تلفات برق در شبکه های الکتریکی اجتناب ناپذیر است، بنابراین مهم است که از یک سطح توجیه اقتصادی تجاوز نکند. فراتر رفتن از استانداردهای مصرف تکنولوژیکی نشان دهنده مشکلاتی است که به وجود آمده است. برای اصلاح وضعیت، باید علل هزینه های غیرهدف را مشخص کرد و راه هایی را برای کاهش آنها انتخاب کرد. اطلاعات جمع آوری شده در این مقاله بسیاری از جنبه های این کار دشوار را تشریح می کند.

انواع و ساختار تلفات

تلفات به معنای تفاوت بین برق عرضه شده به مصرف کنندگان و انرژی دریافتی واقعی آنهاست. برای عادی سازی زیان و محاسبه ارزش واقعی آنها، طبقه بندی زیر اتخاذ شد:

• عامل تکنولوژیکی این به طور مستقیم به فرآیندهای فیزیکی مشخصه بستگی دارد و می تواند تحت تأثیر مؤلفه بار، هزینه های نیمه ثابت و همچنین شرایط آب و هوایی تغییر کند.
• هزینه های صرف شده برای بهره برداری از تجهیزات کمکی و تهیه شرایط لازمبرای کار کادر فنی
• جزء تجاری این دسته شامل خطاهای دستگاه های اندازه گیری و همچنین سایر عواملی است که باعث کم شدن اندازه برق می شود.

در زیر نمودار میانگین تلفات برای یک شرکت برق معمولی است.

همانطور که از نمودار مشاهده می شود، بیشترین هزینه ها مربوط به انتقال از طریق خطوط هوایی (خطوط برق) است که حدود 64 درصد از کل تلفات را شامل می شود. در رتبه دوم اثر کرونا (یونیزاسیون هوا در نزدیکی سیم های خطوط هوایی و در نتیجه وقوع جریان های تخلیه بین آنها) - 17٪ است.

بر اساس نمودار ارائه شده می توان بیان کرد که بیشترین درصد هزینه های غیرهدفمند مربوط به عامل فناوری است.

علل اصلی تلفات برق

پس از درک ساختار، اجازه دهید به دلایلی که باعث هزینه های نامناسب در هر یک از دسته های ذکر شده در بالا می شود، برویم. بیایید با اجزای عامل تکنولوژی شروع کنیم:

1. تلفات بار، در خطوط برق، تجهیزات و عناصر مختلفشبکه های الکتریکی چنین هزینه هایی مستقیماً به کل بار بستگی دارد. این جزء شامل:

• تلفات در خطوط برق ارتباط مستقیمی با قدرت جریان دارد. به همین دلیل است که هنگام انتقال برق در فواصل طولانی از اصل افزایش چندین برابر آن استفاده می شود که به کاهش متناسب جریان و بر این اساس هزینه ها کمک می کند.
• مصرف در ترانسفورماتورهای ماهیت مغناطیسی و الکتریکی (). به عنوان مثال، جدولی در زیر آمده است که داده های هزینه ترانسفورماتورهای ولتاژ پست در شبکه های 10 کیلوولت را نشان می دهد.

مصرف غیر هدفمند در سایر عناصر به دلیل پیچیدگی این گونه محاسبات و مقدار ناچیز هزینه ها در این دسته قرار نمی گیرد. برای این کار جزء زیر ارائه شده است.

1. دسته بندی هزینه های نیمه ثابت. این شامل هزینه های مربوط به عملکرد عادی تجهیزات الکتریکی است که شامل موارد زیر است:

• عملیات بیکار نیروگاه ها.
• هزینه های تجهیزاتی که جبران بار راکتیو را ارائه می کنند.
• انواع دیگر هزینه ها در دستگاه های مختلف، که مشخصات آن به بار بستگی ندارد. به عنوان مثال می توان به عایق برق، دستگاه های اندازه گیری در شبکه های 0.38 کیلوولت، ترانسفورماتورهای اندازه گیری جریان، محدود کننده های ولتاژ و غیره اشاره کرد.

با در نظر گرفتن آخرین عامل، هزینه های انرژی برای ذوب یخ باید در نظر گرفته شود.

هزینه های پشتیبانی از بهره برداری پست ها

این دسته شامل هزینه انرژی الکتریکی برای عملکرد دستگاه های کمکی می شود. چنین تجهیزاتی برای عملکرد عادی واحدهای اصلی مسئول تبدیل برق و توزیع آن ضروری است. هزینه ها با استفاده از دستگاه های اندازه گیری ثبت می شود. در اینجا لیستی از مصرف کنندگان اصلی متعلق به این دسته آمده است:

• سیستم های تهویه و خنک کننده برای تجهیزات ترانسفورماتور؛
• گرمایش و تهویه اتاق فن آوری و همچنین وسایل روشنایی داخلی؛
• روشنایی مناطق مجاور پست ها؛
• تجهیزات شارژ باتری؛
• مدارهای عملیاتی و سیستم های نظارت و کنترل؛
• سیستم های گرمایش تجهیزات فضای باز، مانند ماژول های کنترل مدار قطع کننده هوا؛
• انواع تجهیزات کمپرسور؛
• مکانیسم های کمکی؛
• تجهیزات برای تعمیر کار، تجهیزات ارتباطی و همچنین سایر دستگاه ها.

جزء تجاری

این هزینه ها به معنای تعادل بین زیان مطلق (واقعی) و فنی است. در حالت ایده آل، چنین تفاوتی باید به صفر گرایش داشته باشد، اما در عمل این واقع بینانه نیست. این در درجه اول به دلیل ویژگی های کنتورهای برق و کنتورهای برق نصب شده در مصرف کنندگان نهایی است. این در مورد خطا است. تعدادی از اقدامات خاص برای کاهش تلفات از این نوع وجود دارد.

این جزء همچنین شامل خطا در قبوض صادر شده برای مصرف کنندگان و سرقت برق است. در مورد اول، وضعیت مشابه ممکن است به دلایل زیر ایجاد شود:

• قرارداد تامین برق حاوی اطلاعات ناقص یا نادرست در مورد مصرف کننده است.
• تعرفه نادرست نشان داده شده؛
• عدم کنترل داده های دستگاه های اندازه گیری؛
• خطاهای مربوط به حساب های تنظیم شده قبلی و غیره

در مورد سرقت هم این مشکل در همه کشورها وجود دارد. به عنوان یک قاعده، چنین اقدامات غیرقانونی توسط مصرف کنندگان خانگی بی وجدان انجام می شود. توجه داشته باشید که گاهی اوقات حوادثی برای شرکت ها رخ می دهد، اما چنین مواردی بسیار نادر هستند و بنابراین تعیین کننده نیستند. معمول است که اوج سرقت ها در فصل سرما و در مناطقی که مشکلات تامین گرما وجود دارد رخ می دهد.

سه روش دزدی وجود دارد (تدریج از قرائت کنتور):

1. مکانیکی. این به معنای مداخله مناسب در عملکرد دستگاه است. این می تواند چرخش دیسک را با عمل مکانیکی مستقیم کند کند، موقعیت متر الکتریکی را با کج کردن 45 درجه تغییر دهد (برای همین منظور). گاهی اوقات بیشتر استفاده می شود راه وحشیانه، یعنی مهر و موم شکسته و مکانیسم نامتعادل است. یک متخصص با تجربه فوراً تداخل مکانیکی را تشخیص می دهد.
2. برقی. این می تواند به عنوان یک اتصال غیرقانونی به یک خط هوایی با "پرتاب"، روشی برای سرمایه گذاری فاز جریان بار و همچنین استفاده از آن باشد. دستگاه های خاصبرای جبران خسارت کامل یا جزئی علاوه بر این، گزینه هایی با شنت مدار جریان کنتور یا فاز سوئیچینگ و صفر وجود دارد.
3. مغناطیسی. با این روش یک آهنربای نئودیمیم به بدنه دستگاه القایی متر آورده می شود.

تقریبا همه چیز دستگاه های مدرن"فریب" حسابداری با استفاده از روش های شرح داده شده در بالا امکان پذیر نخواهد بود. علاوه بر این، چنین تلاش هایی برای تداخل می تواند توسط دستگاه ضبط و در حافظه ذخیره شود، که منجر به عواقب ناگواری خواهد شد.

مفهوم استاندارد ضرر

این اصطلاح به معنای ایجاد معیارهای اقتصادی مناسب برای هزینه های غیر هدفمند برای یک دوره معین است. هنگام استانداردسازی، تمام اجزاء در نظر گرفته می شوند. هر یک از آنها به طور جداگانه مورد تجزیه و تحلیل قرار می گیرند. در نتیجه، محاسبات با در نظر گرفتن سطح واقعی (مطلق) هزینه ها برای دوره گذشته و تجزیه و تحلیل فرصت های مختلف انجام می شود که امکان تحقق ذخایر شناسایی شده برای کاهش تلفات را فراهم می کند. یعنی استانداردها ثابت نیستند، بلکه مرتباً تجدید نظر می شوند.

تحت سطح هزینه مطلق در در این مورددلالت بر تعادل بین الکتریسیته منتقل شده و تلفات فنی (نسبی) دارد. استانداردها زیان های تکنولوژیکیبا محاسبات مناسب تعیین می شود.

چه کسی هزینه برق از دست رفته را پرداخت می کند؟

همه چیز به معیارهای تعیین کننده بستگی دارد. اگر ما در مورد عوامل تکنولوژیکی و هزینه های پشتیبانی از عملیات تجهیزات مرتبط صحبت می کنیم، پس پرداخت خسارت در تعرفه های مصرف کنندگان گنجانده شده است.

در مورد مولفه تجاری وضعیت کاملاً متفاوت است، اگر از میزان تلفات تعیین شده فراتر رود، کل بار اقتصادی برای شرکتی که برق مصرف کننده را تامین می کند، در نظر گرفته می شود.

راه های کاهش تلفات در شبکه های الکتریکی

با بهینه سازی اجزای فنی و تجاری می توان هزینه ها را کاهش داد. در مورد اول، اقدامات زیر باید انجام شود:

• بهینه سازی مدار و حالت عملکرد شبکه برق.
• بررسی پایداری استاتیکی و شناسایی گره های بار قدرتمند.
• رد کردن قدرت کلبه دلیل مولفه واکنشی در نتیجه سهم توان فعال افزایش خواهد یافت که تاثیر مثبتی در مبارزه با ضرر خواهد داشت.
• بهینه سازی بار ترانسفورماتور
• نوسازی تجهیزات
• روش های مختلف متعادل سازی بار به عنوان مثال، این کار را می توان با معرفی یک سیستم پرداخت چند تعرفه، که در هر ساعت انجام می شود حداکثر بارافزایش هزینه کیلووات ساعت این امر مصرف برق را در دوره های خاصی از روز به میزان قابل توجهی کاهش می دهد، در نتیجه ولتاژ واقعی کمتر از استانداردهای قابل قبول نمی شود.

شما می توانید هزینه های کسب و کار خود را با موارد زیر کاهش دهید:

• جستجوی منظم برای اتصالات غیرمجاز؛
• ایجاد یا گسترش واحدهایی که کنترل را اعمال می کنند.
• بررسی قرائت ها؛
• اتوماسیون جمع آوری و پردازش داده ها

روش و مثال برای محاسبه تلفات برق

در عمل از روش های زیر برای تعیین ضرر استفاده می شود:

• انجام محاسبات عملیاتی؛
• معیار روزانه؛
• محاسبه بارهای متوسط؛
• تجزیه و تحلیل بیشترین تلفات توان ارسالی در روز و ساعت؛
• دسترسی به داده های تعمیم یافته

اطلاعات کامل در مورد هر یک از روش های ارائه شده در بالا را می توان در اسناد نظارتی یافت.

در پایان، مثالی از محاسبه هزینه ها در ترانسفورماتور قدرت TM 630-6-0.4 ارائه می دهیم. فرمول محاسبه و توضیحات آن در زیر آورده شده است.

محاسبه تلفات در ترانسفورماتور قدرت

برای درک فرآیند، باید با ویژگی های اصلی TM 630-6-0.4 آشنا شوید.

حالا بیایید به محاسبه بپردازیم.

در آخرین شماره مجله مقاله ای از یوری ژلزکو در مورد تنظیم تلفات تکنولوژیکی برق در شبکه های فشار ضعیف و متوسط ​​منتشر کردیم. نویسنده روش خود را برای تعیین استاندارد بیان کرده است. امروز دیدگاه متفاوتی را در مورد همان موضوع توسط والری ادواردوویچ ووروتنیتسکی ارائه می کنیم.

تجزیه و تحلیل تجربه خارجی نشان می دهد که افزایش تلفات برق در شبکه ها یک فرآیند عینی برای کشورهای دارای اقتصاد بحرانی و بخش انرژی اصلاح شده است، نشانه ای از شکاف موجود بین پرداخت بدهی مصرف کنندگان و تعرفه های برق، نشان دهنده سرمایه گذاری ناکافی در زیرساخت شبکه و سیستم اندازه گیری برق و فقدان سیستم های اطلاعات خودکار در مقیاس کامل برای جمع آوری و انتقال داده ها در مورد منبع مفید برق، ساختار جریان برق بر اساس سطوح ولتاژ، تعادل برق در شبکه های الکتریکی.
در کشورهایی که عوامل فوق رخ می دهد، تلفات برق در شبکه های الکتریکی معمولا زیاد بوده و تمایل به افزایش دارد. پویایی تلفات در شبکه های برق داخلی طی 10-12 سال گذشته نشان می دهد که روسیه از این نظر مستثنی نیست.
هزینه تلفات بخشی از هزینه های انتقال و توزیع برق از طریق شبکه های الکتریکی است. هرچه این تلفات بیشتر باشد، این هزینه ها و بر این اساس، تعرفه های برق برای مصرف کنندگان نهایی بیشتر می شود. مشخص است که بخشی از تلفات مربوط به مصرف تکنولوژیکی برق لازم برای غلبه بر مقاومت شبکه و تحویل برق تولید شده در نیروگاه ها به مصرف کنندگان است. این مصرف برق ضروری از نظر فناوری باید توسط مصرف کننده پرداخت شود. این، در اصل، استاندارد ضرر است.
تلفات ناشی از حالت های غیربهینه عملکرد شبکه برق، خطا در سیستم اندازه گیری برق و کاستی در فعالیت های فروش انرژی زیان مستقیمی برای سازمان های تامین کننده انرژی است و البته باید کاهش یابد. به همین دلیل است که کمیسیون فدرال انرژی روسیه به عنوان اصلی ترین آژانس دولتیقوه مجریه که برای مهار رشد تعرفه برق طراحی شده است، استانداردهایی را برای تلفات برق در شبکه های برق و روش های محاسبه آن وضع می کند. در حال حاضر بحث های بسیار داغی در مورد این روش ها وجود دارد، هم علمی و هم کاملاً عملی. به ویژه، پیشنهادهایی برای روشی برای در نظر گرفتن برخی از اجزای اضافی استاندارد زیان وجود دارد.
هدف این مقاله تشریح یکی از رویکردهای تلفات سهمیه بندی است که نویسنده در نوامبر 2002 در سمینار علمی و فنی بین المللی "رتبه بندی، تجزیه و تحلیل و کاهش تلفات برق در شبکه های برق - 2002" بیان کرد و مورد حمایت قرار گرفت. هم در خود سمینار و هم در برخی از نشریات کارشناسان در مورد تلفات برق، به ویژه در.

ساختار استاندارد از دست دادن
استاندارد تلفات مبتنی بر تلفات فنی برق در شبکه‌های الکتریکی است که در اثر فرآیندهای فیزیکی انتقال و توزیع برق ایجاد می‌شود، که با محاسبه تعیین می‌شود و شامل تلفات متغیر و مشروط ثابت و همچنین مصرف استاندارد برق برای خود است. نیازهای پست ها
مطابق با مواد 247، 252، 253 و 254 از فصل 25 قانون مالیات فدراسیون روسیه، استاندارد تلفات برق در شبکه های الکتریکی را می توان به عنوان مصرف تکنولوژیکی توجیه اقتصادی و مستند از برق در طول حمل و نقل آن تعریف کرد، مشروط بر اینکه این مصرف برای انجام فعالیت هایی با هدف دریافت درآمد انجام شده است.
طبق بند 58 و جدول بند 1.3 قطعنامه کمیسیون فدرال انرژی فدراسیون روسیه N 37-E/1 مورخ 14 مه 2003، استاندارد تلفات باید شامل موارد زیر باشد:

• تلفات بدون بار در ترانسفورماتورها، بانک های خازن های استاتیک و جبران کننده های استاتیک، راکتورهای شنت، جبران کننده های سنکرون (SC) و ژنراتورهایی که در حالت SC کار می کنند.
• ضرر تاج در خطوط؛
• مصرف برق برای نیازهای خود پست ها؛
• سایر زیان های نیمه دائمی موجه و مستند؛
• تلفات متغیر بار در شبکه های الکتریکی؛
• تلفات ناشی از خطا در دستگاه های اندازه گیری برق.

