardmetode til beregning af belastningseffekttab - en metode, der ved beregning af tab bruger hele mængden af ​​tilgængelig information om kredsløb og belastninger af netværk af en given spænding. Med stigende udstyr af netværk med midler til måling og operationel kontrol af tilstande, anbefales det at bruge mere nøjagtige metoder fra listen etableret af metoden. k) Standardkarakteristika for teknologiske tab af elektricitet - afhængighed af standarden for teknologiske tab af elektricitet af de strukturelle komponenter i forsyning og forsyning af elektricitet.

II. Metoder til beregning af standard (teknologiske) tab under eltransport

5. Metoder til beregning af lasttab 5.1. Belastningstab af elektricitet i en periode på T timer (D dage) kan beregnes ved en af ​​fem metoder, afhængigt af mængden af ​​tilgængelig information om netværksdiagrammer og belastninger (metoderne er arrangeret i rækkefølge efter faldende beregningsnøjagtighed): 1) operationel beregninger; 2) afregningsdag; 3) medium belastninger; 4) antallet af timer med størst effekttab; 5) tabsestimater baseret på generaliseret information om netværksmønstre og belastninger. Effekttab i nettet ved anvendelse af metode 1 - 4 til beregning af eltab beregnes på grundlag af et givet netdiagram og belastningerne af dets elementer, bestemt ved målinger eller ved beregning af belastningerne af elektriske netelementer i overensstemmelse med lovene i Elektroteknik. Eltab efter metode 2 - 5 skal opgøres for hver måned i faktureringsperioden under hensyntagen til netdiagrammet svarende til den pågældende måned. Det er tilladt at beregne tab over designintervaller, der omfatter flere måneder, hvor netværksdiagrammer kan betragtes som uændrede. Eltab for faktureringsperiode opgøres som summen af ​​tab opgjort for de måneder, der indgår i beregningsperioden (beregningsintervaller). 5.1.1. Metoden til driftsberegninger består i at beregne eltab ved hjælp af formlen:

Hvor n- antal netværkselementer; D t- tidsinterval, hvori den aktuelle belastning jeg ij jeg-th netværkselement med modstand R i, accepteres uændret; m- antal tidsintervaller. Aktuelle belastninger af netværkselementer bestemmes baseret på data fra afsendelsesrapporter, operationelle målesystemer (OIC) og automatiserede systemer regnskab og kontrol af el (ASKUE). 5.1.2. Beregningsdagsmetoden består af at beregne eltab ved hjælp af formlen:

Hvor D W- eltab pr. dag i faktureringsmåneden med den gennemsnitlige daglige forsyning af el til nettet W gennemsnitsdag og konfigurationen af ​​belastningsgrafer i knudepunkter svarende til kontrolmålinger; k l - koefficient under hensyntagen til indflydelsen af ​​tab i armering luftlinjer og taget lig med 1,02 for ledninger med spændinger på 110 kV og derover og lig med 1,0 for ledninger med lavere spændinger; - koefficient for formen af ​​tidsplanen for daglig elforsyning til netværket (graf med antallet af værdier svarende til antallet af dage i måneden for kontrolmålinger); D eq j - tilsvarende antal dage i j-th beregnet interval, bestemt af formlen:

, (3)

Hvor W mi - forsyning af el til nettet i i-te måned med antal dage D mi; W m.r - det samme, i faktureringsmåneden; N j er antallet af måneder i det j. beregningsinterval. Ved beregning af eltab om måneden D eq j = D mi. Eltab for den estimerede dag D W dag bestemmes som summen af ​​effekttab beregnet for hvert timeinterval på den beregnede dag. Eltab i faktureringsperioden opgøres som summen af ​​tab i alle årets faktureringsintervaller. Det er tilladt at opgøre årlige eltab ud fra beregning D W dage for vinterdag kontrolmålinger med formel (3) N j = 12. Koefficienten bestemmes af formlen:

, (4)

Hvor W i - levering af elektricitet til netværket for den i-te dag i måneden; D m - antal dage i en måned. I mangel af data om forsyningen af ​​elektricitet til netværket for hver dag i måneden bestemmes koefficienten af ​​formlen:

, (5)

Hvor D r og D n.r - antal arbejdere og ikke-arbejdsdage om en måned ( D m = D p+ D n.r); k w - forholdet mellem energiværdier forbrugt i gennemsnit ikke-arbejde og gennemsnitlige arbejdsdage k w = W n.p/ W s. 5.1.3. Den gennemsnitlige belastningsmetode består af at beregne eltab ved hjælp af formlen:

, (6)

Hvor D R cp - effekttab i netværket ved nodebelastninger i gennemsnit over designintervallet; - koefficient for formen af ​​grafen for den samlede netværksbelastning for designintervallet; k k er en koefficient, der tager højde for forskellen i konfigurationerne af de aktive og reaktive belastningsgrafer for forskellige netværksgrene; T j er varigheden af ​​det j. beregningsinterval, timer Koefficienten for formen af ​​grafen for den samlede netværksbelastning for beregningsintervallet bestemmes af formlen:

Hvor P i - load værdi på i-te etape grafik varighed t i, time; m- antal graftrin på det beregnede interval; R av - gennemsnitlig netværksbelastning for det beregnede interval. Koefficient k k i formel (6) er taget lig med 0,99. For netværk 6 - 20 kV og radiale linjer 35 kV i stedet for værdier P jeg og R jf. formel (7) kan hovedsektionens aktuelle værdier bruges jeg jeg og jeg ons I dette tilfælde koefficienten k k tages lig med 1,02. Det er tilladt at bestemme grafformkoefficienten for det beregnede interval ved hjælp af formlen:

, (8)

Hvor er koefficienten for formen af ​​den daglige tidsplan for dagen for kontrolmålinger, beregnet efter formel (7); - koefficient i form af tidsplanen for månedlig elforsyning til netværket (graf med antallet af værdier svarende til antallet af måneder i beregningsintervallet), beregnet ved formlen:

, (9)

Hvor W m i - levering af el til nettet vedr i-te måned design interval; W ons måneder - gennemsnitlig månedlig forsyning af elektricitet til nettet for månederne af designintervallet. Ved beregning af tab for en måned. I mangel af en belastningsplan bestemmes værdien af ​​formlen:

Fyldningsfaktor for den samlede netværksbelastningsgraf k h bestemmes af formlen:

, (11)

Hvor W o - forsyning af elektricitet til nettet i tid T; T max - antal timers brug af den højeste netværksbelastning. Den gennemsnitlige belastning af den i-te knude bestemmes af formlen:

Hvor W i - energi forbrugt (genereret) i i-te knudepunkt under T. 5.1.4. Metoden til antallet af timer med størst effekttab består i at beregne eltab ved hjælp af formlen:

, (13)

Hvor D R max - strømtab i tilstanden med maksimal netværksbelastning; t o - det relative antal timer med de største effekttab, bestemt ud fra grafen over den samlede netværksbelastning for designintervallet. Det relative antal timer med størst effekttab bestemmes af formlen:

, (14)

Hvor R max - den største værdi af m værdier R i i det beregnede interval. Koefficient k k i formel (13) er taget lig med 1,03. For netværk 6 - 20 kV og radiale linjer 35 kV i stedet for værdier R jeg og R max i formel (14) kan hovedsektionens aktuelle værdier bruges jeg jeg og jeg max. I dette tilfælde koefficienten k k tages lig med 1,0. Det er tilladt at bestemme det relative antal timer med størst effekttab i designintervallet ved hjælp af formlen:

, (15)

Hvor t c er det relative antal timer med største effekttab, beregnet ved formel (14) for den daglige tidsplan for kontrolmålingsdagen. Værdierne af t v og t N beregnes ved hjælp af formlerne:

, (16)

, (17)

Hvor W m.r - levering af el til nettet i faktureringsmåneden. Ved beregning af tab pr. måned t N = 1. I mangel af en belastningsplan bestemmes værdien af ​​t o af formlen: 5.1.5. Metode til at estimere tab ved hjælp af generaliseret information om netværkskredsløb og belastninger består i at beregne elektricitetstab baseret på tabets afhængighed af den samlede længde og antallet af ledninger, samlet effekt og antal udstyr, opnået på baggrund af de tekniske parametre for ledninger og udstyr eller statistiske data. 5.2. Eltab skal beregnes for typiske drifts- og reparationsordninger. Designdiagrammet skal omfatte alle netværkselementer, hvis tab afhænger af dets tilstand (linjer, transformere, højfrekvente RF-kommunikationsundertrykkere, strømbegrænsende reaktorer osv.). 5.3. Beregnede værdier for aktiv modstand af luftledningsledninger (OHL). R n bestemmes under hensyntagen til ledningens temperatur t n ,°С, afhængig af den gennemsnitlige omgivende lufttemperatur for beregningsperioden t V og strømtæthed i ledningen j, A/mm 2:

