تلفات برق در عناصر شبکه

محاسبه تلفات برق در خطوط برق

محاسبه تلفات برق در خطوط برق با بار توزیع یکنواخت.

محاسبه تلفات توان در ترانسفورماتورها

داده شده و بارهای طراحیمصرف کنندگان

محاسبه تلفات برق

اقداماتی برای کاهش تلفات برق

تلفات برق در عناصر شبکه

برای توصیف کمی عملکرد عناصر شبکه الکتریکی، حالت های عملکرد آن در نظر گرفته می شود. حالت کار- این یک حالت الکتریکی ثابت است که با مقادیر جریان، ولتاژ، فعال، راکتیو و توان ظاهری مشخص می شود.

هدف اصلی از محاسبه حالت ها تعیین این پارامترها است، هم برای بررسی قابل قبول بودن حالت ها و هم برای اطمینان از عملکرد اقتصادی عناصر شبکه.

تعیین مقادیر جریان در عناصر شبکه و ولتاژ در گره های آن با ساختن تصویری از توزیع توان کل بر روی عنصر شروع می شود. از تعیین قدرت ها در ابتدا و انتهای هر عنصر. این الگو توزیع جریان نامیده می شود.

هنگام محاسبه توان در ابتدا و انتهای یک عنصر شبکه الکتریکی، تلفات توان در مقاومت عنصر و تأثیر هدایت آن در نظر گرفته می شود.

محاسبه تلفات برق در خطوط برق

تلفات توان فعال در بخش خط انتقال نیرو (نگاه کنید به شکل 7.1) به دلیل مقاومت فعال سیم ها و کابل ها و همچنین ناقص بودن عایق آنها ایجاد می شود. توان از دست رفته در مقاومت های فعال یک خط برق سه فاز و صرف گرمایش آن با فرمول تعیین می شود:

جایی که
جریان های کل، فعال و راکتیو در خطوط برق؛

P، Q، S- توان فعال، راکتیو و ظاهری در ابتدا یا انتهای خط برق.

U

آر– مقاومت فعال یک فاز خط برق.

تلفات توان فعال در هدایت خطوط برق به دلیل عایق ناقص ایجاد می شود. در خطوط برق هوایی - ظهور تاج و تا حد بسیار کمی نشت جریان از طریق مقره ها. در خطوط برق کابل - ظاهر جریان هدایت و جذب آن. زیان با استفاده از فرمول محاسبه می شود:

,

جایی که U– ولتاژ خط در ابتدا یا انتهای خط؛

جی- هدایت فعال LEP.

هنگام طراحی خطوط برق هوایی، آنها تلاش می کنند تلفات برق را به صفر برسانند و قطر سیم را طوری انتخاب می کنند که عملاً احتمال وقوع کرونا وجود ندارد.

تلفات توان راکتیو در بخش خط انتقال نیرو به دلیل راکتانس القایی سیم ها و کابل ها ایجاد می شود. توان راکتیو از دست رفته در یک خط برق سه فاز به طور مشابه با توان از دست رفته در مقاومت های فعال محاسبه می شود:

قدرت شارژ LEP تولید شده توسط رسانایی خازنی با فرمول محاسبه می شود:

,

جایی که U– ولتاژ خط در ابتدا یا انتهای خط؛

ب- هدایت راکتیو خط برق

توان شارژ باعث کاهش بار راکتیو شبکه و در نتیجه کاهش تلفات برق در آن می شود.

محاسبه تلفات توان در lep با بار توزیع یکنواخت

در خطوط شبکه محلی (
) مصرف کنندگان توان یکسان را می توان در فاصله یکسان از یکدیگر قرار داد (مثلاً منابع نور). به چنین خطوط برق، خطوط با بار توزیع یکنواخت گفته می شود (شکل 7.2 را ببینید).

در یک خط طول جریان متناوب سه فاز با بارگذاری یکنواخت Lبا کل بار فعلی منچگالی جریان در واحد طول خواهد بود I/L. با مقاومت فعال خطی r 0 تلفات توان فعال خواهد بود:

اگر بار در انتها متمرکز می شد، اتلاف توان به صورت زیر تعیین می شد:

.

با مقایسه عبارات فوق می بینیم که تلفات توان در یک خط با بار توزیع یکنواخت 3 برابر کمتر است.