چه ضررهایی داریم؟
تا به امروز، تعداد نسبتا زیادی روش برای محاسبه تلفات فنی برق ایجاد شده است. این روش‌ها نتیجه سال‌ها کار ارتش بزرگی از متخصصان است که در طول سال‌ها، خود را وقف اصلاح محاسبات تلفات در شبکه‌ها کرده‌اند. تعداد زیادی از پایان نامه های داوطلبی و دکتری در این زمینه دفاع شده است، اما این موضوع همچنان مطرح است و به طور کامل مورد مطالعه قرار نگرفته است. این به این دلیل است که اطلاعات کامل و قابل اعتمادی در مورد بارهای شبکه های الکتریکی در تمام سطوح ولتاژ وجود ندارد. علاوه بر این، هرچه ولتاژ نامی شبکه کمتر باشد، اطلاعات کامل و قابل اعتماد کمتری در مورد بارها در دسترس است.
تفاوت در روش های ارائه شده توسط متخصصان فردی عمدتاً در تلاش برای پر کردن اطلاعات گمشده یا افزایش دقت آن از طریق تعمیم، استفاده از داده های آماری برای دوره های مشابه گذشته و غیره است. آغاز یکسان سازی روش ها برای محاسبه تلفات فنی و ایجاد استانداردهای تلفات تقریباً با آغاز ورود فعال فناوری رایانه به عمل محاسبه حالت های شبکه های الکتریکی در اواسط دهه 60 قرن بیستم همزمان است.
اولین استانداردهای تلفات در استانداردهای موقت برای بهره برداری از شبکه های برق شهری و روستایی، مصوب 30 نوامبر 1964 توسط وزارت خدمات عمومی RSFSR شماره 334 ایجاد شد.
در طول سی سال گذشته، تعدادی دستورالعمل صنعتی در مورد روش‌های محاسبه تلفات برق در شبکه‌های الکتریکی در تمام سطوح ولتاژ صادر شده است. بنابراین، در سال 1976، دستورالعمل های موقت برای محاسبه و تجزیه و تحلیل تلفات برق در شبکه های الکتریکی سیستم های قدرت، توسعه یافته توسط Uraltechenergo، در سال 1987، دستورالعمل برای محاسبه و تجزیه و تحلیل مصرف تکنولوژیکی انرژی الکتریکی به اجرا درآمد. انتقال از طریق شبکه های الکتریکی سیستم های قدرت و انجمن های انرژی، توسعه یافته توسط VNIIE و Uraltechenergo، و در سال 2001 - توصیه های روش شناختی برای تعیین تلفات انرژی الکتریکی در شبکه های برق شهری با ولتاژ 10(6) - 0.4 کیلوولت، توسعه یافته توسط Roskommunenergo و JSC. ASU Mosoblelektro.
فهرست شده است اسناد نظارتینقش مثبتی داشت مطابق با این اسناد، تعداد نسبتاً زیادی از برنامه های رایانه ای توسعه یافت. برنامه ها بر اساس روش های تقریبا مشابهی برای محاسبه تلفات هستند. تفاوت بین برنامه ها عمدتاً در قابلیت های خدماتی آنها، تعداد مؤلفه های ضرر در نظر گرفته شده، حجم و تعداد کارهایی است که باید حل شوند.
اکثر سیستم های قدرت و شبکه های برق شهری، با استفاده از یک یا آن برنامه محاسباتی، اکنون می توانند تلفات برق متغیر و نیمه ثابت را در شبکه های الکتریکی 6 تا 750 کیلو ولت با دقت نسبتاً محاسبه کنند. محاسبه تلفات در شبکه‌های 0.38 کیلوولت به دلیل حجم زیاد این شبکه‌ها و اطلاعات کم و یا عدم وجود آن در مورد بارهای این شبکه‌ها و پارامترهای آنها (مدارها، مارک سیم‌ها و غیره) هنوز یک مشکل قابل توجه است. نتایج محاسبات برای این برنامه ها تقریباً به طور جهانی نشان می دهد که کل تلفات فنی در شبکه های 0.38-750 کیلوولت از 10-12٪ برق عرضه شده به شبکه تجاوز نمی کند. علاوه بر این، هر چه سطح ولتاژ شبکه بالاتر باشد، بدیهی است که تلفات نسبی برق در آن کمتر است. سطح 10-12% حداکثر ممکن برای تلفات برق در شبکه های الکتریکی اکثر اقتصادهای توسعه یافته در نظر گرفته می شود. تلفات بهینه در محدوده 4-6٪ است. این ارقام با سطح تلفات قبل از بحران در شبکه های الکتریکی سیستم های انرژی اتحاد جماهیر شوروی سابق در اواسط اواخر دهه 80 قرن گذشته تأیید شده است.
در این حالت سیستم های انرژی که تلفات واقعی آنها به 20 تا 25 درصد رسیده است چه باید بکنند؟ به عنوان یک قاعده، در چنین سیستم های قدرت، سهم قابل توجهی از کل عرضه مفید (تا 40٪) را مصرف کنندگان خانگی و موتورهای کوچک تشکیل می دهند. در اینجا دو مسیر اصلی وجود دارد. راه اول دشوار، اما صحیح است - توسعه، هماهنگی با کمیسیون های انرژی منطقه ای، تصویب و اجرای عملی برنامه ها برای کاهش تلفات فنی و تجاری برق. استفاده از این برنامه ها برای کاهش سرعت رشد و سپس کاهش تلفات در شبکه ها.
راه دوم و ساده تر، جستجوی دلایل عینی برای افزایش زیان، توجیه و لابی کردن REC برای افزایش استاندارد ضرر تا سطح واقعی است. موارد فوق با جدولی در مورد استانداردهای تلفات در شبکه های برخی از سیستم های انرژی مطابق با داده های OJSC Engineering Center UES، شعبه ای از شرکت ORGRES نشان داده شده است.
این دو مسیر کاملاً با عبارت معروف مطابقت دارند: «کسانی که می‌خواهند کار کنند به دنبال راه‌هایی برای انجام کار می‌گردند، کسانی که نمی‌خواهند یا نمی‌توانند به دنبال دلایلی بگردند که کار را نمی‌توان انجام داد».
بدیهی است که اولین راه کاملاً برای همه مفید است: سازمان های تأمین انرژی، مصرف کنندگان، ادارات محلی. REC و Gosenergonadzor نیز به این امر علاقه مند هستند، زیرا با کاهش تلفات در شبکه ها، سازمان های تامین انرژی سودآوری کار خود را افزایش می دهند و مصرف کنندگان با کاهش هزینه خدمات برای انتقال و توزیع برق، کاهش متناظری در تعرفه های برق دریافت می کنند. . در عین حال واضح است که اجرای عملی این مسیر مستلزم تلاش سازمانی، فنی، فیزیکی و مالی قابل توجهی است. محاسبات ما نشان می دهد که برای کاهش تلفات در شبکه ها به میزان 1 میلیون کیلووات ساعت در سال، باید حدود 1 میلیون روبل هزینه کنید. برای اجرای اقدامات مربوطه. راه دوم بن بست است، زیرا هرچه تلفات بیشتر در تعرفه لحاظ شود، تعرفه برق برای مصرف کننده نهایی بیشتر می شود، این مصرف کننده انگیزه بیشتری برای سرقت برق خواهد داشت و احتمال افزایش تلفات بیشتر می شود. افزایش بعدی استاندارد و غیره.
همانطور که می دانیم وظیفه دقیقاً برعکس است - متوقف کردن رشد ضرر و دستیابی به کاهش آنها. در عین حال، همانطور که بررسی های انرژی سیستم های قدرت نشان می دهد، ذخایری برای کاهش تلفات هم در شبکه های با تلفات 20-25٪ و هم در شبکه های با تلفات 6-8٪ وجود دارد. برای انجام عملی این کار، شما نیاز دارید:

1. محاسبه و تجزیه و تحلیل نسبتاً عمیق تلفات، ساختار و پویایی آنها را انجام دهید.
2. تعیین سطوح معقول ضررهای نظارتی؛
3. توسعه، هماهنگی، تصویب، تامین منابع مالی، مادی، انسانی و اجرای تدابیری برای کاهش تلفات.

استاندارد ضرر معقول
مازاد تلفات واقعی در شبکه ها نسبت به تلفات فنی با ضریب دو یا چند نیرو، همانطور که در بالا ذکر شد، هم توسعه دهندگان روش های استانداردسازی تلفات و هم خود سیستم های قدرت به دنبال اجزای اضافی استاندارد تلفات هستند.
طبق نظر عمومی، چنین قطعه ای که علاوه بر تلفات فنی می تواند در استاندارد لحاظ شود، جزء ناشی از خطا در دستگاه های کنتور برق است. این در قطعنامه کمیسیون اقتصادی فدرال فدراسیون روسیه مورخ 14 مه 2003 N37-E/1 منعکس شده است. با این حال، نمی گوید در مورد چه خطاهایی صحبت می کنیم. و حداقل سه مورد از آنها وجود دارد:

1. خطای مجاز مجتمع اندازه گیری (MC)، در حالت کلی متشکل از ترانسفورماتور جریان، ترانسفورماتور ولتاژ و متر در شرایط عملیاتی عادی.
2. خطای سیستماتیک IR (هم منفی و هم مثبت)، به دلیل شرایط عملیاتی غیر استاندارد برای استفاده از IR.
3. خطای منفی سیستماتیک کنتورهای القایی قدیمی که عمر مفید خود را تمام کرده اند و کنتورهایی با تاریخ تأیید عقب افتاده.

با در نظر گرفتن تعریف فوق از استاندارد ضرر، که از الزامات قانون مالیات فدراسیون روسیه پیروی می کند و بر اساس قطعنامه کمیسیون فدرال انرژی فدراسیون روسیه N 37-E/1 مورخ 14 مه 2003، منظور از استاندارد تلفات برق در شبکه های الکتریکی، مجموع جبری تلفات فنی برق (DWt)، مصرف برق استاندارد برای نیازهای خود پست ها و ماژول مقدار عدم تعادل مجاز برق در شبکه برق است. NBD)، مطابق با فرمول تعیین می شود:
D W هنجار = D W t + |NB D |،
هشت سال تجربه در استفاده از نیروگاه ها و شبکه های در حال بهره برداری، جهت گیری محرک مفاد روش شناختی اصلی دستورالعمل های استاندارد برای افزایش قابلیت اطمینان سیستم های اندازه گیری برق را تایید کرده است. در عین حال، عدم تعادل مجاز برق در و در فرمول فوق در عمل نیروگاه ها و شبکه های عملیاتی نه به عنوان یک انتظار ریاضی صفر، بلکه به عنوان مقداری که نباید از عدم تعادل واقعی فراتر رود، در نظر گرفته می شود. ما معتقدیم که شبکه برق در این مورد از این قاعده مستثنی نیست. یک راه قانونی برای تعیین خطاهای سیستماتیک IR از طریق بررسی های ابزاری مطابق با تکنیک های اندازه گیری معتبر است. تلاش برای میانگین خطاهای IC برای کل کشور و حتی بدون در نظر گرفتن عوامل بسیار مهم می تواند منجر به خطاهای آشکار شود. به طور خاص، اتخاذ یک "مقدار معمولی cosj = 0.85" ممکن است به مقادیر بیش از حد یا دست کم تخمین زده شده خطاهای سیستماتیک منفی منجر شود. مشخص است که در شب در شبکه های الکتریکی 6-10 کیلوولت cosj به دلیل بار کم آنها و ماهیت غالب جریان راکتیو بدون بار ترانسفورماتورهای توزیع اغلب به 0.4-0.6 کاهش می یابد. در cosj پایین، خطای سیستماتیک منفی ترانسفورماتورهای مرتبط با زیر بار فعلی آنها را می توان با یک خطای زاویه ای مثبت جبران کرد. بنابراین، "روش جدید" برای محاسبه کمترین میزان مجاز برق حداقل نیاز به توضیح دارد و در واقع می تواند به کار برای کاهش تلفات در شبکه ها آسیب برساند، زیرا به طور مصنوعی استاندارد تلفات را افزایش می دهد.
به نظر ما، دست کم گرفتن برق مرتبط با شرایط عملیاتی غیر استاندارد برای استفاده از IR و فرسودگی فیزیکی کنتورهای القایی نمی تواند قابل قبول باشد و به عنوان یک استاندارد در نظر گرفته شود. در این حالت ، همه مصرف کنندگان برای این "استاندارد" هزینه می کنند و وضعیت ، همانطور که در بالا ذکر شد ، بدتر می شود ، زیرا صاحبان سیستم های حسابداری علاقه ای به بهبود آن نخواهند داشت. اما از آنجایی که سیستم اندازه‌گیری برق فعلی در روسیه الزامات مدرن را برآورده نمی‌کند و کم‌سنجی برق رخ می‌دهد، وظیفه کاهش آن باید به گونه‌ای دیگر حل شود.
کم‌سنجی برق از نظر پولی، با در نظر گرفتن عوامل تأثیرگذار مختلف، باید مبنایی برای گنجاندن هزینه‌های بهبود اندازه‌گیری برق در جزء سرمایه‌گذاری تعرفه برق باشد. در این صورت، همزمان با ارزیابی خسارت سازمان تامین کننده انرژی از نقص سیستم اندازه گیری برق (خطاهای سیستماتیک منفی)، REC باید برنامه دقیق و مستدلی را برای کاهش تلفات در شبکه ها با کاهش زیر ارائه کند. - اندازه گیری برق
در این مورد، مصرف کنندگان صرفاً برای "مصرف برق قابل توجیه فن آوری" متورم پرداخت نمی کنند، بلکه به طور معمول به کار سازمان های تامین انرژی اعتبار می دهند تا سیستم اندازه گیری برق را به الزامات نظارتی برساند.

اقدامات لازم برای انطباق با استاندارد
برای سیستم های قدرتی که تلفات واقعی برق در شبکه های آنها بین 20 تا 25 درصد است، بحث در مورد اینکه چه خطاهایی از دستگاه های اندازه گیری برق در استاندارد گنجانده می شود، قابل قبول یا سیستماتیک است، بحث علمی است. این که 0.5 یا 2.5٪ به تلفات فنی تخمینی 8-12٪ اضافه شود، مشکل را از شدت کمتری نخواهد کرد. با این حال، تفاوت بین ضررهای استاندارد و واقعی از 10 تا 12٪ خواهد بود که از نظر پولی می تواند به ده ها و صدها میلیون روبل زیان مستقیم در ماه برسد.
برای کاهش این تلفات و رساندن تلفات واقعی به سطح استاندارد، برنامه کاهش تلفات درازمدت مورد توافق با کمیسیون انرژی منطقه ای ضروری است، زیرا کاهش تلفات واقعی تا 2 برابر در یک یا دو سال تقریباً غیرممکن است. 90 تا 95 درصد این کاهش باید با کاهش مولفه تجاری زیان حاصل شود. ساختار تلفات تجاری و اقداماتی برای کاهش آنها مورد بحث قرار گرفته است.
راه استراتژیک برای کاهش تلفات تجاری، معرفی ASKUE نه تنها در تاسیسات برق و مصرف کنندگان انرژی بر، بلکه در میان مصرف کنندگان خانگی، بهبود فعالیت های فروش انرژی و به طور کلی سیستم اندازه گیری برق است. در نظر گرفتن «عامل انسانی» در کاهش خسارات بسیار مهم است. تجربه سیستم های قدرت پیشرفته نشان می دهد که سرمایه گذاری در آموزش پرسنل، تجهیز آنها به دستگاه های تشخیص سرقت برق مناسب، وسایل نقلیه، تجهیزات کامپیوتری و وسایل مدرنارتباطات با کاهش تلفات، معمولاً سریع‌تر از سرمایه‌گذاری در کنتورها یا نصب دستگاه‌های جبران‌کننده در شبکه‌ها، جواب می‌دهد.
یک خطر بسیار بزرگ برای کار موثر برای کاهش تلفات، جداسازی شبکه برق و مشاغل فروش انرژی در چارچوب تجدید ساختار انرژی است. جداسازی برنامه‌ریزی‌شده و در برخی مکان‌ها در حال انجام شرکت‌های فروش مستقل (NSCs) از JSC-energos ممکن است ارتباطات طولانی‌مدت بین شرکت‌های فروش انرژی و شرکت‌های شبکه برق را مختل کند، اگر در عین حال مسئولیت متقابل ضرر و زیان بین شبکه توزیع آینده تضمین نشود. شرکت ها (DSCs) و NSCs. قرار دادن تمامی مسئولیت‌های فنی و تجاری بر عهده DGC بدون تخصیص منابع مادی، مالی و انسانی مناسب برای این امر می‌تواند خسارات DGC را به شدت افزایش دهد و منجر به بیشتر شود. رشد بیشترتلفات در شبکه ها اما این موضوع برای مقاله دیگری است.