R n= R 20 [ 1+0,004(t i -20+8,3j 2 F/300) ], (19)

Hvor R 20 - standard referencetrådsmodstandstværsnit F, mm 2, kl t n = 20°C. Bemærk. I mangel af data om den gennemsnitlige strømtæthed for beregningsperioden i hvert element i det elektriske netværk tages den beregnede værdi j = 0,5 A/mm 2. 5.4. Elektricitetstab i forbindelsesledninger og samleskinner til transformerstationskoblingsanlæg (SDPS) bestemmes af formlen:

Hvor F- gennemsnitligt tværsnit af ledninger (dæk); L- samlet længde af ledninger (busser) ved transformerstationen; j- strømtæthed. I mangel af data om parametrene anvendt i formel (20), tages de beregnede tab i SPPS i overensstemmelse med tabel. Punkt 1 i bilag 1 og klassificere dem som betinget permanente tab 5.5. Elektricitetstab i målestrømtransformatorer (CT'er) bestemmes af formlen:

, (21)

Hvor D P CTnom - tab i CT ved nominel belastning; b CTav - gennemsnitsværdien af ​​den aktuelle CT-belastningsfaktor for faktureringsperioden. I mangel af data om parametrene anvendt i formel (21), tages de beregnede tab i CT i overensstemmelse med tabel. punkt 3 i bilag 1 og klassificere dem som betinget varige tab. 6. Standardmetoder til beregning af lasttab 6.1. Reguleringsmetode beregning af belastningstab af elektricitet i net 330 - 750 kV er en metode til driftsberegninger. 6.2. Standard beregningsmetoder belastningstab af elektricitet i netværk 35 - 220 kV er: - i fravær af omvendte energistrømme langs sammenkoblinger 35 - 220 kV - beregningsdagsmetoden; - i nærvær af omvendte energistrømme - den gennemsnitlige belastningsmetode. I dette tilfælde er alle timetilstande i beregningsperioden opdelt i grupper med samme retninger af energistrømme. Tab beregnes ved hjælp af den gennemsnitlige belastningsmetode for hver gruppe af tilstande. I mangel af data om energiforbrug på 35 kV transformerstationer er det midlertidigt tilladt at anvende metoden med største effekttab til at beregne tab i disse net. 6.3. Standard beregningsmetode belastningstab af el i net 6 - 20 kV er den gennemsnitlige belastningsmetode. I mangel af information om energiforbrug ved 6 - 20/0,4 kV TS, er det tilladt at bestemme deres belastninger ved at fordele energien i hovedsektionen (minus energien ved TS, hvor den er kendt, og tab i 6 - 20 kV netværk) i forhold til de nominelle ydelser eller koefficienter maksimal belastning af TP transformere. I mangel af elektriske målere ved hovedsektionerne af 6 - 20 kV feeders, er det midlertidigt tilladt at bruge metoden med størst effekttab til at beregne tab i disse netværk. 6.4. Standard beregningsmetode belastningstab af elektricitet i 0,38 kV net er en metode til at estimere tab baseret på tabs afhængighed af generaliseret information om netdiagrammer og belastninger, skitseret nedenfor. Eltab i en 0,38 kV-ledning med et tværsnit af hovedsektionen F g, mm 2, tilførsel af elektrisk energi til ledningen W 0,38, pr. periode D, dage, beregnes ved hjælp af formlen:

, (22)

Hvor L eq - ækvivalent linjelængde; tg j - reaktiv effektfaktor; k 0,38 er en koefficient, der tager hensyn til arten af ​​belastningsfordelingen langs linjens længde og ujævnheden af ​​fasebelastningerne. Den ækvivalente linjelængde bestemmes af formlen:

L eq = L m +0,44 L 2-3 +0,22 L j , (23)

Hvor L m - længden af ​​motorvejen; L 2-3 - længde af tofasede og trefasede grene; L j er længden af ​​enfasede grene. Bemærk. Med motorvej mener vi største afstand fra 0,4 kV-skinnerne på 6 - 20/0,4 kV-fordelingstransformatoren til den fjerneste forbruger forbundet til en trefaset eller tofaset linje. Intra-house netværk af bygninger i flere etager (op til elmålere) omfatter længden af ​​grene af den tilsvarende fase. Hvis der er stål eller kobbertråde i hovedlinjen eller grenene erstattes linjelængderne bestemt af formlen i formel (23):

L=La + 4L s + 0,6L m, (24)

Hvor L EN, L med og L m - længder af henholdsvis aluminium, stål og kobbertråde. Koefficient k 0,38 bestemmes af formlen:

k 0,38 = k og (9,67 - 3,32d p - 1,84d p), (25)

Hvor d p er andelen af ​​energi, der leveres til befolkningen; k og - koefficient taget lig med 1 for en 380/220 V-ledning og lig med 3 for en 220/127 V-ledning. Ved brug af formel (22) til at beregne tab i N linjer med samlede stammelængder L m å , tofasede og trefasede grene L 2-3 å og enfasede grene L 1 å indsættes i formlen gennemsnitlig ferie elektricitet i én linje W 0,38 =W 0,38 å/ N, Hvor W 0,38 å - samlet energiforsyning i N linjer, og den gennemsnitlige sektion af hovedsektionerne og koefficienten k 0,38, bestemt ved formel (25), ganges med koefficienten k N, under hensyntagen til ujævnheden af ​​linjelængder og strømtætheder ved hovedsektionerne af linjer, bestemt af formlen

k N =1,25 + 0,14 d p (26)

I mangel af data om graffyldningsfaktoren og (eller) reaktiv effektfaktor, tag k z = 0,3; tg j = 0,6. I mangel af måling af elektricitet leveret i en 0,38 kV-ledning, bestemmes dens værdi ved at trække fra den energi, der leveres til 6 - 20 kV-nettet, tab i ledninger og transformere 6 - 20 kV og den energi, der leveres til TP 6-20 /0, 4 kV og 0,38 kV ledninger, som er på balancen af ​​forbrugere. 7. Metoder til beregning af betinget konstante tab 7.1. Betinget permanente tab af elektricitet omfatter: - tab uden belastning i krafttransformatorer (autotransformatorer) og transformere i lysbuedæmpningsreaktorer; - tab i udstyr, hvis belastning ikke er direkte relateret til den samlede netværksbelastning (justerbare kompensationsanordninger); - tab i udstyr, der har de samme parametre for enhver netværksbelastning (uregulerede kompensationsanordninger, ventilafledere (VR), overspændingsafledere (OSL), HF-kommu(HFDC), målespændingstransformatorer (VT), inklusive deres sekundære kredsløb, elmålere 0,22 - 0,66 kV og isolering strømkabler). 7.2. Tomgangseffekttab i en krafttransformator (autotransformer) bestemmes ud fra de tomgangseffekttab D angivet i udstyrsdatabladet R x, ifølge formlen:

, (27)

Hvor T r i er antallet af driftstimer for udstyr i i-mode; U i er spændingen på udstyret i den i-te tilstand; U nominel - udstyrets nominelle spænding. Spændingen på udstyret bestemmes ved hjælp af målinger eller ved at beregne netværkets stabile tilstand i overensstemmelse med lovene for elektroteknik. 7.3. Eltab i en shuntreaktor (SR) bestemmes af formel (27) baseret på effekttabene D angivet i pasdataene R R. Det er tilladt at bestemme tab i SR baseret på dataene i tabel. Punkt 1 i bilag 1. 7.4. Elektricitetstab i en synkron kompensator (SC) eller en generator skiftet til SC-tilstand bestemmes af formlen:

Hvor b Q er den maksimale belastningskoefficient for forsikringsselskabet i faktureringsperioden; D R nom - strømtab i SC'ens nominelle belastningstilstand i overensstemmelse med pasdataene. Det er tilladt at bestemme tab i forsikringssystemet ud fra dataene i tabel. Punkt 2 i bilag 1. 7.5. Elektricitetstab i statiske kompenserende enheder (CD'er) - kondensatorbanker (BC) og statiske tyristorkompensatorer (STC) - bestemmes af formlen:

D W KU = D r ku S ku T r, (29)