وزارت صنعت و نیرو فدراسیون روسیه(وزارت صنعت و انرژی روسیه)

سفارش

در باره ب تصویب روش محاسبه تلفات استاندارد (فناوری) برق در شبکه های الکتریکی

به موجب بند 2 فرمان دولت فدراسیون روسیه در 26 فوریه 2004 N 109 و بند 3 فرمان دولت فدراسیون روسیه در 27 دسامبر 2004 N 861، دستور می دهم: 1. تصویب روش پیشنهادی برای محاسبه تلفات استاندارد (فناوری). 2. نظارت بر اجرای این دستور را به معاون وزیر صنعت و انرژی فدراسیون روسیه A.G. رئوس. وزیر V.B. کریستنکو

تایید شده

به دستور وزارت صنعت و انرژی روسیه

روش برای محاسبه تلفات استاندارد (فناوری) برق در شبکه های الکتریکی

من. مقررات عمومی

1. روش برای محاسبه استانداردها در نظر گرفته شده است زیان های تکنولوژیکیانرژی الکتریکی در شبکه های الکتریکی سازمان هایی که انرژی الکتریکی را از طریق شبکه های الکتریکی انتقال می دهند. 2. استانداردهای تلفات تکنولوژیکی برق محاسبه شده با استفاده از این روش در هنگام محاسبه هزینه خدمات برای انتقال برق از طریق شبکه های الکتریکی استفاده می شود. 3. استانداردهای تلفات تکنولوژیکی برق در دوره برنامه ریزی را می توان محاسبه کرد: - بر اساس داده های نمودار مدار، بارهای شبکه و ترکیب تجهیزات عملیاتی در دوره برنامه ریزی شده با استفاده از روش های محاسبه تلفات ایجاد شده توسط این روش. - بر اساس ویژگی های استاندارد زیان های فن آوری، محاسبه شده مطابق با این روش بر اساس محاسبات زیان در دوره گزارش (پایه). در صورت عدم وجود یک مشخصه استاندارد، می توان استانداردهای تلفات را در دوره برنامه ریزی شده بر اساس محاسبات تلفات در دوره گزارش (پایه) تعیین کرد، تلفات بار را تغییر داد به نسبت مربع نسبت برق عرضه شده به شبکه در دوره های برنامه ریزی شده و پایه و تلفات بیکاری - متناسب با توان (تعداد) تجهیزات عملیاتی در دوره های برنامه ریزی و پایه. 4. اصطلاحات و تعاریف الف) تلفات واقعی (گزارش شده) برق - تفاوت بین برق عرضه شده به شبکه و برق آزاد شده از شبکه، با توجه به داده های سیستم اندازه گیری برق تعیین می شود. ب) سیستم اندازه گیری برق - مجموعه ای از سیستم های اندازه گیری که اندازه گیری عرضه و رهاسازی برق از شبکه را فراهم می کند و شامل ترانسفورماتورهای اندازه گیری جریان (CT)، ولتاژ (VT)، کنتورهای الکتریکی، سیم ها و کابل های اتصال است. سیستم های اندازه گیری را می توان در یک سیستم اندازه گیری برق خودکار ترکیب کرد. V) تلفات تکنولوژیکی برق - مجموع تلفات تکنولوژیکی در حین حمل و نقل برق و تلفات در هنگام فروش برق. ز) تلفات فناوری در حین حمل و نقل برق - مجموع دو جزء تلفات: - تلفات در خطوط و تجهیزات شبکه های الکتریکی ناشی از فرآیندهای فیزیکی در حین انتقال برق مطابق با مشخصات فنی و حالت عملکرد خطوط و تجهیزات ( تلفات فنی ) - مصرف برق برای نیازهای خودپست ها د) ضرر فروش برق - میزان تلفات ناشی از خطا در سیستم اندازه گیری برق و خسارات ناشی از سرقت برق که مقصران آن مشخص نشده است. توجه داشته باشید. تلفات ناشی از سرقت برق از مشخصات فنی شبکه برق و سیستم اندازه گیری برق نیست و استانداردهای آنها در این روش در نظر گرفته نمی شود. ه) تلفات فنی - مجموع سه جزء تلفات در خطوط و تجهیزات شبکه های برق: - تلفات بسته به بار شبکه برق ( تلفات بار ) - تلفات بسته به ترکیب تجهیزات موجود ( ضررهای دائمی مشروط ) - تلفات بسته به شرایط آب و هوایی. و) مصرف برق برای نیازهای خود پست ها - مصرف انرژی مورد نیاز برای اطمینان از عملکرد تجهیزات تکنولوژیکیپست ها و عمر پرسنل تعمیر و نگهداری ح) تلفات برق ناشی از خطا در سیستم اندازه گیری برق - عدم تعادل کل برق، به دلیل مشخصات فنی و حالت های عملکرد کلیه سیستم های اندازه گیری برای دریافت و تامین برق. و) استاندارد برای تلفات تکنولوژیکی برق - تلفات تکنولوژیکی برق (در واحدهای مطلق یا به عنوان درصدی از شاخص تعیین شده) که مطابق با این روش برای حالت های عملیاتی، پارامترهای فنی خطوط، تجهیزات شبکه و سیستم های اندازه گیری برق در دوره مورد بررسی محاسبه می شود. به) روش استاندارد برای محاسبه تلفات توان بار - روشی که هنگام محاسبه تلفات از کل اطلاعات موجود در مورد مدارها و بارهای شبکه های یک ولتاژ معین استفاده می کند. با افزایش تجهیزات شبکه ها با ابزار اندازه گیری و کنترل عملیاتی حالت ها، توصیه می شود از روش های دقیق تری از لیست تعیین شده توسط روش استفاده کنید. ک) مشخصات استاندارد تلفات تکنولوژیکی برق - وابستگی استاندارد تلفات تکنولوژیکی برق به اجزای ساختاری تامین و تامین برق.