ادبیات

1. Bokhmat I.S.، Vorotnitsky V.E.، Tatarinov E.P. کاهش تلفات تجاری برق در سیستم های قدرت الکتریکی // ایستگاه های برق. -1998. – ن 9. – ص53-59.
2. قطعنامه کمیسیون فدرال انرژی فدراسیون روسیه مورخ 17 مارس 2000 N 14/10 "در مورد تصویب استانداردهای مصرف تکنولوژیکی انرژی الکتریکی (قدرت) برای انتقال آن، به منظور محاسبه و تنظیم تعرفه های انرژی الکتریکی ( میزان پرداخت خدمات برای انتقال آن)” // اقتصاد و امور مالی برق. – 2000. – ن 8. – ص132-143.
3. دستورالعمل محاسبه تعرفه ها و قیمت های تنظیم شده برای انرژی الکتریکی (گرمایی) در بازار خرده فروشی (مصرف کننده). تصویب شد قطعنامه کمیسیون اقتصادی فدرال فدراسیون روسیه مورخ 31 ژوئیه 2002 N 49-E/8.
4. قطعنامه کمیسیون فدرال انرژی فدراسیون روسیه مورخ 14 مه 2003 N 37-E/1 "در مورد ارائه اصلاحات و اضافات به دستورالعمل ها برای محاسبه تعرفه ها و قیمت های تنظیم شده برای انرژی الکتریکی (حرارتی) در بازار خرده فروشی (مصرف کننده)، مصوبه کمیسیون انرژی فدرال فدراسیون روسیه مورخ 31 ژوئیه 2002 N 49-E/8".
5. Zhelezko Yu. روش جدید محاسبات // اخبار مهندسی برق. – 2003. – N 5 (23). – ص 23-27.
6. Vorotnitsky V.E. اندازه گیری، استانداردسازی و کاهش تلفات برق در شبکه های برق. مشکلات و راه حل ها // مجموعه مطالب اطلاعاتی سمینار علمی و فنی بین المللی "طرح بندی، تجزیه و تحلیل و کاهش تلفات برق در شبکه های الکتریکی - 2002". - M.: انتشارات NC ENAS، 2002.
7. Broerskaya N.A., Steinbukh G.L. در مورد تنظیم تلفات برق در شبکه های الکتریکی // ایستگاه های برق. – 2003 – N 4.
8. و 34-70-030-87. دستورالعمل برای محاسبه و تجزیه و تحلیل مصرف تکنولوژیکی انرژی الکتریکی برای انتقال از طریق شبکه های الکتریکی سیستم های قدرت و انجمن های انرژی. - M.: SPO "Soyuztekhenergo"، 1987.
9. دستورالعمل سهمیه بندی مصرف برق برای نیازهای کمکی پست های 35-500 کیلوولت. - M.: SPO Soyuztekhenergo، 1981.
10. RD 34.09.101-94. دستورالعمل های استاندارددر مورد حسابداری برق در طول تولید، انتقال و توزیع آن. - M: SPO ORGRES، 1995.
11. Vorotnitsky V., Apryatkin V. تلفات تجاری برق در شبکه های الکتریکی. ساختار و اقدامات برای کاهش // اخبار مهندسی برق. – 2002. – N 4 (16).

روش برای محاسبه تلفات تکنولوژیکی برق
در خط برق VL-04kV مشارکت باغبانی

تا زمان معینی نیاز به محاسبه است تلفات فناوری در خطوط برق، متعلق به SNT به عنوان یک شخص حقوقی، یا باغبانانی که دارند زمین های باغدر محدوده هر SNT، مورد نیاز نبود. هیئت مدیره حتی به آن فکر هم نمی کرد. با این حال، باغبانان دقیق، یا بهتر است بگوییم شک، ما را مجبور کردند که یک بار دیگر تمام تلاش خود را برای محاسبه تلفات برق در خطوط برق. البته ساده ترین راه این است که احمقانه با یک شرکت ذیصلاح تماس بگیرید، یعنی یک شرکت تامین برق یا یک شرکت کوچک، که می تواند تلفات تکنولوژیکی شبکه خود را برای باغداران محاسبه کند. اسکن اینترنت امکان یافتن چندین روش برای محاسبه تلفات انرژی در یک خط برق داخلی در رابطه با هر SNT را فراهم کرد. تجزیه و تحلیل و تجزیه و تحلیل آنها از مقادیر لازم برای محاسبه نتیجه نهایی این امکان را فراهم می کند تا آن دسته از آنها را که شامل اندازه گیری پارامترهای خاص در شبکه با استفاده از تجهیزات ویژه هستند کنار بگذارند.

روشی که برای استفاده در مشارکت باغبانی به شما ارائه می شود بر اساس دانش اصول انتقال است برقاز طریق سیم های پایه دوره مدرسهفیزیک هنگام ایجاد آن، از استانداردهای دستور وزارت صنعت و انرژی فدراسیون روسیه شماره 21 مورخ 02/03/2005 "روش محاسبه تلفات برق استاندارد در شبکه های الکتریکی" و همچنین کتاب یو استفاده شد. .S Zhelezko, A.V. Artemyev, O.V. ساوچنکو "محاسبه، تجزیه و تحلیل و تنظیم تلفات برق در شبکه های الکتریکی"، مسکو، JSC "انتشارات خانه NTsENAS"، 2008.

مبنای محاسبه تلفات تکنولوژیکی در شبکه مورد بحث در اینجا از روش محاسبه تلفات تاون هال A گرفته شده است. تفاوت بین آنها این است که در اینجا در سایت ما با هم یک تکنیک ساده شده را تجزیه و تحلیل خواهیم کرد که با استفاده از TSN ساده و بسیار واقعی "Prostor" به شما کمک می کند تا اصل استفاده از فرمول ها و روش جایگزینی مقادیر را درک کنید. آنها را در مرحله بعد، شما قادر خواهید بود به طور مستقل تلفات شبکه برق موجود خود را در TSN با هر پیکربندی و پیچیدگی محاسبه کنید. آن ها صفحه با TSN سازگار شده است.

شرایط اولیه برای محاسبات

در خطوط برقاستفاده می شود سیم SIP-50، SIP-25، SIP-16 و کمی A-35 (آلومینیوم، سطح مقطع 35 میلی متر مربع، بدون عایق باز)؛

برای ساده‌تر کردن محاسبه، مقدار متوسط ​​سیم A-35 را در نظر می‌گیریم.

در انجمن باغبانی ما، سیم ها از بخش های مختلف هستند، که اغلب اتفاق می افتد. هر کسی که بخواهد، با درک اصول محاسبات، می تواند تلفات را برای تمام خطوط با مقاطع مختلف محاسبه کند، زیرا خود این تکنیک شامل تولید می شود محاسبه تلفات برقبرای یک سیم، نه 3 فاز به طور همزمان، بلکه فقط یک (یک فاز).

تلفات در ترانسفورماتور (ترانسفورماتور) در نظر گرفته نمی شود، زیرا متر مصرف کل برقنصب شده پس از ترانسفورماتور؛

= تلفات ترانسفورماتور و اتصالات به خط فشار قویسازمان تامین انرژی "Saratovenergo" برای ما محاسبه کرد، یعنی شبکه توزیع منطقه ساراتوف، در روستای "Teplichny". آنها میانگین (4.97%) 203 کیلووات ساعت در ماه.

محاسبه برای تعیین حداکثر مقدار تلفات برق انجام می شود.

محاسبات انجام شده برای حداکثر مصرف به پوشش آن کمک می کند زیان های تکنولوژیکی، که در روش شناسی مورد توجه قرار نمی گیرند، اما، با این وجود، همیشه وجود دارند. محاسبه این تلفات بسیار دشوار است. اما، از آنجایی که در نهایت، آنها چندان مهم نیستند، می توان آنها را نادیده گرفت.

کل توان متصل شده در SNT برای تامین کافی است حداکثر قدرتمصرف؛

ما از آنجا اقتدا می‌کنیم که به شرط روشن کردن ظرفیت‌های اختصاص داده شده توسط باغداران به هر یک، کاهش ولتاژ در شبکه و سازمان تامین برق اختصاص‌یافته صورت نگیرد. توان الکتریکیبه اندازه ای که فیوزها نسوزند یا کلیدهای مدار قطع نشوند. توان الکتریکی تخصیصی باید در قرارداد تامین برق مشخص شود.

مقدار مصرف سالانه با مصرف واقعی سالانه مطابقت دارد برق در SNT- 49000 کیلووات در ساعت;

واقعیت این است که اگر مجموع باغداران و تاسیسات الکتریکی SNT از مقدار برق اختصاص داده شده به همه بیشتر باشد، بر این اساس محاسبه تلفات تکنولوژیکیباید برای مقدار متفاوتی از کیلووات در ساعت مصرفی مشخص شود. هر چه SNT برق بیشتری مصرف کند، تلفات آن بیشتر خواهد بود. تعدیل محاسبات در این مورد برای روشن شدن میزان پرداخت برای ضررهای تکنولوژیکی در شبکه داخلی و تصویب بعدی آن در مجمع عمومی ضروری است.

33 سایت (خانه) از طریق 3 فیدر با پارامترهای یکسان (طول، درجه سیم (A-35)، بار الکتریکی) به شبکه برق متصل می شوند.

آن ها 3 سیم (3 فاز) و یک سیم خنثی به برد توزیع SNT وصل می شود که کنتور سه فاز مشترک در آن قرار دارد. بر این اساس، 11 خانه باغبان به طور مساوی به هر فاز و در مجموع 33 خانه متصل شده است.

طول خط برق در SNT 800 متر است.

1. محاسبه تلفات برق بر اساس طول کل خط.

برای محاسبه ضرر از فرمول زیر استفاده می شود:

ΔW = 9.3. W². (1 + tan²φ)·K f ²·K L .L

ΔW- تلفات برق بر حسب کیلووات در ساعت؛

دبلیو- برق عرضه شده به خط برقبرای D (روز)، کیلووات در ساعت (در مثال ما 49000 کیلووات بر ساعتیا 49x10 6 W/h);

K f- ضریب شکل منحنی بار؛

به ال- ضریب با در نظر گرفتن توزیع بار در طول خط ( 0,37 - برای یک خط با بار توزیع شده، یعنی. 11 خانه باغبان برای هر فاز سه به هم متصل می شوند).

L- طول خط بر حسب کیلومتر (در مثال ما 0,8 کیلومتر)؛

tgφ- ضریب توان راکتیو ( 0,6 );

اف- سطح مقطع سیم در میلی متر مربع؛

D- دوره در روز (در فرمول ما از دوره استفاده می کنیم 365 روز)؛

K f²- ضریب پر شدن نمودار، با فرمول محاسبه می شود:

K f² = (1 + 2K z)
3K z

کجا K z- فاکتور پر کردن نمودار در صورت عدم وجود داده در مورد شکل نمودار بار، مقدار معمولاً گرفته می شود - 0,3 ; سپس: Kf² = 1.78.

محاسبه تلفات با استفاده از فرمول برای یک خط تغذیه انجام می شود. 3 تای آنها هر کدام 0.8 کیلومتر هستند.

ما فرض می کنیم که کل بار به طور مساوی در امتداد خطوط داخل فیدر توزیع شده است. آن ها مصرف سالانه در یک خط تغذیه برابر با 1/3 کل مصرف است.

سپس: جمع W= 3 * ΔW در خط.

برق عرضه شده به باغداران در سال 49000 کیلووات در ساعت است، سپس برای هر خط تغذیه: 49000 / 3 = 16300 کیلووات در ساعتیا 16.3 10 6 W/h- به این شکل است که مقدار در فرمول وجود دارد.

خط ΔW = 9.3. 16.3²·10 6. (1+0.6²) 1.78 0.37. 0,8 =
365 35

خط ΔW = 140.8 کیلووات در ساعت

سپس به مدت یک سال در سه خط تغذیه کننده: مجموع ΔW.= 3 x 140.8 = 422.4 کیلووات در ساعت.

1. حسابداری زیان های ورود به خانه

مشروط بر اینکه کلیه دستگاه های اندازه گیری مصرف انرژی بر روی تکیه گاه های خطوط انتقال برق قرار گرفته باشد، طول سیم از محل اتصال خط متعلق به باغدار به وی می رسد. دستگاه فردیحسابداری تنها به میزان خواهد بود 6 متر(طول کل ساپورت 9 متر).

مقاومت یک سیم SIP-16 (سیم عایق خود نگهدارنده، مقطع 16 میلی متر مربع) در هر 6 متر طول فقط R = 0.02 اهم.

ورودی P = 4 کیلو وات(بیایید آن را به عنوان مقدار مجاز محاسبه شده در نظر بگیریم توان الکتریکیبرای یک خانه).

ما قدرت فعلی را برای توان 4 کیلو وات محاسبه می کنیم: من ورودی= ورودی P / 220 = 4000 وات / 220 ولت = 18 (A).

سپس: dP ورودی= I² x ورودی R= 18² x 0.02 = 6.48W- تلفات در هر 1 ساعت تحت بار.

سپس مجموع ضررهای سال در ردیف یک باغبان متصل: ورودی dW= ورودی dPx D (ساعت در سال) x حداکثر استفاده. بارها= 6.48 x 8760 x 0.3 = 17029 وات ساعت (17.029 کیلووات ساعت).

سپس مجموع تلفات در خطوط 33 باغبان متصل برای سال به شرح زیر خواهد بود:
ورودی dW= 33 x 17.029 کیلووات در ساعت = 561.96 کیلووات در ساعت

1. حسابداری کل تلفات خطوط برق در سال:

مجموع ΔW. نتیجه= 561.96 + 422.4 = 984.36 کیلووات بر ساعت

مجموع ΔW. %= مجموع ΔW/ W مجموعx 100% = 984.36/49000 x 100% = 2%

مجموع:در یک خط برق داخلی داخلی SNT به طول 0.8 کیلومتر (3 فاز و صفر)، یک سیم با سطح مقطع 35 میلی متر مربع، که توسط 33 خانه به هم متصل شده است، با مصرف کل 49000 کیلووات بر ساعت برق در سال، ضرر 2 درصد خواهد بود

مقدمه

بررسی ادبیات

1.3 تلفات بدون بار

نتیجه گیری

مراجع

مقدمه

انرژی الکتریکی تنها نوع محصولی است که از منابع دیگری برای انتقال آن از محل تولید به محل مصرف استفاده نمی کند. برای این کار، بخشی از برق منتقل شده مصرف می شود، بنابراین تلفات آن اجتناب ناپذیر است، تعیین سطح توجیه اقتصادی آنها. کاهش تلفات برق در شبکه های برق تا این حد یکی از زمینه های مهم صرفه جویی در مصرف انرژی است.

در کل دوره از سال 1991 تا 2003، کل تلفات در سیستم های قدرت روسیه هم به صورت قدر مطلق و هم به عنوان درصدی از برق عرضه شده به شبکه افزایش یافت.

رشد تلفات انرژی در شبکه های الکتریکی با اعمال قوانین کاملاً عینی در توسعه کل صنعت انرژی به عنوان یک کل تعیین می شود. اصلی ترین آنها عبارتند از: تمایل به تمرکز تولید برق در نیروگاه های بزرگ. رشد مستمر بارهای شبکه الکتریکی مرتبط با رشد طبیعی بار مصرف کننده و تاخیر در نرخ رشد ظرفیت شبکه از نرخ رشد مصرف برق و ظرفیت تولید.

در ارتباط با توسعه روابط بازار در کشور، اهمیت مشکل تلفات برق به میزان قابل توجهی افزایش یافته است. توسعه روش هایی برای محاسبه، تجزیه و تحلیل تلفات برق و انتخاب اقدامات مقرون به صرفه برای کاهش آنها در VNIIE برای بیش از 30 سال انجام شده است. برای محاسبه تمامی مولفه های تلفات برق در شبکه های کلیه طبقات ولتاژی JSC-Energo و در تجهیزات شبکه ها و پست ها و مشخصات تنظیمی آنها، بسته نرم افزاری تهیه شده است که دارای گواهی انطباق تایید شده توسط اداره مرکزی دیسپاچ کشور می باشد. UES روسیه، Glavgosenergonadzor روسیه و بخش شبکه های الکتریکی RAO UES روسیه.

با توجه به پیچیدگی محاسبه تلفات و وجود خطاهای قابل توجه، اخیراً توجه ویژه ای به توسعه روش هایی برای عادی سازی تلفات برق شده است.

روش برای تعیین استانداردهای زیان هنوز ایجاد نشده است. حتی اصول جیره بندی نیز تعریف نشده است. نظرات در مورد رویکرد استانداردسازی در طیف گسترده ای قرار دارد - از تمایل به داشتن یک استاندارد ثابت ثابت به شکل درصدی از تلفات تا کنترل تلفات "عادی" از طریق محاسبات مداوم بر روی نمودارهای شبکه با استفاده از نرم افزار مناسب.

تعرفه های برق بر اساس نرخ تلفات انرژی به دست آمده تعیین می شود. تنظیم تعرفه به نهادهای نظارتی دولتی FEC و REC (کمیسیون های انرژی فدرال و منطقه ای) واگذار شده است. سازمان های تامین انرژی باید میزان تلفات برق را که برای درج در تعرفه مناسب می دانند، توجیه کنند و کمیسیون های انرژی باید این توجیهات را تحلیل و قبول یا تعدیل کنند.

این مقاله به بررسی مشکل محاسبه، تجزیه و تحلیل و سهمیه بندی تلفات برق از دیدگاه مدرن می پردازد. مفاد نظری محاسبات ارائه شده است، توضیحاتی در مورد نرم افزاری که این مفاد را پیاده سازی می کند، ارائه شده است و تجربه محاسبات عملی بیان شده است.

بررسی ادبیات

مشکل محاسبه تلفات برق مدت زیادی است که مهندسان قدرت را نگران کرده است. در این راستا، در حال حاضر کتاب های بسیار کمی در این زمینه منتشر شده است، زیرا تغییرات کمی در آن ایجاد شده است ساختار بنیادیشبکه ها اما در همان زمان، تعداد نسبتاً زیادی مقاله منتشر می شود، که در آن داده های قدیمی روشن می شوند و راه حل های جدیدی برای مشکلات مربوط به محاسبه، تنظیم و کاهش تلفات برق پیشنهاد می شود.