Hvor D R ku - specifikke strømtab i overensstemmelse med CU'ens pasdata; S ku - varmevekslerens effekt (for STC tages den i henhold til den kapacitive komponent). I mangel af pasdata tages værdien af ​​D p ku lig med 0,003 kW/kvar for BC, 0,006 kW/kvar for STK 7.6. Elektricitetstab i ventilafledere, overspændingsdæmpere, HF-kommunikationsforbindelsesanordninger, spændingsmåletransformatorer, elektriske målere 0,22 - 0,66 kV og isolering af strømkabler tages i overensstemmelse med udstyrsproducenternes data. I mangel af producentens data accepteres estimerede tab i overensstemmelse med tillæg 1 til denne metode. 8. Metoder til beregning af tab afhængig af vejrforhold 8.1. Tab afhængigt af vejrforhold omfatter tre typer tab: - til kronen; - fra lækstrømme gennem luftledningsisolatorer; - elforbrug til smeltning af is. 8.2. Corona-strømtab bestemmes ud fra data om specifikke strømtab angivet i tabel. 1, og om vejrtypers varighed i beregningsperioden. Samtidig omfatter perioder med godt vejr (med henblik på beregning af koronatab) vejr med en luftfugtighed på under 100 % og is; til perioder med vådt vejr - regn, slud, tåge. Tabel 1 . Specifikke effekttab til kronen.

Luftledningsspænding, type understøtning, antal og tværsnit af ledninger i fase

Corona effekttab, kW/km, under vejrforhold,

tør sne

frost

220. - 1´ 300

220st/2-1 ´ 300

220zhb-1 ´300

220rc/2- 1´ 300

110.-1 ´ 120

110./2-1 ´ 120

110zhb-1 '120

110rc/2-1 ´ 120

Bemærkninger: 1. Mulighed 500-8 ´ 300 svarer til en 500 kV ledning bygget i 1150 kV dimensioner, option 220-3 ´ 500 svarer til en 220 kV ledning bygget i 500 kV dimensioner. 2. Mulighederne 220/2-1 ´ 300, 154/2-1 ´ 185 og 110/2-1 ´ 120 svarer til dobbeltkredsløbsledninger. Tab er i alle tilfælde givet pr. kredsløb.3. Indeksene "st" og "armeret beton" betegner understøtninger af stål og armeret beton. 8.3. I mangel af data om varigheden af ​​vejrtyper i beregningsperioden, er energitab på grund af koronaen bestemt ud fra tabel. 2 afhængigt af det område, hvor linjen er placeret. Fordelingen af ​​territoriale enheder i Den Russiske Føderation efter region med henblik på at beregne tab afhængigt af vejrforholdene er angivet i tillæg 2 til denne metode. Tabel 2 . Specifikke årlige tab af elektricitet på grund af corona

Luftledningsspænding, kV, antal og tværsnit af ledninger i fase

Specifikke elektricitetstab på grund af corona, tusinde kW/km, om året, i regionen

220. - 1´ 300

220st/2-1 ´ 300

220zhb-1 ´300

220rc/2- 1´ 300

110.-1 ´ 120

110./2-1 ´ 120

110zhb-1 '120

110rc/2-1 ´ 120

Bemærk. Tabsværdierne angivet i tabel. 2 og 4 svarer til et år med antallet af dage 365. Ved opgørelse af standardtab i skudår anvendt koefficient Til= 366/365. 8.4. Ved beregning af tab på strækninger med andre sektioner end dem, der er angivet i tabel 1, ganges de beregnede værdier givet i tabel 1 og 2 med forholdet F T / F f, hvor F t - det samlede tværsnit af fasetrådene, angivet i tabel. 1; F f - faktisk tværsnit af ledningsledningerne 8.5. Indflydelsen af ​​linjedriftsspændingen på koronatab tages i betragtning ved at multiplicere dataene i tabel 1 og 2 med en koefficient bestemt af formlen:

K u cor =6,88 U 2 rel - 5,88 U rel, (30)

Hvor U rel - forholdet mellem ledningens driftsspænding og dens nominelle værdi. 8.6. Eltab fra lækstrømme langs luftledningsisolatorer bestemmes ud fra data om specifikke effekttab angivet i tabel 3 og på varigheden af ​​vejrtyper i beregningsperioden. Baseret på deres effekt på lækstrømme bør vejrtyper kombineres i 3 grupper: gruppe 1 - godt vejr med luftfugtighed mindre end 90%, tør sne, frost, is; Gruppe 2 - regn, slud, dug, godt vejr med luftfugtighed 90% eller mere; Gruppe 3 - tåge. Tabel 3. Specifikke effekttab fra lækstrømme over luftledningsisolatorer

Vejrgruppe

Effekttab fra lækstrømme langs isolatorer, kW/km, på luftledninger med spænding, kV

0,103

0,953

1,587

8.7. I mangel af data om varigheden af ​​forskellige vejrforhold tages de årlige tab af elektricitet fra lækstrømme gennem luftledningsisolatorer i henhold til dataene i tabel. 4. Tabel 4. Specifikke årlige elektricitetstab fra lækstrømme i luftledningsisolatorer

Regionsnummer

Eltab fra lækstrømme langs luftledningsisolatorer, tusinde kWh/km om året, ved spænding, kV

8.8. Standardenergiforbruget til smeltning af is er bestemt i henhold til tabel. 5 afhængig af luftledningens placering på is (kapitel 2.5 PUE). Tabel 5. Specifikt energiforbrug til smeltning af is

Antal ledninger i fase og tværsnit, mm 2

Samlet tværsnit af ledninger i fase, mm 2

Estimeret elforbrug til smeltende is, tusinde kWh/km om året, i det isdækkede område:

9. Elforbrug til transformerstationers eget behov Elforbruget til understationers hjælpebehov bestemmes på basis af måleanordninger installeret på hjælpetransformatorer (TSN). Ved installation af en måleenhed på 0,4 kV TSN-busser skal tab i TSN, beregnet i overensstemmelse med denne metode, lægges til måleraflæsningen.

III. Metoder til beregning af tab som følge af fejl i elmålesystemet

10. Eltab forårsaget af fejl i elmålesystemet beregnes som summen af ​​de værdier, der er bestemt for hvert målepunkt for el, der kommer ind på nettet og elforsyning fra nettet efter formlen:

D W uch = - (D tt b + D TN + D q b - D U tn + D sch) W /100, (31)

Hvor D TT b - strøm CT fejl, %, ved aktuel belastningsfaktor b TT; Dtn - VT fejl i form af spændingsmodul, %; D q b - fejl i målerens transformatortilslutningskreds, %, ved den aktuelle belastningsfaktor b TT; D sch - meter fejl, %; D UТн - spændingstab i det sekundære kredsløb på ТН, %; W- energi registreret af måleren for faktureringsperioden.10.1. Fejlen i målerens transformatorforbindelseskredsløb bestemmes af formlen:

D q b = 0,0291 (q I b - q U) tan j , (32)

Hvor q I b er vinkelfejlen for CT, min, ved den aktuelle belastningsfaktor b TT; q U - vinkelfejl for VT, min; tg j er den reaktive effektfaktor for den kontrollerede forbindelse. 10.2. CT nuværende belastningsfaktor for faktureringsperioden bestemmes af formlen:

, (33)

Hvor U nom og jeg nominel - nominel spænding og strøm af CT'ens primærvikling. 10.3. Fejlværdierne i formlerne (31) og (32) bestemmes ud fra metrologiske verifikationsdata. I mangel af data om de faktiske fejl i målesystemer, er det tilladt at beregne eltab forårsaget af fejl i elmålesystemet i overensstemmelse med bilag 3 til denne metode.