یکی از آخرین کتاب هایی که در این زمینه منتشر شده است، کتاب Yu.S. "محاسبه، تحلیل و تنظیم تلفات برق در شبکه های برق". این به طور کامل ساختار تلفات برق، روش های تجزیه و تحلیل تلفات و انتخاب اقدامات برای کاهش آنها را ارائه می دهد. روش‌های عادی سازی ضرر و زیان اثبات شده است. نرم افزاری که روش های محاسبه ضرر را پیاده سازی می کند به تفصیل شرح داده شده است.

پیش از این، همین نویسنده کتاب «انتخاب اقداماتی برای کاهش تلفات برق در شبکه‌های الکتریکی: راهنمای محاسبات عملی» را منتشر کرده بود. در اینجا بیشترین توجه به روش های محاسبه تلفات برق در شبکه های مختلف معطوف شد و استفاده از این یا آن روش بسته به نوع شبکه و همچنین اقداماتی برای کاهش تلفات برق توجیه شد.

در کتاب Budzko I.A. و لوین ام.اس. نویسندگان با تمرکز بر شبکه های توزیعی که شرکت های کشاورزی و مناطق پرجمعیت را تامین می کنند، "تامین برق به شرکت های کشاورزی و مناطق پرجمعیت" را با جزئیات مشکلات تامین برق را به طور کلی بررسی کردند. این کتاب همچنین توصیه هایی برای سازماندهی کنترل مصرف برق و بهبود سیستم های حسابداری ارائه می دهد.

نویسندگان Vorotnitsky V.E., Zhelezko Yu.S. و کازانتسف V.N. در کتاب تلفات برق در شبکه های برق سیستم های قدرت به طور مفصل به بررسی مسائل کلی مربوط به کاهش تلفات برق در شبکه ها پرداختند: روش های محاسبه و پیش بینی تلفات در شبکه ها، تجزیه و تحلیل ساختار تلفات و محاسبه کارایی فنی و اقتصادی آنها، برنامه ریزی. تلفات و اقداماتی برای کاهش آنها.

در مقاله Vorotnitsky V.E., Zaslonov S.V. و کالینکینی M.A. "برنامه محاسبه تلفات فنی توان و برق در شبکه های توزیع 6 - 10 کیلو ولت" برنامه محاسبه تلفات فنی برق RTP 3.1 را به تفصیل شرح می دهد. مزیت اصلی آن سهولت در استفاده و تحلیل آسان خروجی نتایج نهایی است. که به طور قابل توجهی هزینه های نیروی کار پرسنل را برای محاسبه کاهش می دهد.

مقاله توسط Zhelezko Yu.S. "اصول تنظیم تلفات برق در شبکه های برق و نرم افزار محاسباتی" به مسئله فعلی تنظیم تلفات برق اختصاص دارد. نویسنده بر کاهش هدفمند تلفات به سطح اقتصادی امکان پذیر تمرکز می کند، که با روش جیره بندی موجود تضمین نمی شود. این مقاله همچنین پیشنهادی برای استفاده از ویژگی های تلفات استاندارد ارائه می دهد که بر اساس محاسبات مداری دقیق شبکه های تمام کلاس های ولتاژ توسعه یافته است. در این صورت می توان با استفاده از نرم افزار محاسبه را انجام داد.

هدف مقاله دیگری از همین نویسنده با عنوان "برآورد تلفات برق ناشی از خطاهای اندازه گیری ابزاری" روشن کردن روش تعیین خطاهای خاص نیست. ابزار اندازه گیریبر اساس بررسی پارامترهای آنها. نویسنده مقاله خطاهای حاصل را در سیستم حسابداری دریافت و تامین برق از شبکه یک سازمان تامین انرژی که شامل صدها و هزاران دستگاه است، ارزیابی کرد. توجه ویژهبه خطای سیستماتیک توجه کرد، که در حال حاضر مشخص می شود که جزء مهمی از ساختار ضرر است.

در مقاله Galanov V.P.، Galanov V.V. «تأثیر کیفیت توان بر میزان تلفات توان در شبکه‌ها» به مشکل کنونی کیفیت توان می‌پردازد که تأثیر بسزایی بر تلفات برق در شبکه‌ها دارد.

مقاله توسط Vorotnitsky V.E., Zagorsky Ya.T. و آپریاتکینا V.N. "محاسبه، استانداردسازی و کاهش تلفات برق در شبکه های برق شهری" به شفاف سازی روش های موجود برای محاسبه تلفات برق، عادی سازی تلفات در شرایط مدرن و همچنین روش های جدید برای کاهش تلفات اختصاص دارد.

در مقاله Ovchinnikov A. "تلفات برق در شبکه های توزیع 0.38 - 6 (10) کیلو ولت، تاکید بر به دست آوردن اطلاعات قابل اعتماد در مورد پارامترهای عملیاتی عناصر شبکه و مهمتر از همه در مورد بارگذاری ترانسفورماتورهای قدرت است. این اطلاعات، به گفته نویسنده، به کاهش قابل توجه تلفات برق در شبکه های 0.38 - 6 - 10 کیلو ولت کمک می کند.

1. ساختار تلفات برق در شبکه های الکتریکی. تلفات فنی برق

1.1 ساختار تلفات برق در شبکه های الکتریکی

هنگام انتقال انرژی الکتریکی، تلفات در هر یک از عناصر شبکه الکتریکی رخ می دهد. برای مطالعه اجزای تلفات در عناصر مختلف شبکه و ارزیابی نیاز به یک اقدام خاص با هدف کاهش تلفات، تجزیه و تحلیل ساختار تلفات برق انجام شده است.

تلفات واقعی (گزارش شده) برق Δ دبلیو Otch به عنوان تفاوت بین برق عرضه شده به شبکه و برق عرضه شده از شبکه به مصرف کنندگان تعریف می شود. این تلفات شامل اجزایی با ماهیت های مختلف است: تلفات عناصر شبکه که ماهیت صرفاً فیزیکی دارند، مصرف برق برای عملکرد تجهیزات نصب شده در پست ها و اطمینان از انتقال برق، خطا در ثبت برق توسط دستگاه های اندازه گیری و در نهایت سرقت برق. ، عدم پرداخت یا قرائت ناقص کنتور پرداخت و غیره.

تقسیم تلفات به اجزا می تواند بر اساس معیارهای مختلفی انجام شود: ماهیت تلفات (ثابت، متغیر)، کلاس های ولتاژ، گروه های عناصر، بخش های تولید و غیره. با در نظر گرفتن ماهیت فیزیکی و ویژگی روش ها برای تعیین مقادیر کمی تلفات واقعی، می توان آنها را به چهار جزء تقسیم کرد:

1) تلفات فنی برق Δ دبلیوتی , ناشی از فرآیندهای فیزیکی در سیم ها و تجهیزات الکتریکی است که در هنگام انتقال برق از طریق شبکه های الکتریکی رخ می دهد.

2) مصرف برق برای نیازهای خود پست ها Δ دبلیو CH , لازم برای اطمینان از عملکرد تجهیزات فن آوری پست ها و عمر پرسنل خدمات، تعیین شده توسط قرائت کنتورهای نصب شده بر روی ترانسفورماتورهای کمکی پست ها.

3) تلفات توان ناشی از خطاهای ابزاری اندازه گیری های آنها(تلفات ابزاری) Δ دبلیوعزم;

4) ضررهای تجاری Δ دبلیوک، ناشی از سرقت برق، عدم تطابق بین قرائت کنتور و پرداخت های برق توسط مصرف کنندگان خانگی و دلایل دیگر در زمینه سازماندهی کنترل مصرف انرژی. ارزش آنها به عنوان تفاوت بین زیان واقعی (گزارش شده) و مجموع سه جزء اول تعیین می شود:

Δ دبلیو K =Δ دبلیو Otch - Δ دبلیو T - Δ دبلیو CH - Δ دبلیوتغییر دهید (1.1)

سه جزء اول ساختار تلفات با نیازهای تکنولوژیکی فرآیند انتقال برق از طریق شبکه ها و حسابداری ابزاری دریافت و عرضه آن تعیین می شود. مجموع این مولفه ها به خوبی با اصطلاح توصیف می شود زیان های تکنولوژیکی. مؤلفه چهارم - ضررهای تجاری - نشان دهنده تأثیر «عامل انسانی» است و همه مظاهر آن را شامل می شود: سرقت عمدی برق توسط برخی از مشترکان با تغییر قرائت کنتور، عدم پرداخت یا پرداخت ناقص قرائت کنتور و غیره.

معیارهای طبقه بندی بخشی از برق به عنوان تلفات می تواند باشد فیزیکیو اقتصادیشخصیت

مجموع تلفات فنی، برق مصرفی برای نیازهای خود پست ها و تلفات تجاری را می توان نام برد فیزیکیتلفات برق این اجزا واقعاً با فیزیک توزیع انرژی در سراسر شبکه مرتبط هستند. در این مورد، دو مؤلفه اول تلفات فیزیکی به فناوری انتقال برق از طریق شبکه ها و سومی - به فناوری کنترل مقدار برق منتقل شده مربوط می شود.

اقتصاد تعیین می کند ضرر و زیانبه عنوان بخشی از برقی که عرضه مفید ثبت شده آن برای مصرف کنندگان کمتر از برق تولید شده در نیروگاه های آن و خریداری شده از سایر تولیدکنندگان آن است. در عین حال، عرضه مفید برق ثبت شده نه تنها بخشی از آن است که وجوه واقعی آن به حساب جاری سازمان تامین انرژی وارد شده است، بلکه بخشی است که برای آن فاکتور صادر شده است، یعنی. مصرف انرژی ثبت می شود. در مقابل، قرائت واقعی کنتورهای ثبت مصرف انرژی توسط مشترکین مسکونی ناشناخته است. عرضه مفید برق برای مشترکین خانگی مستقیماً با پرداخت دریافتی ماه تعیین می شود، بنابراین تمام انرژی پرداخت نشده تلفات محسوب می شود.

از نقطه نظر اقتصادی، مصرف برق برای نیازهای خود پست ها با مصرف در عناصر شبکه برای انتقال بقیه برق به مصرف کنندگان تفاوتی ندارد.

دست کم گرفتن حجم برق تامین شده مفید همان ضرر اقتصادی دو جزء توضیح داده شده در بالا است. در مورد دزدی برق هم می توان گفت. بنابراین، هر چهار مؤلفه زیان که در بالا توضیح داده شد، از نقطه نظر اقتصادی یکسان هستند.

تلفات فنی برق را می توان با اجزای ساختاری زیر نشان داد:

تلفات بار در تجهیزات پست این موارد شامل تلفات در خطوط و ترانسفورماتورهای قدرت، و همچنین تلفات در ترانسفورماتورهای اندازه گیری جریان، سرکوبگرهای فرکانس بالا (HF) ارتباطات HF و راکتورهای محدود کننده جریان است. همه این عناصر در "برش" خط گنجانده شده اند، یعنی. به صورت سری، بنابراین تلفات آنها به توانی که از طریق آنها جریان می یابد بستگی دارد.

تلفات بدون بار، از جمله تلفات برق در ترانسفورماتورهای قدرت، دستگاه های جبران کننده (CD)، ترانسفورماتورهای ولتاژ، کنتورها و دستگاه های اتصال ارتباطی HF و همچنین تلفات در عایق بندی خطوط کابل.

تلفات اقلیمی شامل دو نوع تلفات: تلفات کرونا و تلفات ناشی از جریان های نشتی در مقره های خطوط هوایی و پست ها. هر دو نوع به شرایط آب و هوایی بستگی دارد.

تلفات فنی در شبکه های الکتریکی سازمان های تامین انرژی (سیستم های قدرت) باید در سه محدوده ولتاژ محاسبه شود:

در شبکه های تغذیه فشار قوی 35 کیلو ولت و بالاتر؛

در شبکه های توزیع ولتاژ متوسط ​​6 - 10 کیلو ولت؛

در شبکه های توزیع فشار ضعیف 0.38 کیلو ولت.

شبکه های توزیع 0.38 - 6 - 10 کیلوولت که توسط RES و PES اداره می شوند، با سهم قابل توجهی از تلفات برق در کل تلفات در طول کل زنجیره انتقال برق از منابع به گیرنده های برق مشخص می شوند. این به دلیل ویژگی های ساخت، بهره برداری و سازماندهی عملیات این نوع شبکه است: تعداد زیاد عناصر، انشعاب مدارها، تامین ناکافی دستگاه های اندازه گیری، بار نسبتا کم عناصر و غیره.

در حال حاضر برای هر RES و PES سیستم های قدرت، تلفات فنی در شبکه های 0.38 - 6 - 10 کیلوولت ماهانه محاسبه و برای سال جمع بندی می شود. مقادیر تلفات به دست آمده برای محاسبه استاندارد برنامه ریزی شده برای تلفات برق برای سال آینده استفاده می شود.

1.2 تلفات توان بار

تلفات انرژی در سیم‌ها، کابل‌ها و سیم‌پیچ‌های ترانسفورماتور متناسب با مجذور جریان باری است که از آنها عبور می‌کند و به همین دلیل تلفات بار نامیده می‌شود. جریان بار معمولاً در طول زمان تغییر می کند و تلفات بار اغلب تلفات متغیر نامیده می شود.

تلفات توان بار عبارتند از:

تلفات در خطوط و ترانسفورماتورهای قدرت که هستند نمای کلیرا می توان با فرمول هزار کیلووات ساعت تعیین کرد:

کجا من ( ت)- جریان عنصر در زمان تی ;

Δ تی- فاصله زمانی بین اندازه گیری های متوالی، اگر دومی در فواصل زمانی مساوی و به اندازه کافی کوچک انجام شود. تلفات در ترانسفورماتورهای جریان تلفات توان فعال در CT و مدار ثانویه آن با مجموع سه جزء تعیین می شود: تلفات در اولیه ΔР 1و ثانویه ΔР 2سیم پیچ ها و تلفات در بار مدار ثانویه ΔР n2. مقدار نرمال شده بار مدار ثانویه اکثر CT ها با ولتاژ 10 کیلو ولت و جریان نامی کمتر از 2000 A که بخش عمده ای از تمام CT های کارکرده در شبکه ها را تشکیل می دهند، 10 VA با کلاس دقت CT است. به TT= 0.5 و 1 VA در به TT = 1.0. برای CT با ولتاژ 10 کیلو ولت و جریان نامی 2000 A یا بیشتر و برای CT با ولتاژ 35 کیلو ولت، این مقادیر دو برابر بزرگتر است و برای CT با ولتاژ 110 کیلو ولت و بالاتر - سه برابر بزرگتر برای تلفات برق در یک CT یک اتصال، هزار کیلووات ساعت برای دوره صورتحساب مدت T، روز:

کجا β TTeq - ضریب بار فعلی معادل CT.

الفو ب-ضرایب وابستگی تلفات توان ویژه در CT و در

مدار ثانویه آن CT، داشتن فرم:

تلفات در موانع ارتباطی با فرکانس بالا. مجموع تلفات در خط هوایی و دستگاه اتصال در یک فاز از خط هوایی را می توان با فرمول هزار کیلووات ساعت تعیین کرد:

که β inc نسبت میانگین مجذور جریان کاری ورودی برای محاسبه شده است

دوره تا جریان نامی آن؛

Δ آر pr - تلفات در دستگاه های اتصال.

1.3 تلفات بدون بار

برای شبکه های الکتریکی 0.38 - 6 - 10 کیلو ولت، اجزای تلفات بدون بار (تلفات ثابت مشروط) عبارتند از:

تلفات برق بدون بار در ترانسفورماتور قدرت که در طول زمان مشخص می شود تیطبق فرمول هزار کیلووات ساعت:

, (1.6)

جایی که Δ آر x - از دست دادن توان بدون بار ترانسفورماتور در ولتاژ نامی U N;

U ( ت)- ولتاژ در نقطه اتصال (در ورودی HV) ترانسفورماتور در لحظه زمان تی .

تلفات در دستگاه های جبران کننده (CD)، بسته به نوع دستگاه. در شبکه های توزیع 0.38-6-10 کیلوولت عمدتاً از بانک خازن های ساکن (SCB) استفاده می شود. تلفات در آنها بر اساس تلفات توان خاص شناخته شده Δρ B SК، kW/kvar تعیین می شود:

کجا دبلیو Q B SK - انرژی راکتیو تولید شده توسط یک باتری خازن در طول دوره صورتحساب. به طور معمول Δρ B SC = 0.003 کیلووات بر مربع.

تلفات در ترانسفورماتورهای ولتاژ تلفات توان فعال در یک VT شامل تلفات در خود VT و در بار ثانویه است:

ΔР TN = ΔР 1TN + ΔР 2TN. (1.8)

ضرر در خود TN ΔР 1TN عمدتاً از تلفات در مدار مغناطیسی فولادی ترانسفورماتور تشکیل شده است. آنها با افزایش ولتاژ نامی افزایش می یابند و برای یک فاز در ولتاژ نامی از نظر عددی تقریباً برابر با ولتاژ نامی شبکه هستند. در شبکه های توزیع با ولتاژ 0.38-6-10 کیلوولت حدود 6-10 وات است.