IV. Metoder til beregning af standardkarakteristika for teknologiske tab af elektricitet

11. Standardkarakteristikaene for teknologiske tab af elektricitet bestemmes på grundlag af beregning af tab i basisperioden ved hjælp af metoderne angivet i afsnit II og III i denne metode, og anvendes til at bestemme tabsstandarden for planperioden. 11.1. Standardkarakteristikken for teknologiske tab af elektricitet har formen:

Hvor W i (j) - værdier af indikatorer (modtagelse og levering af elektricitet), der afspejles i rapporteringen; n- antal indikatorer; W o - forsyning af elektricitet til netværket; D- antallet af dage i beregningsperioden, som de angivne energiværdier svarer til; EN, I Og MED- koefficienter, der afspejler komponenterne i tab: EN ij og B i - belastningstab, MED post - betinget permanente tab, MED pog - tab afhængigt af vejrforhold, MED s.n - elforbrug til transformerstationers eget behov, I uch - tab forårsaget af fejl i elmålesystemet.11.2. Standardegenskaberne for belastningseffekttab i lukkede netværk bestemmes på grundlag af en forudberegnet karakteristik af belastningseffekttab, som har formen:

, (35)

Hvor P i(j) er effektværdierne svarende til indikatorerne afspejlet i formel (34); a ij og b i er koefficienterne for standardegenskaberne for effekttab. 11.3. Konverteringen af ​​karakteristiske koefficienter for effekttab til karakteristiske koefficienter for elektrisk effekttab udføres i henhold til formlerne:

, (36)

11.4. For komponenter med en standardkarakteristik, der indeholder produkter med energiværdier, beregnes værdien ved hjælp af formlen:

, (38)

Hvor k f i og k f j - koefficienter for formen af ​​de i-te og j-te aktive effektgrafer; r ij er korrelationskoefficienten for de i-te og j-te grafer, beregnet ud fra OIC-data. I mangel af beregninger r ij acceptere. 11.5. Koefficienten C post bestemmes af formlen

C-post = D W-post / D, (39)

Hvor D W post - betinget konstante tab af elektricitet i basisperioden. 11.6. Koefficienten C pog bestemmes af formlen

C pog = D W pog /D, (40)

Hvor D W indlæg- eltab afhængigt af vejrforholdene i basisperioden. 11.7. Koefficient C s.n bestemmes af formlen

C s.n = W s.n /D, (41)

Hvor D W s.n - elforbrug til understationers eget behov i basisperioden. 11.8. Koefficient I uch bestemmes af formlen

B uch = D W uch /W o, (42)

Hvor D W uch - tab som følge af fejl i elmålesystemet i basisperioden. 11.9. Standardkarakteristikken for belastningstab af elektricitet i radiale netværk har formen:

, (43)

Hvor W U - forsyning af elektricitet til netspændingen U bag D dage; EN U - koefficient for standardegenskaber. 11.10. Koefficient EN U af standardkarakteristikken (43) bestemmes af formlen:

, (44)

Hvor D W n U - belastningstab af elektricitet i spændingsnettet U i basisperioden. 11.11. Odds EN Og MED(C post, C pog og C s.n) for radiale netværk 6 - 35 kV generelt, i henhold til deres værdier beregnet for linjerne inkluderet i netværket (A i og C i), bestemmes af formlerne:

, (45)

Hvor W i - forsyning af elektricitet til den i-te linje; Wå - det samme, til netværket som helhed; n- antal linjer. Odds EN jeg og Ci, skal beregnes for alle netlinjer. Deres bestemmelse baseret på beregningen af ​​en begrænset stikprøve af linjer er ikke tilladt. 11.12. Koefficient EN for 0,38 kV-netværk beregnes ved hjælp af formel (43), hvori som D W nU erstatter værdien af ​​de samlede belastningstab i alle ledninger 0,38 kV D W n 0,38, beregnet ved hjælp af formel (22) under hensyntagen til formel (26).

Bilag 1

(teknologiske) tab

elektricitet i elektriske netværk

Estimeret energitab i udstyr

1. Tabel A.1. Eltab i shuntreaktorer (SR) og tilslutningsledninger og samleskinner distributionsudstyr understationer (SPPS)

Type af udstyr

Specifikke energitab under spænding. kV

ShR, tusinde kWh/MVA om året

SP PS, tusinde kWh/transformerstation om året

Bemærk. Tabsværdierne angivet i bilag 1 svarer til et år med 365 dage. Ved beregning af standardtab i et skudår anvendes koefficienten k = 366/365. 2. Tabel A.2. Eltab i synkrone kompensatorer

Type af udstyr

Energitab, tusinde kWh om året, ved mærkeeffekt SK, MVA

SK

Bemærk. Ved SC effekt forskellig fra den, der er angivet i tabellen. P.2, tab bestemmes ved hjælp af lineær interpolation. 3. Tabel A.3. Elektricitetstab i ventilafledere (VR), overspændingsafledere (OSL), strøm- og spændingstransformatorer (CT) og RF-k(HFDC)

Type af udstyr

Eltab, tusinde kWh/år. når udstyret er under spænding. kV

RV

opn

Note 1. Eltab i UPHF er givet for en fase, for resten af ​​udstyret - for tre faser. Note 2. Eltab i en CT med en spænding på 0,4 kV tages lig med 0,05 tusinde kWh/år. 4. Eltab i elmålere er 0,22 - 0,66 kV, taget i overensstemmelse med følgende data, kWh pr. år pr. meter: enfaset, induktion - 18,4; trefaset, induktion - 92,0; enfaset, elektronisk - 21,9; trefaset, elektronisk - 73,6. 5. Tabel A.4. Eltab i kabelisolering

Sektion, mm 2

Eltab i kabelisolering, tusinde kWh/km om året, ved mærkespænding. kV

Bilag 2

til Metode til beregning af standard

(teknologiske) tab

elektricitet i elektriske netværk

Fordeling af territoriale enheder i Den Russiske Føderation efter region med henblik på at beregne tab afhængigt af vejrforhold

Regionsnummer

Territoriale enheder inkluderet i regionen

Republik Sakha-Yakutia, Khabarovsk-regionen

Regioner : Kamchatka, Magadan, Sakhalin.

Republik : Karelen, Komi

Regioner : Arkhangelsk, Kaliningrad, Murmansk

Regioner : Vologda, Leningrad, Novgorod, Pskov

Republik : Mari-El, Mordovia, Tataria, Udmurtia, Chuvash

Regioner : Belgorod, Bryansk, Vladimir, Voronezh, Ivanovo, Kaluga, Kirov, Kostroma, Kursk, Lipetsk, Moskva, Nizhny Novgorod, Oryol, Penza, Perm, Ryazan, Samara, Saratov, Smolensk, Tambov, Tver, Tula, Ulyanovsk, Yaroslavl

Republik : Dagestan, Ingushetien, Kabardino-Balkaria, Karachay-Cherkess, Kalmykia, Nordossetien, Tjetjenien Regioner: Krasnodar, Stavropol

Regioner : Astrakhan, Volgograd, Rostov

Republik Bashkiria

Regioner : Kurgan, Orenburg, Chelyabinsk

Republik : Buryatia, Khakassia

Kanterne : Altai, Krasnoyarsk, Primorsky

Regioner : Amur, Irkutsk, Kemerovo, Novosibirsk, Omsk, Sverdlovsk, Tomsk, Tyumen, Chita

Bilag 3

til Metode til beregning af standard

(teknologiske) tab

elektricitet i elektriske netværk

Beregning af tab forårsaget af fejl i elmålesystemet

P.3.1. Eltab forårsaget af fejl i elmålesystemet bestemmes ud fra data om nøjagtighedsklasserne for CT - K TT, VT - K VT, målere - TIL sf, CT strømbelastningsfaktorer - b CT og levetid for målere efter sidste verifikation - T pov, yo. Afhængighederne af gennemsnitsfejlene for CT'er, VT'er og målere, der er angivet nedenfor, bruges kun til at beregne den samlede undermåling af det elektriske netværk som helhed. Disse afhængigheder kan ikke bruges til at justere måleraflæsninger på et bestemt målepunkt. P.3.2. Eltab forårsaget af fejl i elmålesystemet beregnes som summen af ​​de værdier, der er bestemt for hvert målepunkt for el, der kommer ind på nettet og elforsyning fra nettet ved hjælp af formlen:

Hvor D tt i, D tn i og D sch i er gennemsnitsfejlene for transformeren, transformeren og måleren, %, i i-te punkt regnskab; W i er den energi, måleren registrerer ved det i-te målepunkt for faktureringsperioden. P.3.3. Den gennemsnitlige fejl for en CT bestemmes af formlerne: for en CT med en mærkestrøm jeg vurderet 1000 A: kl b CT 0,05 D CT = 30( b TT - 0,0833) TIL TT; (A.2) ved 0,05< b CT 0,2 D CT = 3,3333 ( b TT - 0,35) TIL TT; (A.3) kl b CT > 0,2 D CT = 0,625 ( b TT - 1) TIL TT; (P.4) for CT'er med mærkestrøm jeg vurderet mere end 1000 A:

, (A.5)

P.3.4. Den gennemsnitlige fejl på spændingstransformatoren (under hensyntagen til tab i forbindelsesledningerne) bestemmes af formlen:

, (A.5)

P.3.5. Den gennemsnitlige fejl for en induktionsmåler bestemmes af formlen:

, (A.7)

Koefficient k taget lig med 0,2 for induktionsmålere fremstillet før 2000 og 0,1 for induktionsmålere fremstillet efter denne dato. Ved bestemmelse af standardundervurderingen skal værdien T

Ved transmission af elektrisk energi fra kraftværksgeneratorer til forbrugeren går omkring 12-18% af al genereret elektricitet tabt i lederne af luft- og kabelledninger samt i viklinger og stålkerner i krafttransformatorer.

Ved projektering bør man tilstræbe at reducere eltab i alle dele af elsystemet, da eltab fører til en stigning i kraftværkernes effekt, hvilket igen påvirker elprisen.

I netværk op til 10 kV skyldes strømtab hovedsageligt opvarmning af ledningerne fra påvirkning af strøm.

Strømtab i ledningen.

Aktive effekttab (kW) og reaktive effekttab (kVAr) kan findes ved hjælp af følgende formler:

Hvor jegberegning– beregnet strøm af en given sektion af linjen, A;

Rl– aktiv modstand af ledningen, Ohm.

Strømtab i transformere.

Effekttab i krafttransformatorer består af belastningsuafhængige og belastningsafhængige tab. Det aktive effekttab (kW) i en transformer kan bestemmes ved hjælp af følgende formel:

Aktive effekttab i en transformer

Hvor ?Rst– tab af aktiv effekt i transformatorstålet ved mærkespænding. De afhænger kun af transformatorens effekt og spændingen på transformatorens primære vikling. ?Rst sidestille ?Рх;

?Рх— tomgangstab af transformeren;

?Røve– tab i viklingerne ved transformatorens nominelle belastning, kW; ?Røve sidestille ?Rk.

?Rk– kortslutningstab;

?=S/Snom– transformatorens belastningsfaktor er lig med forholdet mellem den faktiske belastning af transformeren og dens nominelle effekt;

Det reaktive effekttab for en transformer (kVAr) kan bestemmes ved hjælp af følgende formel:

Hvor ? Qst– tab af reaktiv effekt på grund af magnetisering, kvar. ? Qst sidestille ? Qx.

? Qx– magnetiseringseffekt af transformeren uden belastning;

? Qras– tab af reaktiv effekttab i transformeren ved nominel belastning.

Værdier ? første( ? Rx) Og ? Røve( ? Rk) lister i kataloger over krafttransformatorproducenter. Værdier ? Qst( ? Qx) Og ?Qras bestemt ud fra katalogdata fra følgende udtryk:

Hvor Iх– transformer tomgangsstrøm, %;

Uk– kortslutningsspænding, %;

I– transformatorens mærkestrøm, A;

Xtr– transformatorens reaktans;

Snom – nominel effekt transformer, kVA.

Elektricitetstab.

Ud fra effekttab kan eltab beregnes. Du skal være forsigtig her. Det er umuligt at beregne elektricitetstab ved at gange effekttabene ved en bestemt belastning med antallet af timers drift. Dette bør ikke gøres, fordi den forbrugte belastning ændrer sig i løbet af dagen eller sæsonen og dermed vil vi få en urimelig høj værdi.

Tidspunkt for maksimalt tab ? – det betingede antal timer, hvor den maksimale strøm, der løber i ledningen, skaber energitab svarende til de faktiske energitab pr. år.

Maksimal belastningsbrugstid eller maksimal belastningsbrugstid Tmax de kalder det betingede antal timer, hvor linjen, der kører med maksimal belastning, kunne overføre lige så meget energi til forbrugeren om året, som når den kører efter en reel variabel tidsplan. Lade W(kWh) – energi transmitteret langs strækningen over et vist tidsrum, Rmax(kW) er den maksimale belastning, så er brugstiden for den maksimale belastning:

Tmax=W/Pmax

Baseret på statistiske data for individuelle grupper af elektriske modtagere blev følgende værdier opnået Tmax:

• Til indendørs belysning – 1500–2000 timer;
• Udendørs belysning – 2000–3000 timer;
• Enkeltskift industrivirksomhed - 2000-2500 timer;
• To skift – 3000-4500 timer;
• Tre skift – 3000–7000 timer;

Mistet tid ? kan findes i henhold til tidsplanen, vel vidende Tmax og effektfaktor.

Energitab i transformeren:

Energitab i transformeren

Hvor ? Watr– totalt tab af aktiv energi (kWh) i transformeren;

? Wrtp– totalt tab af reaktiv energi (kVAr*h) i transformeren.

METODER TIL BEREGNING AF ELEKTRISK ENERGISTAB

Ved transmission af elektricitet fra busserne på kraftværker til forbrugerne, bruges en del af elektriciteten på varmeledere, der skaber elektromagnetiske felter og andre effekter forbundet vekselstrøm. De fleste af disse omkostninger, som vi videre vil kalde energitab, skyldes opvarmning af ledere.

Udtrykket "energitab" skal forstås som det teknologiske forbrug af elektricitet til dets transmission. Det er af denne grund, at i stedet for udtrykket "eltab" i rapporteringsdokumenterne for energisystemer, udtrykket " teknologisk energiforbrug under transmission via elektriske netværk”.

I en linje, der opererer med en konstant belastning og har aktive effekttab ΔР, vil elektricitetstab i løbet af tiden t være

Hvis belastningen ændrer sig i løbet af året, så kan eltab beregnes på forskellige måder.

Den mest nøjagtige metode til at beregne eltab ΔW– dette er deres bestemmelse i henhold til grenbelastningsgrafen, og beregningen af ​​effekttab udføres for hvert trin i grafen. Denne metode kaldes den grafiske integrationsmetode. Når det beregnes for hver time viser det sig timeløn elektricitetstab.

Der er daglige og årlige belastningsplaner. I fig. 7.3 viser sommer- og vinterdagplaner for aktive og reaktive belastninger.

Ris. 7.3. Belastningsplaner: a – vinter dagligt; b – sommer dagligt;

c – efter varighed

Årsskemaet er opbygget ud fra karakteristiske dagskemaer for forår-sommer- og efterår-vinterperioderne. Dette er et eksempel på et bestilt skema, dvs. en, hvor alle belastningsværdier er arrangeret i faldende rækkefølge (fig. 7.3). Som et resultat opnås en årlig belastningsgraf, som viser varigheden af ​​driften ved en given belastning. Det er derfor denne graf kaldes tidsplan efter varighed.

På årsbasis belastningsplan det er muligt at bestemme eltab om året. For at gøre dette skal du bestemme strøm- og eltabet for hver tilstand.

Efter beregning af effekttabene i hver tilstand, opnås årets samlede eltab, og alle tab under forskellige tilstande opsummeres

, (7.7)

Hvor ΔР i– strømsvigt til jeg-th fase af belastningsplanen;

Δt i– varighed jeg-ste fase af belastningsplanen.

Mængden af ​​effekttab findes af relationen

Hvor S i– fuld kraft på jeg- trin af belastningsplanen;

U i – lineær spænding ved jeg-åh fase af belastningsplanen.

Tab af strøm og elektricitet i en transformer over tid Δt i:

;

,

Hvor ΔР k Og ΔР x– tab i henholdsvis kobber og stål i transformeren;

S2i– belastning på sekundærsiden af ​​transformeren ved jeg-th fase af tidsplanen;

S nom– transformerens mærkeeffekt.

Med k parallelt fungerende identiske transformere

. (7.9)

Eltab om året

. (7.10)

Afhængig af graden af ​​ensartethed af lastdiagrammet kan antallet af parallelforbundne transformere k variere.

Værdighed metode til at bestemme tab ved hjælp af et belastningsdiagram er høj nøjagtighed. Ulempen ved denne metode er manglen på information om belastningsplaner for alle grene af netværket. Derudover bevirker ønsket om beregningsnøjagtighed en stigning i antallet af trin i belastningskurven, og det fører igen til en stigning i kompleksiteten af ​​beregningen.

En af de mest simple metoder opgørelse af tab er beregningen af ​​eltab på tidspunktet for de største tab. Af alle tilstande vælges den tilstand, hvor strømtabet er størst. Ved at beregne denne tilstand opnås effekttabene i den ΔР nb. Energitab pr. år findes ved at gange disse effekttab med tidspunktet for de største tab τ :

Tiden for de største tab er den tid, hvor ved arbejde med den højeste belastning, eltabene ville være de samme som ved arbejde i henhold til den faktiske belastningsplan:

Hvor N– antal belastningstrin.