تلفات بار ثانویه ΔР 2VT به کلاس دقت VT بستگی دارد به TN.علاوه بر این، برای ترانسفورماتورهای با ولتاژ 6-10 کیلوولت این وابستگی خطی است. در بار نامی برای یک VT از یک کلاس ولتاژ معین ΔР 2TH ≈ 40 W. با این حال، در عمل، مدارهای ثانویه VT اغلب بیش از حد بارگذاری می شوند، بنابراین مقادیر نشان داده شده باید در ضریب بار مدار ثانویه VT β 2VT ضرب شوند. با در نظر گرفتن موارد فوق، کل تلفات برق در HP و بار مدار ثانویه آن با فرمول هزار کیلووات ساعت تعیین می شود:

تلفات در عایق خطوط کابل که با فرمول kWh تعیین می شود:

کجا ب ج- هدایت خازنی کابل، سیم/کیلومتر؛

U- ولتاژ، کیلو ولت؛

کابل L -طول کابل، کیلومتر؛

tanφ - مماس از دست دادن دی الکتریک که با فرمول تعیین می شود:

کجا T sl- تعداد سال کارکرد کابل؛

و τ- ضریب پیری با در نظر گرفتن پیری عایق

عملیات افزایش حاصل در مماس زاویه

تلفات دی الکتریک توسط براکت دوم فرمول منعکس می شود.

1.4 تلفات برق مرتبط با آب و هوا

تنظیمات آب و هوا برای اکثر انواع تلفات وجود دارد. سطح مصرف برق، که جریان های توان در شاخه ها و ولتاژ را در گره های شبکه تعیین می کند، به طور قابل توجهی به شرایط آب و هوایی بستگی دارد. دینامیک فصلی به وضوح در تلفات بار، مصرف برق برای نیازهای خود پست‌ها و کم‌حساب‌سازی برق آشکار می‌شود. اما در این موارد، وابستگی به شرایط آب و هوایی عمدتاً از طریق یک عامل - دمای هوا بیان می شود.

در عین حال ، مؤلفه هایی از تلفات وجود دارد که ارزش آنها نه به اندازه دما بلکه با نوع آب و هوا تعیین می شود. اول از همه، اینها شامل تلفات کرونایی است که روی سیم‌های خطوط برق فشار قوی به دلیل قدرت میدان الکتریکی بالای سطح آنها رخ می‌دهد. هنگام محاسبه تلفات کرونا، مرسوم است که انواع معمولی آب و هوا را مشخص کنید: هوای خوب، برف خشک، باران و یخبندان (به ترتیب افزایش تلفات).

هنگامی که یک عایق آلوده مرطوب می شود، یک محیط رسانا (الکترولیت) روی سطح آن ظاهر می شود که به افزایش قابل توجهی در جریان نشتی کمک می کند. این تلفات عمدتاً در هوای مرطوب (مه، شبنم، نم نم نم نم باران) رخ می دهد. طبق آمار، تلفات برق سالانه در شبکه‌های JSC-Energo به دلیل جریان‌های نشتی از طریق عایق‌های خطوط هوایی با تمام ولتاژها قابل مقایسه با تلفات کرونا است. علاوه بر این، تقریباً نیمی از ارزش کل آنها بر روی شبکه های 35 کیلو ولت و کمتر است. مهم است که هر دو جریان نشتی و تلفات کرونا ماهیت کاملاً فعال دارند و بنابراین جزء مستقیم تلفات برق هستند.

تلفات آب و هوا عبارتند از:

تلفات کرونا تلفات کرونا به سطح مقطع سیم و ولتاژ کاری بستگی دارد (هرچه سطح مقطع کوچکتر و ولتاژ بیشتر باشد، کشش ویژه روی سطح سیم بیشتر می شود و تلفات بیشتر می شود)، طراحی فاز، خط. طول، و همچنین بر روی آب و هوا. تلفات خاص تحت شرایط مختلف آب و هوایی بر اساس مطالعات تجربی تعیین می شود. تلفات ناشی از جریان های نشتی از طریق عایق های خطوط هوایی. حداقل طول مسیر جریان نشتی از طریق مقره ها بسته به درجه آلودگی جوی (SPA) استاندارد شده است. در عین حال، داده‌های مربوط به مقاومت عایق‌ها که در ادبیات ارائه شده است بسیار ناهمگن هستند و به سطح SZA مرتبط نیستند.

توان آزاد شده توسط یک عایق با فرمول kW تعیین می شود:

کجا U از- ولتاژ در سراسر عایق، کیلو ولت؛

R از -مقاومت آن، kOhm.

تلفات برق ناشی از جریان های نشتی در مقره های خطوط هوایی را می توان با فرمول هزار کیلووات ساعت تعیین کرد:

, (1.12)

کجا T ow- مدت زمان در دوره محاسبه شده آب و هوای مرطوب

(مه، شبنم و نم نم نم نم باران)؛

وزن N- تعداد حلقه های عایق

2. روش های محاسبه تلفات برق

2.1 روش های محاسبه تلفات برق برای شبکه های مختلف

تعیین دقیق تلفات در یک بازه زمانی تیبا پارامترهای شناخته شده امکان پذیر است آرو Δ آر x و توابع زمان من (تی) و U (تی) در کل فاصله زمانی. گزینه ها آرو Δ آر x معمولا شناخته شده اند و در محاسبات ثابت در نظر گرفته می شوند. اما مقاومت هادی به دما بستگی دارد.

اطلاعات در مورد پارامترهای حالت من (تی) و U (تی) معمولاً فقط برای روزهای اندازه گیری کنترل در دسترس است. در اکثر پست های بدون پرسنل تعمیر و نگهداری، آنها 3 بار در طول روز کنترل ثبت می شوند. این اطلاعات ناقص است و قابلیت اطمینان محدودی دارد، زیرا اندازه‌گیری‌ها با استفاده از تجهیزات با کلاس دقت مشخص و نه به طور همزمان در همه پست‌ها انجام می‌شود.

بسته به کامل بودن اطلاعات در مورد بارهای عناصر شبکه، می توان از روش های زیر برای محاسبه تلفات بار استفاده کرد:

روش های محاسبات عنصر به عنصر با استفاده از فرمول:

, (2.1)

کجا ک- تعداد عناصر شبکه؛

مقاومت عنصر ام R i V

نقطه در زمان j ;

Δ تی- فرکانس ضبط سنسورهای نظرسنجی

بارهای فعلی عناصر

روش های حالت مشخصه با استفاده از فرمول:

, (2.2)

جایی که Δ آر من- بار تلفات برق در شبکه در منحالت -ام

مدت تی منساعت؛

n- تعداد حالت ها

روش های مشخصه روز با استفاده از فرمول:

, (2.3)

کجا متر- تعداد روزهای مشخص، تلفات برق برای هر یک از آنها، بر اساس برنامه بارگذاری شناخته شده محاسبه می شود

در گره های شبکه، مقدار Δ دبلیو n c من ,

D معادله من-مدت زمان معادل در یک سال من-مین ویژگی

گرافیک (تعداد روز).

4. روش‌هایی برای تعداد ساعت‌های بیشترین تلفات τ، با استفاده از فرمول:

, (2.4)

جایی که Δ آر حداکثر- تلفات برق تحت حداکثر بار شبکه.

5. روش های بار متوسط ​​با استفاده از فرمول:

, (2.5)

جایی که Δ آر c p - تلفات توان در شبکه در بارهای متوسط ​​گره

(یا شبکه به عنوان یک کل) در طول زمان تی ;

ک f - ضریب شکل نمودار قدرت یا جریان.

6. روش های آماری با استفاده از وابستگی های رگرسیونی تلفات برق به مشخصات کلی مدارها و حالت های شبکه های الکتریکی.

روش‌های 1-5 محاسبات الکتریکی شبکه را در مقادیر معین پارامترها و بارهای مدار فراهم می‌کنند. در غیر این صورت نامیده می شوند طراحی مدار .

هنگام استفاده از روش های آماری، تلفات برق بر اساس وابستگی های آماری پایدار تلفات به پارامترهای شبکه تعمیم یافته، به عنوان مثال، بار کل، طول کل خطوط، تعداد پست ها و غیره محاسبه می شود. خود وابستگی ها با پردازش آماری تعداد معینی از محاسبات مدار بدست می آیند که برای هر یک از آنها مقدار محاسبه شده تلفات و مقادیر عواملی که اتصال تلفات با آنها برقرار است مشخص است.

روش های آماری امکان شناسایی اقدامات خاص برای کاهش تلفات را نمی دهد. آنها برای برآورد تلفات کل در شبکه استفاده می شوند. اما در عین حال، برای بسیاری از اشیاء، به عنوان مثال خطوط 6-10 کیلو ولت اعمال می شود، آنها با احتمال بالا امکان شناسایی مکان هایی را که در آنها مکان هایی با تلفات افزایش یافته وجود دارد، می کنند. این امر باعث می شود تا حجم محاسبات مدار تا حد زیادی کاهش یابد و در نتیجه هزینه های نیروی کار برای اجرای آنها کاهش یابد.

هنگام انجام محاسبات مدار، تعدادی از داده های اولیه و نتایج محاسبات را می توان به شکل احتمالی، به عنوان مثال، در قالب انتظارات و واریانس های ریاضی ارائه کرد. در این موارد از دستگاه نظریه احتمال استفاده می شود که به همین دلیل به این روش ها گفته می شود روش های مهندسی مدار احتمالی .

برای تعیین τ و ک f مورد استفاده در روش های 4 و 5، تعدادی فرمول وجود دارد. قابل قبول ترین برای محاسبات عملی موارد زیر است:

; (2.6)

کجا ک z ضریب پر کردن نمودار است که برابر با تعداد نسبی ساعات استفاده از حداکثر بار است.

بر اساس مشخصات مدارها و حالت های شبکه های الکتریکی و در دسترس بودن اطلاعات محاسبات، پنج گروه از شبکه ها متمایز می شوند که محاسبه تلفات برق در آنها با استفاده از روش های مختلف انجام می شود:

شبکه های برق ترانزیت 220 کیلو ولت و بالاتر (اتصالات بین سیستمی) که از طریق آنها برق بین سیستم های انرژی مبادله می شود.

شبکه های الکتریکی ترانزیت با وجود بارهایی مشخص می شوند که از نظر مقدار متغیر و اغلب دارای علامت هستند (جریان های توان برگشت پذیر). پارامترهای حالت این شبکه ها معمولاً ساعتی اندازه گیری می شوند.

شبکه های الکتریکی بسته 110 کیلو ولت و بالاتر که عملاً در تبادل نیرو بین سیستم های قدرت شرکت نمی کنند.

شبکه های برق باز (شعاعی) 35-150 کیلو ولت.

برای شبکه های منبع تغذیه 110 کیلوولت و بالاتر و شبکه های توزیع باز 35-150 کیلوولت، پارامترهای حالت در روزهای اندازه گیری کنترل (روزهای معمول زمستان و تابستان) اندازه گیری می شوند. شبکه های حلقه باز 35-150 کیلو ولت به دلیل امکان محاسبه تلفات در آنها جدا از محاسبه تلفات در شبکه بسته به گروه جداگانه ای اختصاص داده می شوند.

شبکه های برق توزیع 6-10 کیلو ولت.

برای شبکه های حلقه باز 6-10 کیلو ولت، بارهای موجود در قسمت سر هر خط (به صورت برق یا جریان) مشخص است.

شبکه های برق توزیع 0.38 کیلو ولت.

برای شبکه های الکتریکی 0.38 کیلو ولت، تنها داده هایی از اندازه گیری های گاه به گاه بار کل به صورت جریان های فاز و تلفات ولتاژ در شبکه وجود دارد.

با توجه به موارد فوق، روش های محاسباتی زیر برای شبکه ها با اهداف مختلف توصیه می شود.

روش‌های حالت‌های مشخصه برای محاسبه تلفات در شبکه‌های شکل‌دهی سیستم و انتقال در حضور اطلاعات راه دور در مورد بارهای گره‌ها که به صورت دوره‌ای به مرکز کامپیوتری سیستم قدرت منتقل می‌شوند، توصیه می‌شود. هر دو روش - محاسبات عنصر به عنصر و حالت های مشخصه - بر اساس محاسبات عملیاتی تلفات توان در شبکه یا عناصر آن است.

برای محاسبه تلفات در شبکه های بسته 35 کیلوولت و بالاتر سیستم های قدرت خود متعادل کننده و در شبکه های حلقه باز 6-150 کیلوولت می توان از روش های روزهای مشخص و تعداد ساعات بیشترین تلفات استفاده کرد.

روش های بار متوسط ​​برای نمودارهای بار گره نسبتاً یکنواخت قابل استفاده هستند. اگر داده هایی در مورد برق منتقل شده از طریق بخش اصلی شبکه در طول دوره مورد بررسی وجود داشته باشد، آنها برای شبکه های حلقه باز 6-150 کیلوولت ترجیح داده می شوند. فقدان داده در مورد بارهای گره های شبکه، همگنی آنها را نشان می دهد.

تمام روش های قابل استفاده برای محاسبه تلفات در شبکه های با ولتاژ بالاتر، در صورت وجود اطلاعات مناسب، می تواند برای محاسبه تلفات در شبکه های با ولتاژ پایین تر مورد استفاده قرار گیرد.

2.2 روش های محاسبه تلفات برق در شبکه های توزیع 0.38-6-10 کیلوولت

شبکه های 0.38 - 6 - 10 کیلوولت سیستم های قدرت با سادگی نسبی مدار هر خط، تعداد زیادی از این خطوط و قابلیت اطمینان پایین اطلاعات در مورد بارهای ترانسفورماتور مشخص می شوند. عوامل ذکر شده در این مرحله استفاده از روش‌هایی را برای محاسبه تلفات برق در این شبکه‌ها غیرعملی می‌سازد که مشابه روش‌هایی است که در شبکه‌های با ولتاژ بالاتر استفاده می‌شود و بر اساس اطلاعات موجود در مورد هر عنصر شبکه است. در این راستا روش های مبتنی بر نمایش خطوط 0.38-6-10 کیلوولت در قالب مقاومت های معادل رواج یافته است.

تلفات بار برق در خط با یکی از دو فرمول بسته به اینکه چه اطلاعاتی در مورد بار بخش سر در دسترس است تعیین می شود - فعال دبلیو R و راکتیو wانرژی Q در زمان T یا حداکثر بار فعلی منتقل می شود منحداکثر:

, (2.8)

, (2.9)

کجا ک fR و ک f Q - ضرایب شکل نمودارهای توان فعال و راکتیو.

U ek - ولتاژ شبکه معادل، با در نظر گرفتن تغییر ولتاژ واقعی هم در طول زمان و هم در طول خط.

اگر گرافیک آرو سدر قسمت head ثبت نمی شوند، توصیه می شود ضریب شکل نمودار را با استفاده از (2.7) تعیین کنید.

ولتاژ معادل با فرمول تجربی تعیین می شود:

کجا U 1 , U 2 - ولتاژ در CPU در بالاترین و کمترین حالت بار. ک 1 = 0.9 برای شبکه های 0.38-6-10 کیلو ولت. در این مورد، فرمول (2.8) به شکل زیر است:

, (2.11)

کجا ک f 2 توسط (2.7) بر اساس داده های مربوط به ضریب پر شدن نمودار بار فعال تعیین می شود. با توجه به عدم تطابق بین زمان اندازه گیری بار جاری و زمان نامعلوم حداکثر واقعی آن، فرمول (2.9) نتایج دست کم برآورد می کند. حذف خطای سیستماتیک با افزایش مقدار بدست آمده از (2.9) به میزان 1.37 برابر به دست می آید. فرمول محاسبه به شکل زیر است:

. (2.12)

مقاومت معادل خطوط 0.38-6-10 کیلوولت با بارهای المان مجهول بر اساس فرض بار نسبی یکسان ترانسفورماتورها تعیین می شود. در این مورد فرمول محاسبهدارای فرم:

, (2.13)

کجا استی من- توان نامی کل ترانسفورماتورهای توزیع (DT) توان دریافت کننده بر اساس من-مین بخش از خطوط با مقاومت آرل من

p -تعداد بخش های خط؛

استی j- قدرت نامی من-ام مقاومت PT آرتی j ;

تی -تعداد RT؛

اس t g - توان کل RT متصل به خط مورد نظر.

محاسبه آرمعادله مطابق (2.13) شامل پردازش نمودار مدار هر خط 0.38-6-10 کیلو ولت (شماره گذاری گره ها، کدگذاری مارک های سیم و توان RT و غیره) است. با توجه به تعداد زیاد خطوط، این محاسبه آر eq می تواند به دلیل هزینه های بالای نیروی کار دشوار باشد. در این حالت از وابستگی های رگرسیون برای تعیین استفاده می شود آرمعادله، بر اساس پارامترهای تعمیم یافته خط: طول کل مقاطع خط، مقطع سیم و طول خط اصلی، شاخه ها و غیره. برای استفاده عملی، مناسب ترین وابستگی عبارت است از:

, (2.14)

کجا R G -مقاومت قسمت سر خط؛

ل m a , ل m s - طول کل بخش های اصلی (بدون قسمت سر) به ترتیب با سیم های آلومینیومی و فولادی.

ل o a , ل o s - همان بخش های خط مربوط به شاخه های خط اصلی.

F M - مقطع سیم اصلی؛

الف 1 - الف 4 - ضرایب جدولی.

در این راستا، استفاده از وابستگی (2.14) و تعیین متعاقب آن با کمک آن تلفات برق در خط برای حل دو مشکل توصیه می شود:

تعیین کل زیان در کخطوط به عنوان مجموع مقادیر محاسبه شده مطابق با (2.11) یا (2.12) برای هر خط (در این حالت، خطاها تقریباً √ کاهش می یابد. کیک بار)؛

شناسایی خطوط با افزایش تلفات (از دست دادن نقاط مهم). این خطوط شامل خطوطی می شود که حد بالایی بازه عدم قطعیت از دست دادن از هنجار تعیین شده (مثلاً 5٪) فراتر می رود.

3. برنامه های محاسبه تلفات برق در شبکه های توزیع برق

3.1 نیاز به محاسبه تلفات فنی برق

در حال حاضر، در بسیاری از سیستم های انرژی روسیه، تلفات شبکه حتی با کاهش مصرف انرژی در حال افزایش است. در عین حال، زیان مطلق و نسبی هر دو در حال افزایش است که در برخی جاها به 25-30٪ رسیده است. به منظور تعیین اینکه چه سهمی از این زیان‌ها واقعاً به بخش فنی تعیین‌شده فیزیکی می‌رسد و چه سهمی از بخش تجاری مرتبط با حسابداری غیرقابل اعتماد، سرقت، کاستی‌های سیستم صورت‌حساب و جمع‌آوری داده‌ها در بازده تولیدی، ضروری است. قادر به شمارش تلفات فنی باشد.

تلفات بار توان اکتیو در یک عنصر شبکه با مقاومت آرتحت تنش Uبا فرمول تعیین می شود:

, (3.1)

کجا پو س-توان اکتیو و راکتیو که از طریق عنصر منتقل می شود.

در بیشتر موارد مقادیر آرو سعناصر شبکه در ابتدا ناشناخته هستند. به عنوان یک قاعده، بارهای گره های شبکه (پست های فرعی) شناخته شده است. هدف از محاسبات الکتریکی (محاسبات حالت پایدار - UR) در هر شبکه تعیین مقادیر است. آرو سدر هر شاخه از شبکه با توجه به مقادیر آنها در گره ها. پس از این، تعیین مجموع تلفات توان در شبکه است کار سادهجمع مقادیر تعیین شده با فرمول (3.1).

حجم و ماهیت داده های اولیه در مدارها و بارها برای شبکه های کلاس های ولتاژ مختلف به طور قابل توجهی متفاوت است.

برای شبکه های 35 کیلو ولتو مقادیر بالاتر معمولاً شناخته شده است پو سگره های بارگذاری در نتیجه محاسبه SD، جریان ها شناسایی می شوند آرو سدر هر عنصر

برای شبکه های 6-10 کیلو ولتبه عنوان یک قاعده، فقط تامین برق از طریق بخش سر فیدر شناخته شده است، یعنی. در واقع بار کل کلیه پست های ترانسفورماتور 6-10/0.38 کیلوولت با احتساب تلفات فیدر می باشد. بر اساس انرژی خروجی، مقادیر متوسط ​​را می توان تعیین کرد آرو سدر قسمت سر فیدر. برای محاسبه مقادیر آرو سدر هر عنصر لازم است فرضی در مورد توزیع بار کل بین TP وجود داشته باشد. معمولاً تنها فرض ممکن در این مورد این است که بار متناسب با ظرفیت های نصب شده پست ترانسفورماتور توزیع شود. سپس با استفاده از محاسبات تکراری از پایین به بالا و از بالا به پایین، این بارها به گونه ای تنظیم می شوند که مجموع بارهای گرهی و تلفات شبکه با بار داده شده از قسمت هد برابر باشد. بنابراین، داده های از دست رفته در بارهای گرهی به طور مصنوعی بازیابی می شوند و مشکل به حالت اول کاهش می یابد.

در وظایف توصیف شده، احتمالاً طرح و پارامترهای عناصر شبکه شناخته شده است. تفاوت محاسبات در این است که در مسئله اول بارهای گرهی اولیه در نظر گرفته می شوند و بار کل در نتیجه محاسبه به دست می آید، در دومی بار کل مشخص می شود و در نتیجه بارهای گرهی به دست می آیند. از محاسبه

هنگام محاسبه ضرر و زیان در شبکه های 0.38 کیلوولتبا طرح های شناخته شده این شبکه ها، از نظر تئوری می توان از همان الگوریتم شبکه های 6 تا 10 کیلوولت استفاده کرد. با این حال، تعداد زیادی از خطوط 0.4 کیلوولت، دشواری ارائه اطلاعات در مورد مدارهای قطب به پشتیبان (قطب به قطب) در برنامه ها، و فقدان داده های قابل اعتماد در مورد بارهای گرهی (بارهای ساختمان) چنین محاسبه ای را به شدت انجام می دهد. دشوار است، و مهمتر از همه، مشخص نیست که آیا شفاف سازی مطلوب نتایج حاصل شده است یا خیر. در عین حال، حداقل مقدار داده در مورد پارامترهای تعمیم یافته این شبکه ها (طول کل، تعداد خطوط و مقاطع سر) این امکان را فراهم می کند که تلفات در آنها را با دقت کمتری نسبت به یک عنصر دقیق تخمین بزنیم. محاسبه عنصر بر اساس داده های مشکوک در بارهای گرهی.

3.2 استفاده از نرم افزار محاسبه تلفات برق در شبکه های توزیع 0.38 - 6 - 10 کیلو ولت

یکی از پر زحمت ترین ها، محاسبه تلفات برق در شبکه های توزیع 0.38 - 6 - 10 کیلو ولت است، بنابراین برای ساده سازی این گونه محاسبات، برنامه های زیادی بر اساس روش های مختلف توسعه داده شده است. در کار خود برخی از آنها را در نظر خواهم گرفت.

برای محاسبه تمام اجزای ساختار تفصیلی تلفات تکنولوژیکی توان و برق در شبکه‌های الکتریکی، مصرف برق استاندارد برای نیازهای خود پست‌ها، عدم تعادل واقعی و مجاز برق در تاسیسات برق و همچنین مشخصات استاندارد تلفات برق و برق. مجموعه‌ای از برنامه‌های RAP-95 که شامل هفت برنامه بود، توسعه یافت:

RAP - سیستم عامل طراحی شده برای محاسبه تلفات فنی در شبکه های بسته 110 کیلو ولت و بالاتر.

NP - 1، در نظر گرفته شده برای محاسبه ضرایب ویژگی های استاندارد تلفات فنی در شبکه های بسته 110 کیلو ولت و بالاتر بر اساس نتایج RAP - OS.

RAP - 110، در نظر گرفته شده برای محاسبه تلفات فنی و مشخصات استاندارد آنها در شبکه های شعاعی 35 - 110 کیلو ولت.

RAP - 10، برای محاسبه تلفات فنی و ویژگی های استاندارد آنها در شبکه های توزیع 0.38-6-10 کیلوولت در نظر گرفته شده است.

ROSP، در نظر گرفته شده برای محاسبه تلفات فنی در تجهیزات شبکه ها و پست ها؛

RAPU، طراحی شده برای محاسبه تلفات ناشی از خطا در دستگاه های اندازه گیری برق، و همچنین عدم تعادل واقعی و مجاز برق در تاسیسات.

SP، در نظر گرفته شده برای محاسبه شاخص های فرم های گزارش بر اساس داده های مربوط به تامین برق در شبکه ولتاژهای مختلف و نتایج محاسبه طبق برنامه های 1-6.

اجازه دهید با جزئیات بیشتری در مورد شرح برنامه RAP - 10 صحبت کنیم که محاسبات زیر را انجام می دهد:

ساختار تلفات را با ولتاژ و گروه عناصر تعیین می کند.

محاسبه ولتاژ در گره های فیدر، جریان های توان فعال و راکتیو در شاخه ها، نشان دهنده سهم آنها در تلفات کل توان است.

فیدرهایی را که منبع تلفات هستند شناسایی می کند و تعدد افزایش هنجارهای تلفات بار و تلفات بدون بار را محاسبه می کند.

محاسبه ضرایب ویژگی های تلفات فنی برای CPU، RES و PES.

این برنامه به شما امکان می دهد تلفات برق را در فیدرهای 6-10 کیلوولت با استفاده از دو روش محاسبه کنید:

میانگین بارها، زمانی که ضریب شکل نمودار بر اساس ضریب پر شدن مشخص شده نمودار بار قسمت سر تعیین می شود. ک h یا برابر با اندازه گیری شده از نمودار بار قسمت سر است. در این مورد ارزش ک h باید با دوره صورتحساب (ماه یا سال) مطابقت داشته باشد.

روزهای تسویه (برنامه های استاندارد)، که در آن مقدار مشخص شده است ک f 2 باید با برنامه روز کاری مطابقت داشته باشد.

این برنامه همچنین دو روش ارزیابی را برای محاسبه تلفات برق در شبکه های 0.38 کیلو ولت اجرا می کند:

با طول کل و تعداد خطوط با بخش های مختلف بخش های سر؛

با حداکثر تلفات ولتاژ در یک خط یا مقدار متوسط ​​آن در گروهی از خطوط.

در هر دو روش، انرژی آزاد شده به یک خط یا گروه خطوط، سطح مقطع سر و همچنین مقدار ضریب انشعاب خط، سهم بارهای توزیع شده، ضریب پر کردن نمودار و ضریب توان راکتیو مشخص شده اند.

محاسبه تلفات را می توان در سطح CPU، RES یا PES انجام داد. در هر سطح، چاپ خروجی شامل ساختار تلفات در اجزای موجود در این سطح (در سطح CPU - توسط فیدرها، در سطح RES - توسط CPU، در سطح PES - توسط RES) و همچنین کل تلفات و ساختار آنها

برای ساده تر، سریع تر و بصری تر کردن یک طرح محاسباتی، روشی مناسب برای ارائه نتایج محاسبات و تمام داده های لازم برای تجزیه و تحلیل این نتایج، برنامه "محاسبه تلفات فنی (RTP)" 3.1 توسعه داده شد.

وارد کردن نمودار در این برنامه با مجموعه ای از کتاب های مرجع قابل ویرایش بسیار تسهیل و تسریع می شود. اگر در حین کار با برنامه سؤالی دارید، همیشه می توانید برای کمک به راهنما یا دفترچه راهنمای کاربر مراجعه کنید. رابط برنامه راحت و ساده است که به شما امکان می دهد هزینه های نیروی کار را برای تهیه و محاسبه شبکه برق کاهش دهید.

شکل 1 نمودار طراحی را نشان می دهد که ورودی آن بر اساس نمودار عملکرد عادی فیدر انجام می شود. عناصر تغذیه گره ها و خطوط هستند. اولین گره فیدر همیشه مرکز قدرت است، شیر نقطه اتصال دو یا چند خط است، پست ترانسفورماتور گره با پست ترانسفورماتور و همچنین ترانسفورماتورهای انتقال 6/10 کیلوولت (بلوک - ترانسفورماتور) است. . دو نوع خط وجود دارد: سیم - خط هوایی یا کابلی با طول و مارک سیم و خطوط اتصال - خط ساختگی با طول صفر و بدون مارک سیم. تصویر فیدر را می توان با استفاده از عملکرد بزرگنمایی بزرگ یا کوچک کرد و همچنین می تواند با استفاده از نوارهای اسکرول یا ماوس در اطراف صفحه حرکت کند.

پارامترهای مدل طراحی یا خصوصیات هر یک از عناصر آن برای مشاهده در هر حالت در دسترس هستند. پس از محاسبه فیدر، علاوه بر اطلاعات اولیه در مورد عنصر، نتایج محاسبات با مشخصات آن به پنجره اضافه می شود.

شکل 1. نمودار طراحی شبکه

محاسبه حالت پایدار شامل تعیین جریان ها و جریان های توان در طول انشعابات، سطوح ولتاژ در گره ها، تلفات بار برق و برق در خطوط و ترانسفورماتورها و همچنین تلفات بدون بار بر اساس داده های مرجع، ضریب بار خطوط و ترانسفورماتورها داده های اولیه برای محاسبه جریان اندازه گیری شده در قسمت سر فیدر و ولتاژ باس های 0.38 - 6 - 10 کیلو ولت در روزهای کار و همچنین بار روی تمام یا بخشی از پست های ترانسفورماتور است. علاوه بر داده های اولیه مشخص شده برای محاسبه، حالتی برای تنظیم برق در قسمت سر ارائه می شود. امکان تعیین تاریخ تسویه حساب وجود دارد.

همزمان با محاسبه تلفات برق، تلفات برق نیز محاسبه می شود. نتایج محاسبات برای هر فیدر در فایلی ذخیره می شود که در آن توسط مراکز قدرت، مناطق شبکه الکتریکی و تمام شبکه های الکتریکی به طور کلی خلاصه می شود که امکان تجزیه و تحلیل دقیق نتایج را فراهم می کند.

نتایج محاسبه دقیق شامل دو جدول با اطلاعات دقیقدر مورد پارامترهای حالت و نتایج محاسبه برای شاخه ها و گره های فیدر. نتایج محاسبه دقیق را می توان در قالب متن یا اکسل ذخیره کرد. این به شما امکان می دهد از قابلیت های گسترده این برنامه کاربردی ویندوز در هنگام تهیه گزارش یا تجزیه و تحلیل نتایج استفاده کنید.

این برنامه حالت ویرایش انعطاف پذیری را ارائه می دهد که به شما امکان می دهد هرگونه تغییر لازم را در داده های منبع، نمودارهای شبکه الکتریکی وارد کنید: اضافه کردن یا ویرایش فیدر، نام شبکه های الکتریکی، مناطق، مراکز قدرت، دایرکتوری های ویرایش. هنگام ویرایش فیدر، می‌توانید مکان و ویژگی‌های هر عنصر را روی صفحه تغییر دهید، یک خط وارد کنید، یک عنصر را جایگزین کنید، یک خط، ترانسفورماتور، گره و غیره را حذف کنید.

برنامه RTP 3.1 به شما اجازه می دهد تا با چندین پایگاه داده کار کنید. بررسی های مختلفی از داده های اولیه و نتایج محاسباتی انجام می دهد (بسته بودن شبکه، فاکتورهای بار ترانسفورماتور، جریان مقطع سر باید بیشتر از کل جریان بدون بار ترانسفورماتورهای نصب شده و غیره باشد).

در نتیجه سوئیچینگ سوئیچ ها در حالت های تعمیر و پس از اضطرار و تغییرات متناظر در پیکربندی مدار شبکه الکتریکی، اضافه بارهای غیرقابل قبول خطوط و ترانسفورماتورها، سطوح ولتاژ در گره ها و افزایش تلفات توان و برق در شبکه ممکن است رخ دهد. برای این منظور، این برنامه ارزیابی پیامدهای رژیم سوئیچینگ عملیاتی در شبکه و همچنین بررسی قابل قبول بودن رژیم ها برای افت ولتاژ، تلفات توان، جریان بار و جریان های حفاظتی را ارائه می دهد. برای ارزیابی چنین حالت‌هایی، این برنامه توانایی تعویض بخش‌های جداگانه خطوط توزیع را از یک مرکز قدرت به مرکز دیگر در صورت وجود پرش‌های پشتیبان فراهم می‌کند. برای اجرای امکان سوئیچینگ بین فیدرهای CPUهای مختلف، لازم است بین آنها ارتباط برقرار شود.

تمامی گزینه های فوق زمان آماده سازی اطلاعات اولیه را به میزان قابل توجهی کاهش می دهند. به طور خاص، با استفاده از برنامه، در یک روز کاری، یک اپراتور می تواند اطلاعاتی را برای محاسبه تلفات فنی برای 30 خط توزیع 6 تا 10 کیلو ولت با پیچیدگی متوسط ​​وارد کند.

برنامه RTP 3.1 یکی از ماژول های یک سیستم یکپارچه چند سطحی برای محاسبه و تجزیه و تحلیل تلفات برق در شبکه های الکتریکی JSC Energo است که در آن نتایج محاسباتی برای یک PES معین با نتایج محاسباتی برای سایر PES و برای PES خلاصه می شود. سیستم انرژی به عنوان یک کل

محاسبه تلفات برق را با استفاده از برنامه RTP 3.1 در فصل پنجم با جزئیات بیشتری در نظر خواهیم گرفت.

4. سهمیه بندی تلفات برق

قبل از ارائه مفهوم استاندارد برای تلفات برق، لازم است اصطلاح "استاندارد" را که توسط فرهنگ لغت های دایره المعارفی ارائه شده است، روشن کنیم.

استانداردها به عنوان مقادیر محاسبه شده هزینه های منابع مادی مورد استفاده در برنامه ریزی و مدیریت درک می شوند فعالیت اقتصادیشرکت ها استانداردها باید مبتنی بر علمی، مترقی و پویا باشند، یعنی. با رخ دادن تغییرات سازمانی و فنی در تولید، به طور سیستماتیک بررسی شود.

اگرچه موارد فوق در فرهنگ لغت برای منابع مادی به معنای گسترده آورده شده است، اما به طور کامل الزامات مربوط به تنظیم تلفات برق را منعکس می کند.

4.1 مفهوم استاندارد ضرر. روشهای تعیین استانداردها در عمل

سهمیه بندی روشی برای تعیین سطح قابل قبول (عادی) زیان بر اساس معیارهای اقتصادی برای دوره زمانی مورد بررسی است. استاندارد ضرر)که ارزش آن بر اساس محاسبات ضرر و زیان، تجزیه و تحلیل احتمال کاهش هر یک از اجزای ساختار واقعی آنها در دوره برنامه ریزی شده تعیین می شود.

استاندارد زیان گزارش باید به عنوان مجموع استانداردهای چهار جزء ساختار زیان درک شود که هر یک ماهیت مستقل دارند و در نتیجه نیازمند رویکرد فردی برای تعیین سطح قابل قبول (عادی) آن برای دوره هستند. تحت بررسی استاندارد هر جزء باید بر اساس محاسبه سطح واقعی آن و تحلیل احتمالات تحقق ذخایر شناسایی شده برای کاهش آن تعیین شود.