Det er muligt at etablere en sammenhæng mellem eltab og den el, som forbrugeren modtager.

Den energi, som forbrugeren modtager om året er lig med

Hvor Rnb– maksimal effekt forbrugt af belastningen;

T nb- dette er den tid i timer, hvor forbrugeren, når han arbejder med den højeste belastning, vil modtage den samme mængde elektricitet, som når han arbejder efter den reelle tidsplan.

Ris. 7.4. Definition ΔW i henhold til belastningsplanen og τ :

a – linjeækvivalent kredsløb; b, d – tre- og flertrins belastningsgrafer; c, d – tre- og flertrins grafik S 2

Fra graferne vist i fig. 7.4 er det klart, at værdierne τ Og T nb generelt er de ikke sammenfaldende. For eksempel, T nb repræsenterer abscissen af ​​et rektangel, hvis areal er lig med arealet af tretrinsgrafen i fig. 7.4,b eller flertrinsgraf i fig. 7,4, g.

Lad os bygge en graf S 2 = f(t)(Fig. 7.4, c). Lad os antage, at strømtabet jeg Grafens trin er tilnærmelsesvis bestemt af den nominelle spænding, dvs. i stedet for (7.8) vil vi bruge følgende udtryk

Overvejer det r l / = const, Det skal bemærkes, at strømtab under Δt i på en vis skala er lige store.

Eltab pr. år på en vis skala er lig med arealerne af figurerne i fig. 6.4, c og d.

Tidspunktet for de største tab τ er abscissen af ​​et rektangel, hvis areal er lig med arealet af tretrinsgrafen i fig. 7.4,c eller flertrinsgraf i fig. 7,4, d. På samme måde som (7.13) opnår vi

.

Maksimal indlæsningstid fra (7.13)

.

Eltab i transformere beregnes ved hjælp af formlen

, (7.14)

Hvor

T = 8760 timer– antal timer på et år.

Udtrykket kan kun bruges med et konstant antal parallelkoblede transformere, dvs. K = konst.

Siden strømforbrug Р ~ I×cosφ og strømtab ΔР ~ I 2, så bliver uoverensstemmelsen mellem spidsbelastningstiderne tydelig T nb og tidspunktet for de største tab τ (fig. 7.4). Der er empiriske formler, der forbinder τ og T nb. For en række karakteristiske belastninger er det muligt at konstruere afhængigheder ved beregning τ = f (T nb, cosφ), vist i fig. 7.5.

Ris. 7.5. Afhængigheder τ fra T nb Og cosφ

Fremgangsmåden for beregning af tab ved hjælp af τ-metoden, dvs. i henhold til tidspunktet for de største tab, følgende:

1) find tidspunktet for største belastning ved hjælp af årsskemaet;

2) fra grafiske afhængigheder τ = f (T nb, cosφ) angivet i referencelitteraturen, find tidspunktet for de største tab;

3) bestemme tab i den tungeste belastningstilstand ΔР nb;

4) efter forhold ΔW = ΔР nb × τ finde energitab om året.

Metoden til at beregne tidspunktet for de største tab var en af ​​de mest almindelige før den udbredte introduktion af computere. Metoden er baseret på de antagelser, at de maksimale energitab i et netværkselement svarer til systemets maksimale belastning og graferne for aktiv og reaktiv effekt er ens, dvs. cosφ = konst. Ved brug af empiriske afhængigheder af τ på T nb Og cosφ konfigurationen af ​​belastningskurver er kun delvist taget i betragtning. Forudsætningerne fører til store fejl i denne metode. Derudover er det ved hjælp af τ-metoden umuligt at beregne tab i linjer med ståltråde, hvis modstand er variabel.

Yderligere forbedring af nøjagtigheden af ​​tabsberegninger førte til udviklingen af ​​en metode τ P Og τ Q. Med denne metode, i størrelsesorden ΔР nb effekttab fra strømmen af ​​aktiv og reaktiv effekt gennem netværket adskilles.

Det beregnede forhold har formen

ΔW = ΔP P × τ P + ΔP Q × τ Q,

Hvor ΔР р, ΔР Q– komponenter af effekttab fra strømmen af ​​aktiv og reaktiv effekt gennem netværket.

Funktioner ved beregning af energitabsstandarder for territoriale netorganisationer

Papkov B.V., doktor i ingeniørvidenskab. Sciences, Vukolov V. Yu., ingeniør.NSTU im. R. E. Alekseeva, Nizhny Novgorod

Funktionerne ved beregning af tabsstandarder for territoriale netorganisationer i moderne forhold. Resultaterne af en undersøgelse af metoder til beregning af tab i lavspændingsnet præsenteres.

Spørgsmål relateret til transport og distribution af elektrisk energi og strøm gennem elektriske netværk løses under betingelserne for territoriale netorganisationers naturlige monopol (TGO'er). Den økonomiske effektivitet af deres funktion afhænger i høj grad af gyldigheden af ​​de materialer, der leveres til de statslige takstreguleringstjenester. Samtidig kræves der en seriøs indsats for at beregne standarderne for elektriske energitab.

En række problemer, der opstår i stadierne af forberedelse af støttemateriale til tabsstandarder, deres undersøgelse, overvejelse og godkendelse forbliver uløste. I øjeblikket skal TSO overvinde følgende vanskeligheder:

behovet for at indsamle og behandle pålidelige indledende data til beregning af tabsstandarder; utilstrækkeligt antal personale til at indsamle og behandle måledata for elektriske netværksbelastninger, identificere ikke-kontraktmæssigt og urapporteret elforbrug; mangel på moderne elmåleanordninger til pålidelig beregning af elbalancer både for netværket som helhed og for dets individuelle dele: understationer, linjer, dedikerede sektioner af netværket osv.;

mangel på elmåleanordninger til at adskille elektricitetstab fra eget forbrug og til levering af tjenester til transmission af elektricitet til abonnenter; specialiseret software fra en række TSO'er; de nødvendige materielle, finansielle og menneskelige ressourcer til den praktiske gennemførelse af programmer og foranstaltninger til at reducere tab; lovgivningsmæssige rammer for at bekæmpe ikke-kontraktmæssigt og umålt elforbrug;

kompleksiteten og arbejdsintensiteten ved beregning af tabsstandarder (især i 0,4 kV distributionsnet), den praktiske umulighed af pålideligt at vurdere deres nøjagtighed;

utilstrækkelig udvikling af metoder til pålidelig vurdering af den tekniske og økonomiske effektivitet af foranstaltninger og programmer til reduktion af elektricitetstab;

vanskeligheder med at udvikle, aftale og godkende konsoliderede prognoser for elbalancer for den regulerede periode på grund af manglen på passende metoder og pålidelige statistikker om dynamikken i balancekomponenter.

Der bør lægges særlig vægt på beregningen af ​​elektricitetstab i 0,4 kV-netværk på grund af deres usædvanlige sociale betydning (i Rusland som helhed tegner de sig for omkring 40% af den samlede længde af alle elektriske netværk). Ved denne spænding forbruges elektrisk energi af de endelige elektriske modtagere: i storskala kemi - 40-50%, i maskinteknik - 90-95%, i den offentlige forsyningssektor - næsten 100%. Kvaliteten og effektiviteten af ​​strømforsyningen til forbrugerne afhænger i høj grad af pålideligheden af ​​0,4 kV-netværk og deres belastning.

Beregning af tabsstandarder i 0,4 kV-net er en af ​​de mest arbejdskrævende. Dette skyldes følgende funktioner:

heterogenitet af den indledende kredsløbsinformation og dens lave pålidelighed;

forgrening af luftledninger 0,4 kV, ved beregning af tab, hvor tilstedeværelsen af ​​støttekredsløb med de passende parametre er påkrævet;

dynamik af ændringer i kredsløb og især driftsparametre;

udførelse af netværkssektioner med forskellige antal faser;

ujævn belastning af faser; ujævne fasespændinger på forsyningstransformatorens busser.

Det skal understreges, at metoder til beregning af effekt- og eltab i 0,4 kV-net i størst muligt omfang skal tilpasses de kredsløb og driftsparametre, der er tilgængelige i nettenes driftsforhold, under hensyntagen til mængden af ​​initial information.