اگر تمام ذخایر موجود برای کاهش آنها را به طور کامل از تلفات واقعی امروز کم کنیم، نتیجه را می توان نامید. تلفات بهینه در بارهای شبکه موجود و قیمت تجهیزات موجود.سطح تلفات بهینه از سال به سال با تغییر بار شبکه و قیمت تجهیزات تغییر می کند. در صورتی که استاندارد تلفات بر اساس بارهای احتمالی شبکه (برای سال حسابداری) تعیین شود، با در نظر گرفتن تأثیر اجرای کلیه اقدامات توجیه اقتصادی، می توان آن را نام برد. استاندارد امیدوار کننده. با توجه به پالایش تدریجی داده ها، استاندارد آینده نگر نیز نیاز به به روز رسانی دوره ای دارد.

بدیهی است که اجرای کلیه اقدامات مقرون به صرفه اقتصادی مستلزم آن است دوره معین. بنابراین، هنگام تعیین استاندارد زیان برای سال آینده، تنها باید تأثیر آن دسته از فعالیت هایی را در نظر گرفت که واقعاً می توانند در این دوره انجام شوند. این استاندارد نامیده می شود استاندارد فعلی

استاندارد تلفات برای مقادیر بار شبکه خاص تعیین می شود. قبل از دوره برنامه ریزی، این بارها از محاسبات پیش بینی تعیین می شوند. بنابراین، برای سال مورد نظر، دو مقدار از این استاندارد قابل تشخیص است:

پیش بینی شده است (تعیین شده توسط بارهای پیش بینی شده)؛

واقعی (در پایان دوره بر اساس بارهای تکمیل شده تعیین می شود).

در مورد استاندارد ضرر موجود در تعرفه، همیشه از مقدار پیش بینی شده آن استفاده می شود. هنگام در نظر گرفتن مسائل مربوط به پاداش برای پرسنل، توصیه می شود از ارزش واقعی استاندارد استفاده کنید. در صورت تغییر قابل توجهی در الگوهای شبکه و حالت های عملیاتی در طول دوره گزارش، تلفات می تواند به طور قابل توجهی کاهش یابد (که شایستگی پرسنل برای آن وجود ندارد) یا افزایش یابد. امتناع از تنظیم استاندارد در هر دو مورد ناعادلانه است.

برای ایجاد استانداردها در عمل، از سه روش تحلیلی-محاسبه ای، آزمایشی-تولیدی و گزارشی-آماری استفاده می شود.

روش تحلیلی – محاسباتیپیشرفته ترین و از نظر علمی ثابت شده است. این بر اساس ترکیبی از محاسبات فنی و اقتصادی دقیق با تجزیه و تحلیل شرایط تولید و ذخایر برای صرفه جویی در هزینه های مواد است.

روش تولید آزمایشیزمانی استفاده می شود که انجام محاسبات فنی و اقتصادی دقیق به دلایلی غیرممکن باشد (فقدان یا پیچیدگی روش های چنین محاسباتی، مشکلات در دستیابی به داده های اولیه عینی و غیره). استانداردها بر اساس آزمایشات به دست می آیند.

روش گزارشگری و آماریحداقل توجیه شده استانداردهای دوره برنامه ریزی بعدی بر اساس گزارشات و داده های آماری در مورد مصرف مواد برای دوره گذشته ایجاد می شود.

سهمیه بندی مصرف برق برای نیازهای خود پست ها به منظور کنترل و برنامه ریزی آن و همچنین شناسایی مناطق مصرف غیر منطقی انجام می شود. نرخ مصرف بر حسب هزاران کیلووات ساعت در سال به ازای هر واحد تجهیزات یا هر پست بیان می شود. مقادیر عددی هنجارها به شرایط آب و هوایی بستگی دارد.

با توجه به تفاوت های قابل توجه در ساختار شبکه ها و طول آنها، استاندارد تلفات برای هر سازمان تامین کننده انرژی یک مقدار فردی است که بر اساس نمودارها و حالت های عملکرد شبکه های الکتریکی و ویژگی های حسابداری دریافت و تامین برق تعیین می شود. .

با توجه به اینکه تعرفه ها برای سه دسته از مصرف کنندگان انرژی دریافتی از شبکه های با ولتاژهای 110 کیلوولت و بالاتر، 35-6 کیلو ولت و 0.38 کیلوولت به طور متفاوت تعیین می شود، استاندارد تلفات کلی باید به سه جزء تقسیم شود. این تقسیم بندی باید با در نظر گرفتن میزان استفاده هر دسته از مصرف کنندگان از شبکه های کلاس های ولتاژ مختلف انجام شود.

تلفات تجاری موقتاً مجاز مندرج در تعرفه به طور مساوی بین تمام دسته‌های مصرف‌کنندگان توزیع می‌شود، زیرا تلفات تجاری که عمدتاً نشان‌دهنده سرقت انرژی است، نمی‌تواند به عنوان یک مشکل در نظر گرفته شود و پرداخت آن فقط بر عهده مصرف‌کنندگانی باشد که از شبکه‌های 0.38 کیلوولت تغذیه می‌کنند. .

از میان چهار مؤلفه زیان، ارائه آن به شکلی که برای مقامات نظارتی روشن باشد، دشوارترین آنهاست تلفات فنی(به ویژه جزء بار آنها)، زیرا آنها مجموع تلفات را در صدها و هزاران عنصر نشان می دهند که برای محاسبه آنها نیاز به دانش الکتریکی است. راه برون رفت استفاده از ویژگی های استاندارد زیان فنی است که نشان دهنده وابستگی زیان به عوامل منعکس شده در گزارش های رسمی است.

4.2 مشخصات استاندارد تلفات

ویژگی های تلفات برق -وابستگی تلفات برق به عوامل منعکس شده در گزارش های رسمی

مشخصات استاندارد تلفات برق -وابستگی سطح قابل قبول تلفات برق (با در نظر گرفتن تأثیر SMEها که اجرای آن با سازمان تأیید کننده استاندارد تلفات توافق شده است) به عوامل منعکس شده در گزارش های رسمی.

پارامترهای مشخصه های استاندارد کاملاً پایدار هستند و بنابراین، پس از محاسبه، توافق و تأیید، می توان از آنها برای مدت طولانی استفاده کرد - تا زمانی که تغییرات قابل توجهی در نمودارهای شبکه رخ دهد. با توجه به فعلی، سطح بسیار پایین ساخت و ساز شبکه، ویژگی های نظارتی محاسبه شده برای طرح های موجودشبکه ها را می توان برای 5-7 سال استفاده کرد. در عین حال، خطا در انعکاس ضررها از 6-8٪ تجاوز نمی کند. در مورد راه اندازی یا از کار انداختن عناصر مهم شبکه های الکتریکی در این دوره، چنین ویژگی هایی مقادیر پایه قابل اعتمادی از تلفات را ارائه می دهند که در مقابل آن می توان تأثیر تغییرات مدار را بر تلفات ارزیابی کرد.

برای یک شبکه شعاعی، تلفات توان بار با فرمول بیان می شود:

, (4.1)

کجا W-تامین برق شبکه برای دوره تی ;

tg φ - ضریب توان راکتیو.

R eq - مقاومت شبکه معادل؛

U-ولتاژ عملیاتی متوسط

با توجه به این واقعیت که مقاومت شبکه معادل، ولتاژ، و همچنین ضرایب توان راکتیو و اشکال نمودار در محدوده های نسبتا باریک متفاوت است، می توان آنها را در یک ضریب "جمع آوری" کرد. الفکه محاسبه آن باید یک بار برای یک شبکه خاص انجام شود:

. (4.2)

در این صورت (4.1) تبدیل می شود ویژگی های تلفات باربرق:

. (4.3)

در صورت وجود مشخصه (4.3)، تلفات بار برای هر دوره تیبر اساس یک مقدار اولیه واحد تعیین می شود - تامین برق به شبکه.

ویژگی های تلفات بدون باردارای فرم:

مقدار ضریب باتعیین بر اساس تلفات برق بیکار، محاسبه شده با در نظر گرفتن ولتاژهای واقعی روی تجهیزات - Δ دبلیو x مطابق فرمول (4.4) یا بر اساس تلفات توان بیکار ΔР X

شانس الفو باویژگی های زیان کل در nخطوط شعاعی 35، 6-10 یا 0.38 کیلوولت با فرمول های زیر تعیین می شوند:

; (4.5)

کجا الف منو با من- مقادیر ضرایب خطوط موجود در شبکه؛

W i -تامین برق در من-مین خط؛

W Σ -برای تمام خطوط به طور کلی یکسان است.

کم حسابداری نسبی برق ΔWبستگی به حجم انرژی عرضه شده دارد - هرچه حجم کمتر باشد، بار فعلی CT کمتر و خطای منفی بیشتر است. تعیین میانگین مقادیر زیر حسابداری برای هر ماه از سال انجام می شود و در ویژگی های استاندارد زیان ماهانه آنها به عنوان یک دوره جداگانه برای هر ماه منعکس می شود و در ویژگی های زیان سالانه - به عنوان یک ارزش کل

به همین ترتیب آنها در ویژگی های هنجاری منعکس می شوند تلفات آب و هوا، و همچنین مصرف برق برای نیازهای خود پست ها Wnc،وابستگی شدید به ماه سال

مشخصه استاندارد تلفات در یک شبکه شعاعی به شکل زیر است:

جایی که Δ دبلیو m - مجموع چهار جزء که در بالا توضیح داده شد:

Δ دبلیو m = Δ دبلیو y + Δ دبلیوهسته +Δ دبلیواز + Δ دبلیو PS. (4.8)

مشخصه استاندارد تلفات برق در شبکه های تاسیسات که در تراز آن شبکه های توزیع با ولتاژهای 6-10 و 0.38 کیلو ولت وجود دارد به شکل میلیون کیلووات ساعت است:

کجا W 6-10 -تامین برق به شبکه 6-10 کیلوولت، میلیون کیلووات ساعت، منهای تامین مستقیم مصرف کنندگان از اتوبوس های 6-10 کیلوولت پست ها و نیروگاه های 35-220/6-10 کیلوولت. W 0.38 -همان، در شبکه 0.38 کیلوولت؛ یک 6-10و A 0.38 -ضرایب خصوصیات مقدار Δ دبلیومتر برای این شرکت ها، به عنوان یک قاعده، فقط اولین و چهارمین شرایط فرمول (4.8) را شامل می شود. در صورت عدم وجود اندازه گیری برق در سمت 0.38 کیلوولت ترانسفورماتورهای توزیع 6-10/0.38 کیلوولت، مقدار W 0.38با تفریق از مقدار تعیین می شود W 6-10تامین برق به مصرف کنندگان به طور مستقیم از شبکه 6-10 کیلو ولت و تلفات در آن، تعیین شده توسط فرمول (4.8) با عبارت دوم حذف شده است.

4.3 روش محاسبه استانداردهای تلفات برق در شبکه های توزیع 0.38 - 6 - 10 کیلو ولت

در حال حاضر از روش های طراحی مدار با استفاده از نرم افزارهای مختلف برای محاسبه استانداردهای تلفات برق در شبکه های توزیع شبکه های توزیع و نیروگاه های Smolenskenergo JSC استفاده می شود. اما در شرایط ناقص بودن و قابلیت اطمینان پایین اطلاعات اولیه در مورد پارامترهای عملیاتی شبکه، استفاده از این روش ها منجر به خطاهای محاسباتی قابل توجه با هزینه های نسبتاً زیاد نیروی کار برای پرسنل منطقه توزیع و نیروگاه برای انجام آنها می شود. برای محاسبه و تنظیم تعرفه های برق، کمیسیون فدرال انرژی (FEC) استانداردهایی را برای مصرف تکنولوژیکی برق برای انتقال آن تصویب کرد. استانداردهای تلفات برق محاسبه تلفات برق بر اساس استانداردهای تجمیع شده برای شبکه های الکتریکی سیستم های قدرت با استفاده از مقادیر پارامترهای تعمیم یافته (طول کل خطوط برق، توان کل ترانسفورماتورهای قدرت) و تامین برق به شبکه توصیه می شود. چنین ارزیابی از تلفات برق، به ویژه برای بسیاری از شبکه های انشعاب 0.38 - 6 - 10 کیلو ولت، امکان شناسایی بخش های سیستم قدرت (RES و PES) با افزایش تلفات، تنظیم مقادیر تلفات را با احتمال زیاد امکان پذیر می کند. محاسبه شده توسط روش های طراحی مدار، و کاهش هزینه های نیروی کار برای محاسبه تلفات برق. برای محاسبه استانداردهای سالانه تلفات برق برای شبکه های JSC-energo، از عبارات زیر استفاده می شود:

جایی که Δ دبلیوتلفات متغیر تکنولوژیکی برق (استاندارد تلفات) در سال در شبکه های توزیع 0.38 - 6 - 10 کیلو ولت، kW∙h.

Δ دبلیو NN، Δ دبلیو MV - تلفات متغیر در شبکه های ولتاژ پایین (LV) و ولتاژ متوسط ​​(MV)، کیلووات ساعت؛

Δω 0 NN - تلفات خاص برق در شبکه های ولتاژ پایین، هزار کیلووات∙ ساعت / کیلومتر؛

Δω 0 SN - تلفات خاص برق در شبکه های ولتاژ متوسط، درصد تامین برق.

دبلیو OTS - تامین برق در شبکه ولتاژ متوسط، کیلووات ساعت؛

V CH - ضریب تصحیح، مرتبط. واحدها

ΔW p - تلفات ثابت مشروط برق، کیلووات ساعت؛

Δ آر n - تلفات توان مشروط ثابت شبکه ولتاژ متوسط، kW/MVA.

اس TΣ - توان نامی کل ترانسفورماتورها 6 - 10 کیلو ولت، MVA.

برای JSC "Smolenskenergo" FEC مقادیر زیر شاخص های استاندارد خاص موجود در (4.10) و (4.11) آورده شده است:

; ;

; .

5. نمونه ای از محاسبه تلفات برق در شبکه های توزیع 10 کیلوولت

برای مثالی از محاسبه تلفات برق در یک شبکه توزیع 10 کیلو ولت، ما یک خط واقعی را انتخاب می کنیم که از پست کاپیروشچینا ادامه دارد (شکل 5.1).

شکل 5.1. نمودار طراحی شبکه توزیع 10 کیلوولت.

داده های اولیه:

ولتاژ نامی Uن = 10 کیلو ولت؛

ضریب توان tgφ = 0.62;

طول کل خط L= 12.980 کیلومتر;

توان کل ترانسفورماتورها اسΣT = 423 kVA;

تعداد ساعت حداکثر بار تیحداکثر = 5100 ساعت در سال؛

ضریب شکل منحنی بار ک f = 1.15.

برخی از نتایج محاسبات در جدول 5.1 ارائه شده است.

جدول 3.1

نتایج محاسبه برنامه RTP 3.1
ولتاژ مرکز برق:	10000 کیلو ولت
جریان بخش سر:	6.170 A
Coef. قدرت بخش سر:	0,850
پارامترهای فیدر	R، کیلووات	Q، kvar
قدرت بخش سر	90,837	56,296
کل مصرف	88,385	44,365
مجموع تلفات خط	0,549	0, 203
مجموع تلفات مس ترانسفورماتورها	0,440	1,042
مجموع تلفات فولاد ترانسفورماتورها	1,464	10,690
مجموع تلفات در ترانسفورماتورها	1,905	11,732
مجموع تلفات در فیدر	2,454	11,935
گزینه های طرحواره	کل	گنجانده شده است	در تعادل
تعداد گره ها:	120	8
تعداد ترانسفورماتور:	71	4	4
مقدار، توان ترانسفورماتورها، kVA	15429,0	423,0	423,0
تعداد خطوط:	110	7	7
طول کل خطوط، کیلومتر	157,775	12,980	12,980
اطلاعات در مورد گره ها
شماره گره	قدرت	Uv، kV	Un، kV	pH، کیلو وات	Qn، kvar	این، آ	از دست دادن قدرت							دلتا Uv		KZ tr.،
	kVA						pH، کیلو وات	Qn، kvar	Рхх، کیلووات	Qхх، kvar		R، کیلووات	Q، kvar	%		%
CPU: FCES	10,00	0,000
114	9,98	0,231
115	9,95	0,467
117	9,95	0,543
119	100,0	9,94	0,39	20,895	10,488	1,371	0,111	0,254	0,356	2,568		0,467	2,821	1,528		23,38
120	160,0	9,94	0,39	33,432	16,781	2, 191	0,147	0,377	0,494	3,792		0,641	4,169	1,426		23,38
118	100,0	9,95	0,39	20,895	10,488	1,369	0,111	0,253	0,356	2,575		0,467	2,828	1,391		23,38
116	63,0	9,98	0,40	13,164	6,607	0,860	0,072	0,159	0,259	1,756		0,330	1,914	1,152		23,38

جدول 3.2

اطلاعات خط
شروع خط	انتهای خط	مارک سیم	طول خط، کیلومتر	مقاومت فعال، اهم	راکتانس، اهم	فعلی، A	R، کیلووات	Q، kvar	از دست دادن قدرت		KZ خطوط، %
									R، کیلووات	Q، kvar
CPU: FCES	114	AS-25	1,780	2,093	0,732	6,170	90,837	56,296	0,239	0,084	4,35
114	115	AS-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	AS-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	AS-25	0,590	0,466	0,238	0,924	13,495	8,522	0,001	0,001	0,53

همچنین، برنامه RTP 3.1 شاخص های زیر را محاسبه می کند:

تلفات برق در خطوط برق:

(یا 18.2٪ از کل تلفات برق)؛

تلفات برق در سیم پیچ های ترانسفورماتور (تلفات متغیر مشروط):

(14,6%);

تلفات برق در ترانسفورماتورهای فولادی (مشروط ثابت): (67.2%);

(یا 2.4 درصد از کل عرضه برق).