En undersøgelse af 10 TCO'er i Nizhny Novgorod-regionen, beregninger af tabsstandarder, deres undersøgelse og godkendelse gør det muligt at strukturere de oprettede TCO'er i følgende grupper:

1. efterfølgere af JSC-Energo;
2. oprettet på grundlag af tjenester fra chefkraftingeniøren i en industrivirksomhed i overensstemmelse med begrænsningerne i antimonopollovgivningen;
3. skabt for at sikre driften af ​​elektrisk udstyr, der viste sig at være "forældreløse" under gennemførelsen af ​​markedsreformen inden for industri- og landbrugsproduktion.

Fremkomsten af ​​organisationer - juridiske efterfølgere af tidligere eksisterende AO-energos - er forbundet med omstruktureringen og afviklingen af ​​RAO UES i Rusland. Beregning og godkendelse af tabsstandarder for TSO'er i denne gruppe kræver minimal indgriben fra tredjepartsforskere, da denne opgave ikke er ny for dem: de har en temmelig lang historie, personale med omfattende beregningserfaring og maksimal informationstilgængelighed. Metodologiske materialer er hovedsageligt fokuseret på driften af ​​denne særlige gruppe af TSO'er.

En analyse af problemerne forbundet med at fastlægge tabsstandarder for virksomheder i den anden gruppe viser, at der i dag er en akut mangel på personale, der er klar til at anvende den eksisterende metode til beregning af tabsstandarder, som ikke er tilpasset de reelle driftsforhold for sådanne TSO'er. I dette tilfælde er det tilrådeligt at inddrage eksterne specialiserede virksomheder til beregninger og godkendelse af tabsstandarder. Samtidig er der ikke behov for dyr speciel certificeret software tilgængelig fra tredjepartsforskere. Hvis vi betragter opgaven med at godkende en takst for eltransportydelser gennem anlægsnetværk som en mere generel opgave, hvor beregningen af ​​tabsstandarden blot er dens komponent (omend en vigtig sådan), så opstår der et juridisk problem med lovligheden af brug af retrospektive tekniske og økonomiske oplysninger i forbindelse med ændring af form for servicering af elektrisk udstyr.

Ved beregning af tab i 0,4 kV-netværk af sådanne TSO'er er problemet med adskillelse mest akut samlet system strømforsyning til transport og teknologiske dele. Sidstnævnte refererer til dele af transportnettet, der direkte sørger for den endelige konvertering af elektricitet til andre typer. Under hensyntagen til den faktiske fordeling af tilslutningspunkter for tredjepartsforbrugere, mængden af ​​nyttig forsyning efter spændingsniveau og kompleksiteten ved beregning af tab i 0,4 kV-netværk, er det i næsten alle tilfælde tilrådeligt helt at klassificere disse netværk som den teknologiske del .

TSO'er, der er klassificeret som den tredje gruppe, er dannet som et resultat af tvangsforanstaltninger truffet af staten og private virksomheder for at eliminere den uacceptable situation, når et stort antal elektriske installationer på grund af opgivelse af ikke-kerneaktiviteter eller konkurs i forskellige virksomheder (hovedsageligt med spænding 10-6-0,4 kV) blev forladt af de tidligere ejere. I øjeblikket teknisk stand Mange sådanne elektriske installationer kan betegnes som utilfredsstillende. Men deres fjernelse fra arbejdet er umulig på grund af social betydning. Under hensyntagen til dette implementeres et program til genoprettelse af forfaldne og "forældreløse" netværk i regionerne, som finansieres, herunder centralt, fra det føderale budget. I de fleste tilfælde accepteres elektrisk udstyr i balancen af ​​lokale myndigheder, som løser problemet med at sikre dets normale funktion. Baseret på erfaringerne fra Nizhny Novgorod-regionen kan vi konkludere, at hovedretningen for brug af dette udstyr er dets leje til statslige og private specialiserede virksomheder.

På grund af spredningen af ​​netværk af sådanne TSO'er på tværs af forskellige administrative regioner for at løse problemer med transmission og distribution af elektricitet, sikring af driften af ​​elektriske netværk (installation, justering, reparation og Vedligeholdelse elektrisk udstyr og midler til beskyttelse af elektriske netværk), er to måder mulige: oprettelse af din egen vedligeholdelses- og reparationsservice (som på grund af dækning af et stort område vil føre til en forlængelse af varigheden af ​​vedligeholdelse af udstyr) eller indgåelse af vedligeholdelseskontrakter med tjenester fra JSC-Energo. I dette tilfælde vil effektiviteten blive sikret, men gennemførligheden af ​​eksistensen af ​​organisationer af denne type mister sin mening. I øjeblikket udfører TSO'er fra den tredje gruppe arbejde med at installere elmålerenheder, finansieret inden for rammerne af det regionale program for genopretning af forfaldne net og fra andre kilder. Spørgsmålene om at organisere et system til indsamling og behandling af information om el-energimåleraflæsninger bliver løst med involvering af specialiserede organisationer. Men de høje omkostninger og volumen nødvendigt arbejde, såvel som eksisterende modsætninger mellem deltagere i processen med at danne et elmålesystem vil kræve lang tid for deres fuldstændige færdiggørelse.

Under forhold nuværende system Takstdannelsen for transport af elektrisk energi er baseret på oplysninger om de tekniske og økonomiske karakteristika af det anvendte elektriske udstyr og retrospektive oplysninger om de faktiske omkostninger ved driften af ​​TSO'en i den foregående (basis)periode. For nyoprettede TSO'er i den tredje gruppe er dette en uoverstigelig hindring.

Fra synspunktet om beregning af standarden for elektriske tab skaber TSO'er af denne klasse de største problemer. De vigtigste:

der er praktisk talt ingen pasdata for elektrisk udstyr;

der er ingen enkeltlinjediagrammer over elektriske netværk, støttediagrammer over luftledninger (BJI) og rutediagrammer over anlagte kabelledninger (CL);

Nogle sektioner af luftledninger og kabelledninger i sådanne netværk har ikke direkte forbindelser med andet udstyr fra de betragtede TSO'er og er elementer i forbindelser fra andre TSO'er.

I denne situation er det muligt at anvende beslutningsmetoder under forhold med manglende og usikkerhed om indledende information. Dette gør det muligt at opnå positive resultater, blot fordi der gives rimelige præferencer til de muligheder, der viser sig at være de mest fleksible og giver den største effektivitet. En af dem er metoden til ekspertvurderinger. Dens anvendelse for hver specifik TSO i den tredje gruppe er den eneste mulige måde at kvantificere de indikatorer, der er nødvendige for at beregne elektricitetstab ved indledende fase netværksorganisationers funktion.

Lad os som et eksempel overveje funktionerne ved beregning af standarderne for elektricitetstab for en organisation (konventionelt kaldet TSO-energo), hvis elektriske udstyr er spredt over territoriet af 17 distrikter i Nizhny Novgorod-regionen. Kilderne til indledende oplysninger om elektrisk udstyr og driftsformer for TSO-energo på tidspunktet for undersøgelsens start var lejeaftaler for elektrisk udstyr og strukturer, kontrakter om tekniske og operationelle tjenester indgået af dets administration med lokale afdelinger af OJSC Nizhnovenergo og med den garanterende leverandør af el i regionen. På grund af umuligheden i den indledende fase af TSO-Energos funktion som en elnetorganisation til at redegøre for transporteret elektrisk energi ved hjælp af elektriske målere, blev mængderne af transmitteret elektricitet bestemt ved beregning.

Under inspektionen af ​​elektriske installationer blev der indhentet yderligere oplysninger om 0,4 kV-netværk drevet af transformerstationer lejet af TSO-Energo fra administrationerne i kun to distrikter i regionen. Som et resultat af at analysere de opnåede data bestemte eksperter kvalitativt konfigurationen af ​​0,4 kV-netværk i den undersøgte organisation, opdelte den samlede længde (samlet antal spænd) af 0,4 kV feeders i hovedsektioner og grene (under hensyntagen til antallet af faser), og opnåede gennemsnitlige værdier af sådanne parametre som antallet af 0,4 kV feeders pr. transformerstation (2,3); Tværsnittet af hovedsektionen af ​​krafttransmissionsledningsføderen er 0,4 kV (38,5 mm 2), tværsnittet af kabel (50 mm 2) og luftledninger (35 mm") er 6 kV.