از خود بپرسیم ک ZTP1 = 0.5 و تلفات برق را محاسبه کنید:

تلفات خط:

که 39.2 درصد از کل تلفات و 1.1 درصد از کل تامین برق را تشکیل می دهد.

که 31.4 درصد از کل تلفات و 0.9 درصد از کل تامین برق را تشکیل می دهد.

که 29.4 درصد از کل تلفات و 0.8 درصد از کل تامین برق را تشکیل می دهد.

کل تلفات برق:

که 2.8 درصد از کل برق تامین می شود.

بیایید از خود بپرسیم ک ZTP2 = 0.8 و محاسبه تلفات برق مشابه مرحله 1 را تکرار کنید. دریافت می کنیم:

تلفات خط:

که 47.8 درصد از کل تلفات و 1.7 درصد از کل تامین برق را تشکیل می دهد.

تلفات در سیم پیچ ترانسفورماتور:

که 38.2 درصد از کل تلفات و 1.4 درصد از کل تامین برق را تشکیل می دهد.

تلفات فولاد ترانسفورماتور:

که 13.9 درصد از کل تلفات و 0.5 درصد از کل تامین برق را تشکیل می دهد.

مجموع تلفات:

که 3.6 درصد از کل برق تامین می شود.

اجازه دهید استانداردهای تلفات برق این شبکه توزیع را با استفاده از فرمول های (4.10) و (4.11) محاسبه کنیم:

استاندارد تلفات متغیر تکنولوژیکی:

استاندارد برای تلفات دائمی مشروط:

تجزیه و تحلیل محاسبات تلفات برق و استانداردهای آنها به ما امکان می دهد نتایج اصلی زیر را بدست آوریم:

با افزایش k TP از 0.5 به 0.8، افزایش در مقدار مطلق تلفات برق مشاهده می شود که مربوط به افزایش قدرت بخش سر به نسبت k TP است. اما، در عین حال، افزایش کل تلفات نسبت به تامین برق عبارت است از:

برای k ZTP1 = 0.5 - 2.8٪، و

برای k ZTP2 = 0.8 - 3.6٪

از جمله سهم زیان های متغیر مشروط در مورد اول 2٪ و در مورد دوم - 3.1٪ است، در حالی که سهم ضررهای مشروط ثابت در مورد اول 0.8٪ و در مورد دوم - 0.5٪ است. بنابراین، با افزایش بار روی قسمت سر، افزایش تلفات متغیر مشروط را مشاهده می‌کنیم، در حالی که تلفات ثابت شرطی بدون تغییر باقی می‌مانند و با افزایش بار خط وزن کمتری را اشغال می‌کنند.

در نتیجه افزایش نسبی تلفات برق تنها 1.2 درصد با افزایش قابل توجه قدرت بخش سر بود. این واقعیت نشان دهنده استفاده منطقی تر از این شبکه توزیع است.

محاسبه استانداردهای تلفات برق نشان می دهد که هر دو برای k ZTP1 و k ZTP2 استانداردهای تلفات رعایت شده است. بنابراین، موثرترین استفاده از این شبکه توزیع با k ZTP2 = 0.8 است. در این صورت از تجهیزات به صرفه تری استفاده می شود.

نتیجه گیری

بر اساس نتایج این کار کارشناسی، نتایج اصلی زیر را می توان استخراج کرد:

انرژی الکتریکی که از طریق شبکه های الکتریکی منتقل می شود، بخشی از خود را برای حرکت مصرف می کند. بخشی از برق تولیدی در شبکه های الکتریکی صرف ایجاد میدان های الکتریکی و مغناطیسی می شود و هزینه تکنولوژیکی لازم برای انتقال آن است. برای شناسایی مناطق حداکثر تلفات، و همچنین رفتار اقدامات لازمبرای کاهش آنها لازم است اجزای ساختاری تلفات برق مورد تجزیه و تحلیل قرار گیرد. تلفات فنی در حال حاضر بیشترین اهمیت را دارند، زیرا آنها مبنای محاسبه استانداردهای برنامه ریزی شده برای تلفات برق هستند.

بسته به کامل بودن اطلاعات بارهای عناصر شبکه می توان از روش های مختلفی برای محاسبه تلفات برق استفاده کرد. همچنین، استفاده از یک روش خاص با ویژگی های شبکه محاسبه شده همراه است. بنابراین با در نظر گرفتن سادگی نمودارهای خطی شبکه های 0.38 - 6 - 10 کیلو ولت، تعداد زیاد این خطوط و پایین بودن قابلیت اطمینان اطلاعات بارهای ترانسفورماتور، در این شبکه ها روش هایی مبتنی بر نمایش خطوط در قالب مقاومت های معادل است. برای محاسبه تلفات استفاده می شود. استفاده از چنین روش هایی هنگام تعیین مجموع تلفات در همه خطوط یا در هر خط و همچنین تعیین منابع تلفات توصیه می شود.

فرآیند محاسبه تلفات برق کاملاً کار فشرده است. برای تسهیل چنین محاسباتی، برنامه های مختلفی وجود دارند که رابط کاربری ساده و کاربرپسندی دارند و به شما این امکان را می دهند که محاسبات لازم را بسیار سریعتر انجام دهید.

یکی از راحت ترین برنامه ها برای محاسبه تلفات فنی RTP 3.1 است که به لطف قابلیت های آن زمان تهیه اطلاعات اولیه را به میزان قابل توجهی کاهش می دهد و بنابراین محاسبه با کمترین هزینه انجام می شود.

برای ایجاد سطح قابل قبول اقتصادی از تلفات در دوره مورد بررسی و همچنین تعیین تعرفه برق، از سهمیه بندی تلفات برق استفاده می شود. با در نظر گرفتن تفاوت های قابل توجه در ساختار شبکه ها و طول آنها، استاندارد تلفات برای هر سازمان تامین کننده انرژی یک مقدار فردی است که بر اساس نمودارها و حالت های عملکرد شبکه های الکتریکی و ویژگی های حسابداری دریافت و تامین انرژی تعیین می شود. برق

همچنین توصیه می شود تلفات برق را بر اساس استانداردها با استفاده از مقادیر پارامترهای تعمیم یافته (طول کل خط انتقال برق، توان کل ترانسفورماتورهای قدرت) و تامین برق شبکه محاسبه شود. چنین ارزیابی از تلفات، به ویژه برای بسیاری از شبکه های انشعاب 0.38 - 6 - 10 کیلوولت، می تواند به طور قابل توجهی هزینه های نیروی کار برای محاسبات را کاهش دهد.

یک مثال از محاسبه تلفات برق در یک شبکه توزیع 10 کیلوولت نشان داد که موثرترین استفاده از شبکه‌هایی با بار کافی بالا (k ZTP = 0.8) است. در عین حال، افزایش نسبی جزئی در تلفات متغیر مشروط در سهم تامین برق و کاهش تلفات مشروط ثابت وجود دارد. بنابراین، مجموع تلفات اندکی افزایش می‌یابد و از تجهیزات کارآمدتر استفاده می‌شود.

مراجع

1. Zhelezko Yu.S. محاسبه، تجزیه و تحلیل و تنظیم تلفات برق در شبکه های الکتریکی. - M.: NU ENAS، 2002. - 280 p.

2. Zhelezko Yu.S. انتخاب اقدامات برای کاهش تلفات برق در شبکه های الکتریکی: راهنمای محاسبات عملی - M.: Energoatomizdat, 1989. - 176 p.

3. Budzko I.A., Levin M.S. برق رسانی به شرکت های کشاورزی و مناطق پرجمعیت. - م.: آگروپرومیزدات، 1985. - 320 ص.

4. Vorotnitsky V.E.، Zhelezko Yu.S.، Kazantsev V.N. تلفات برق در شبکه های الکتریکی سیستم های قدرت - M.: Energoatomizdat, 1983. - 368 p.

5. Vorotnitsky V.E., Zaslonov S.V., Kalinkina M.A. برنامه محاسبه تلفات فنی توان و برق در شبکه های توزیع 6 - 10 کیلو ولت. - ایستگاه های برق، 1378، شماره 8، صص 38-42.

6. Zhelezko Yu.S. اصول تنظیم تلفات برق در شبکه های برق و نرم افزارهای محاسباتی. - ایستگاه های برق، 1380، شماره 9، صص 33-38.

7. Zhelezko Yu.S. تخمین تلفات برق ناشی از خطاهای اندازه گیری ابزاری. - ایستگاه های برق، 1380، شماره 8، ص. 19-24.

8. Galanov V.P., Galanov V.V. تأثیر کیفیت توان بر سطح تلفات در شبکه ها. - ایستگاه های برق، 1380، شماره 5، صص 54-63.

9. Vorotnitsky V.E.، Zagorsky Ya.T.، Apryatkin V.N. محاسبه، تنظیم و کاهش تلفات برق در شبکه های برق شهری. - ایستگاه های برق، 1379، شماره 5، صص 9-13.

10. Ovchinnikov A. تلفات برق در شبکه های توزیع 0.38 - 6 (10) کیلو ولت. - اخبار مهندسی برق، 1382، شماره 1، صص 15-17.

تعیین تلفات برق

شاخص برنامه ریزی شده برق در شبکه ها به عنوان درصدی از برق عرضه شده به شبکه یک سیستم انرژی معین تعیین می شود. با توجه به اینکه تلفات مطلق برق در شبکه ها قابل توجه است (در سیستم های تامین برق شرکت ها تلفات در شبکه ها حدود 10 درصد برق مصرفی است)، باید توجه داشت که اصطلاح تلفات به خودی خود معنای فنی را به درستی بیان نمی کند. این شاخص

به طور عینی، نشان دهنده مصرف تکنولوژیکی لازم الکتریسیته در سیستم مرتبط با انتقال و توزیع آن از طریق شبکه های برق است. از این رو گاهی به جای «تلفات» از عبارت «مصرف تکنولوژیک برای انتقال برق» استفاده می شود.

در ساختار تلفات توسط عناصر شبکه، بخش عمده تلفات مربوط به تلفات در موتورها (حدود 40٪) و خطوط توزیع (حدود 35٪) است، تلفات در ترانسفورماتورها به حدود 15٪ می رسد.

تقریباً 25 درصد تلفات، تلفاتی هستند که عملاً مستقل از بار هستند که اصطلاحاً به آنها ثابت مشروط می گویند و حدود 75 درصد تلفات متغیر مشروط هستند.

از مجموع تلفاتتنها بخشی به نام تلفات فنی قابل تجزیه و تحلیل فنی است، بقیه (حدود 10٪) که اصطلاحاً تلفات تجاری نامیده می شود، با نقص در سیستم اندازه گیری برق همراه است.

شرکت‌ها می‌توانند اقداماتی را برای کاهش تلفات ایجاد کنند که به سه گروه تقسیم می‌شوند:

· حالت های عملیاتی - حصول اطمینان از بارگذاری بهینه ژنراتورها و جبران کننده های سنکرون با توان راکتیو، سوئیچینگ به موقع دستگاه های تنظیم ولتاژ ترانسفورماتور (تاپ چنجرهای روی بار و تپ چنجرهای خارج از بار)، خاموش شدن راکتورها در حالت های بار سنگین.

· سازمانی - کاهش زمان تعمیر تجهیزات اصلی و ترکیب تعمیرات عناصر متوالی متصل، تعمیر تجهیزات زنده، بهبود اندازه گیری برق، کاهش مصرف برق برای نیازهای خود، نظارت بر استفاده از برق فعال و راکتیو و غیره.

· بازسازی تاسیسات - معرفی دستگاه های جبران کننده جدید، جایگزینی تجهیزات با طراحی پیشرفته تر، اتوماسیون تنظیم ولتاژ.

تمامی این فعالیت ها مستلزم سرمایه گذاری منابع مادی است، بنابراین امکان سنجی فعالیت باید بر اساس مقایسه شاخص های فنی و اقتصادی گزینه های مختلف باشد.

مقدار متوسط ​​جریان هر بخش از شبکه با استفاده از خوانش کنتورهای موجود در شبکه تعیین می شود این منطقه. تفاوت بین ریشه میانگین مربع جریان که باید تلفات برق را با آن محاسبه کرد و مقدار متوسط ​​با ضریب شکل نمودار بار در نظر گرفته می شود:

I sk =k f I avg, (10.1)

در جایی که I rms ریشه میانگین مقدار مربع جریان است، I av مقدار متوسط ​​جریان است.

برای اکثر شرکت ها، ضریب شکل kf در محدوده 1.05-1.1 است. مقادیر کوچکتر kf مربوط به بارهای با تعداد زیادی گیرنده است.

توصیه می شود تلفات برق دوره مورد بررسی را به عنوان حاصلضرب تلفات برق یک روز از دوره حسابداری که مشخصه نامیده می شود بر اساس تعداد روزهای کاری دوره تعیین کنید. تلفات برق در تعطیلات آخر هفته به طور جداگانه محاسبه می شود.

روزهای معمول از نظر مصرف برق به شرح زیر است:

1. مصرف انرژی برای دوره زمانی حسابداری تعیین می شود،

2. سپس میانگین مصرف برق روزانه محاسبه می شود.

3. با توجه به گزارش های عملیاتی، روزهایی یافت می شود که مصرف برق آنها نزدیک به مقدار یافت شده و همچنین میانگین مصرف روزانه بدست آمده است.

4. روزهای یافت شده به این ترتیب و برنامه بارگذاری واقعی آنها به عنوان مشخصه در نظر گرفته می شود.

تلفات خط

تلفات برق در شبکه برق برای دوره حسابداری:

جایی که I av مقدار متوسط ​​جریان خط برای یک روز مشخص است، R e معادل مقاومت فعال خط است که باعث می شود تلفات حرارتی, T r - تعداد ساعات کار در طول دوره حسابداری. جریان متوسط ​​برای یک روز معمولی را می توان یافت:

, (10.3)

که در آن Ea، Er مصرف انرژی فعال و راکتیو برای یک روز معمولی است.

هنگام تعیین تلفات انرژی راکتیو، از فرمول های مشابه استفاده می شود:

. (10.4)

مقاومت معادل، فعال R e یا Xe راکتیو، مقاومت برخی از خطوط بدون انشعاب است که جریان آن برابر جریان قسمت سر شبکه و تلفات برق برابر با تلفات شبکه است:

از آنجایی که تعیین مقاومت های معادل از قرائت ابزار بسیار دشوار است، توصیه می شود آنها را با محاسبه با اصلاحیه ای تعیین کنید که تفاوت بین جریان های عبوری واقعی و جریان های محاسبه شده را در نظر می گیرد. سپس تلفات توان اکتیو و راکتیو:

و (10.6)

شبکه های با ولتاژ 6-35 کیلو ولت از نظر طول کوتاه هستند، بنابراین جریان های هدایت فعال و راکتیو در آنها در مقایسه با جریان های بار خط ناچیز است.

خطوط ولتاژ بالاتر طولانی تر بوده و علاوه بر مقاومت فعال و القایی سیم ها دارای رسانایی فعال و راکتیو نیز می باشند.

رسانایی فعال Gl به دلیل تلفات فعال ناشی از کرونا است (کرونا شکل خاصی از تخلیه الکتریکی است که با یونیزاسیون هوای اطراف سیم همراه است). یکی از عوامل موثر در کاهش تلفات ناشی از کرونا، افزایش سطح مقطع سیم خط هوایی یا شکاف آن است.

تلفات ترانسفورماتور تلفات توان فعال:

, (10.7)

که در آن ∆Ρ x ' =∆P x + k و ∆Q x کاهش تلفات توان بدون بار ترانسفورماتورها، ∆Р به ' =∆P به +k و ∆Q به تلفات توان کاهش یافته است. اتصال کوتاه، k z =I av /I نامی - ضریب بار جریان ترانسفورماتور، k و - ضریب تلفات بسته به انتقال توان راکتیو (معمولاً 0.07 گرفته می شود)، T 0 - تعداد کل ساعات ترانسفورماتور تحت ولتاژ، T r - تعداد ساعات کار ترانسفورماتور تحت بار، ∆Q x =S nom I x /100 - جزء ثابت تلفات توان راکتیو بدون بار، ΔQ به =S nom u تا /100 - توان راکتیو مصرف شده توسط ترانسفورماتور در بار کامل

تلفات انرژی راکتیو برای دوره حسابداری:

. (10.8)

تلفات برق در موتورها برای واحدهای بزرگ جداگانه، لازم است در تراز الکتریکی، تلفات برق در موتورها و مکانیسم هایی که آنها را به حرکت در می آورند، در نظر بگیریم.

در طول کارکرد موتورهای الکتریکی در حالت پایدار، تلفات در آنها به عنوان مجموع تلفات در سیم پیچ، فولاد و مکانیکی تعیین می شود. تلفات سیم پیچ برای موتورهای AC تعیین می شود.