Oplysninger om 0,4 kV elektriske netværk i alle 17 distrikter er struktureret ud fra ekstrapolering af resultaterne af en analyse af støttekredsløbene i elektriske netværk baseret på en stikprøve på to. Ifølge ekspertudtalelsen er disse områder typiske for TSO-energo, og ekstrapolering af prøveresultaterne forvrænger ikke det overordnede billede af konfigurationen af ​​organisationens netværk som helhed. Nedenfor er de opnåede værdier af standarden for eltab AW Hn3, tusinde kWh (%), for en reguleringsperiode på 1 år, for netværk 6-10 og 0,4 kV:

6-10 kV 3378,33 (3,78)

0,4 kV 12452,89 (8,00)

I alt 15831,22 (9,96)

I den nuværende situation, under hensyntagen til tilstanden af ​​elektriske installationer for de fleste TSO'er, de fleste

En mere effektiv, og nogle gange den eneste mulige metode til at beregne tab i 0,4 kV-netværk, var metoden til at estimere tab ved hjælp af generaliseret information om netværkskredsløb og belastninger. Ifølge den seneste udgave er brugen dog kun mulig, når lavspændingsnettet drives af mindst 100 transformerstationer, hvilket i væsentlig grad begrænser brugen af ​​metoden til beregning af tab i TSO-netværk. Her er en situation mulig, hvor standarden for elektricitetstab i lavspændingsnet, opnået ved beregning og begrundet med tilstedeværelsen af ​​støttedokumenter, vil være væsentligt lavere end de rapporterede tab i dem på grund af kompleksiteten og nogle gange umuligheden af ​​at indsamle initial oplysninger til beregninger. Dette kan yderligere føre til TSO'ers konkurs og fremkomsten af ​​"forældreløse" elektriske netværk. Derfor blev forskellige metoder til beregning af standarder for elektricitetstab i lavspændingsnet undersøgt for at udføre en komparativ analyse af beregningsnøjagtigheden af ​​hver af de foreslåede fremgangsmåder i dem.

For at beregne standarderne for eltab i 0,4 kV-netværk med kendte skemaer anvendes de samme algoritmer som for 6-10 kV-netværk, der implementeres ved hjælp af middelbelastningsmetoden eller metoden for antallet af timer med størst effekttab. Samtidig giver eksisterende metoder særlige vurderingsmetoder, der bestemmer proceduren for beregning af tabsstandarder i lavspændingsnet (en metode til vurdering af tab ved hjælp af generaliseret information om netværkskredsløb og belastninger, samt en metode til vurdering af tab ved hjælp af målt spænding tabsværdier).

For at udføre en numerisk analyse af nøjagtigheden af ​​beregninger bestemmes tabene af elektrisk energi ved hjælp af de angivne metoder baseret på strømforsyningskredsløbet til husholdningsforbrugere på 0,4 kV. Designmodellen af ​​0,4 kV-nettet er vist i figuren (hvor N er belastningen). At have en fuld mængde information om dens konfiguration og tilstand giver dig mulighed for at beregne AW-effekttab ved hjælp af fem metoder. Beregningsresultaterne er vist i tabel. 1.

Industriel energi nr. i, 2010

tabel 1

Beregningsmetode	EN W, kWh (%)	8 W, %
Metode til karakteristiske sæsonbestemte dage	11997,51 (3,837)
Gennemsnitlig belastningsmetode	12613,638 (4,034)
Metode til antallet af timer med størst strømtab	12981,83 (4,152)
Tabsestimeringsmetode ved hjælp af målte spændingstabsværdier	8702,49 (2,783)
Metode til at estimere tab ved hjælp af generaliseret information om netværkskredsløb og belastninger	11867,21 (3,796)

De mest pålidelige resultater er dem, der opnås ved element-for-element-beregning af 0,4 kV-nettet ved hjælp af metoden med karakteristiske sæsonbestemte dage. Det er dog nødvendigt at have fuld information om netværkskonfigurationen, mærker og tværsnit af ledninger, strømme i fase og neutrale ledninger, hvilket er meget svært at opnå. Ud fra dette synspunkt er det lettere at beregne eltab ved hjælp af gennemsnitsbelastningsmetoden eller metoden for antallet af timer med størst effekttab. Men brugen af ​​disse metoder kræver også en meget arbejdskrævende element-for-element-beregning af netværket i nærværelse af initial information om strømme og aktive strømstrømme langs linjerne, hvis indsamling også er praktisk umulig for mange netværksorganisationer . Analyse af tabsresultaterne i beregningsmodellen ved hjælp af middelbelastningsmetoden og metoden for antallet af timer med størst effekttab viser en overvurdering af eltab i forhold til resultatet opnået ved den karakteristiske sæsonbestemte dagmetode.

Brug af metoden til at estimere elektricitetstab baseret på de målte værdier af spændingstab under betingelserne for den pågældende netværksmodel fører til en betydelig undervurdering af standarden for de undersøgte tab. Spændingstab i 0,4 kV-ledninger kan ikke måles fuldt ud, og deres pålidelighed kan ikke vurderes ved kontrol af beregningsresultaterne. I denne henseende er metoden ret teoretisk; den er ikke anvendelig til praktiske beregninger, hvis resultater skal accepteres af tilsynsorganet.

Derfor synes den mest effektive metode ifølge de gennemførte undersøgelser at være at estimere eltab ved hjælp af generaliseret information om netværksmønstre og belastninger. Det er det mindst arbejdskrævende ud fra et synspunkt om at indsamle nok indledende kredsløbsinformation til beregning. Resultaterne, når de anvendes i beregningsmodellen, har en lille uoverensstemmelse med element-for-element-beregningsdataene, selv på niveauet for bestemmelse af tab i to feedere drevet af en transformerstation. Under hensyntagen til reelle lavspændingskredsløb for eksisterende TSO'er, hvor antallet af 0,4 kV feeders når flere tiere og hundreder, vil fejlen ved anvendelse af denne metode til estimering af tab være endnu mindre end på niveauet for den betragtede beregningsmodel. En anden fordel ved denne metode er evnen til at bestemme tab i et vilkårligt antal elledninger samtidigt. Dens største ulemper omfatter umuligheden af ​​en detaljeret analyse af tab i 0,4 kV-nettet og udviklingen, baseret på de opnåede data, af foranstaltninger til at reducere dem. Men ved godkendelse af standarder for elektricitetstab generelt for netværksorganisationen i Den Russiske Føderations energiministerium denne opgave- ikke den vigtigste.

Den positive erfaring med at undersøge en række netværksorganisationer gør det muligt at analysere dynamikken i ændringer i standarderne for elektrisk energitab i de pågældende TGO'ers netværk. To organisationer fra den anden gruppe (konventionelt betegnet TSO-1 og TSO-2) og seks fra den tredje gruppe (TSO-3 - TSO-8) blev valgt som undersøgelsesobjekter. Resultater af beregning af deres tabsstandarder i 2008 - 2009. er præsenteret i tabel. 2.

Som følge heraf blev det konstateret, at det er umuligt at identificere ensartede tendenser i ændringer i tabsstandarder generelt for de betragtede

tabel 2

Organisation	Tabsstandarder for TSO'er generelt, %
	i 2008	i 2009
TSO-1
TSO-2
TSO-3
TSO-4
TSO-5
TSO-6
TSO-7
TSO-8
Generelt

nye organisationer, derfor er det nødvendigt at udvikle foranstaltninger til at reducere tab for hver TCO separat.

konklusioner

1. De vigtigste retninger for at øge gyldigheden af ​​rationering af eltab i elektriske netværk er udvikling, oprettelse og implementering af automatiserede informations- og målesystemer til kommerciel måling til elmarkeder, netværksorganisationer og virksomheder.
2. Den enkleste og mest effektive, og nogle gange den eneste mulige at bruge på dette stadium af udviklingen af ​​netværksorganisationer, er metoden til at vurdere tab ved hjælp af generaliseret information om netværksmønstre og belastninger.
3. En detaljeret analyse af resultaterne af beregning af tekniske tab i 0,4 kV-netværk bestemmer effektiviteten af ​​at udvikle foranstaltninger til at reducere dem, derfor er det nødvendigt at fortsætte forskning i metoder til beregning af tab i disse netværk.

Bibliografi

1. Bestille beregning og begrundelse af standarder for teknologiske tab af elektricitet under dens transmission gennem elektriske netværk (godkendt efter ordre fra det russiske industri- og energiministerium dateret 4. oktober 2005 nr. 267). - M.: CPTI og TO ORGRES, 2005.
2. Vukolov V. Yu., Papkov B. V. Funktioner ved beregning af tabsstandarder for elnetorganisationer. Energisystem: ledelse, konkurrence, uddannelse. - I bogen: Lør. rapporter fra den III internationale videnskabelige og praktiske konference. T. 2. Ekaterinburg: USTU-UPI, 2008.