II. روش های محاسبه تلفات استاندارد (فناوری) در حین حمل و نقل برق

5. روش های محاسبه تلفات بار 5.1. تلفات بار برق برای یک دوره T ساعت (D روز) را می توان با یکی از پنج روش محاسبه کرد، بسته به مقدار اطلاعات موجود در مورد نمودارها و بارهای شبکه (روش ها به ترتیب کاهش دقت محاسبه مرتب شده اند): 1) عملیاتی محاسبات؛ 2) روز تسویه حساب؛ 3) بارهای متوسط؛ 4) تعداد ساعات بیشترین تلفات برق؛ 5) برآورد تلفات بر اساس اطلاعات کلی در مورد الگوها و بارهای شبکه. تلفات برق در شبکه هنگام استفاده از روش های 1 - 4 برای محاسبه تلفات برق بر اساس نمودار شبکه داده شده و بارهای عناصر آن محاسبه می شود که با اندازه گیری ها یا با محاسبه بار عناصر شبکه الکتریکی مطابق با قوانین تعیین می شود. مهندسی برق. تلفات برق با استفاده از روش های 2 - 5 باید برای هر ماه از دوره صورتحساب با در نظر گرفتن نمودار شبکه مربوط به آن ماه محاسبه شود. محاسبه تلفات برای فواصل طراحی شامل چندین ماه مجاز است که نمودارهای شبکه را می توان بدون تغییر در نظر گرفت. تلفات برق برای دوره صورتحساب به عنوان مجموع تلفات محاسبه شده برای ماه های درج شده در دوره صورتحساب (فاصله های محاسبه) تعیین می شود. 5.1.1. روش محاسبات عملیاتی شامل محاسبه تلفات برق با استفاده از فرمول است:

جایی که n- تعداد عناصر شبکه؛ دی تی- بازه زمانی که در طی آن بار فعلی من ij منعنصر شبکه با مقاومت R i، بدون تغییر پذیرفته می شوند. متر- تعداد فواصل زمانی بارهای جاری عناصر شبکه بر اساس داده‌های گزارش‌های اعزام، سیستم‌های اندازه‌گیری عملیاتی (OIC) و سیستم‌های اندازه‌گیری و کنترل برق خودکار (ASCAE) تعیین می‌شوند. 5.1.2. روش محاسبه روز شامل محاسبه تلفات برق با استفاده از فرمول است:

جایی که D دبلیو- تلفات برق در روز از ماه صورتحساب با میانگین برق روزانه به شبکه دبلیومیانگین روز و پیکربندی نمودارهای بار در گره های مربوط به اندازه گیری های کنترلی. ک l ضریبی است که تأثیر تلفات در اتصالات خطوط هوایی را در نظر می گیرد و برای خطوط با ولتاژ 110 کیلو ولت و بالاتر برابر با 1.02 و برای خطوط با ولتاژ پایین برابر 1.0 در نظر گرفته می شود. - ضریب فرم برنامه تامین برق روزانه به شبکه (گراف با تعداد مقادیر برابر با تعداد روزهای ماه اندازه گیری کنترل)؛ دی eq j - معادل تعداد روز در j-ام محاسبه شده استفاصله زمانی که با فرمول تعیین می شود:

, (3)

جایی که دبلیو mi - تامین برق شبکه در ماه منبا تعداد روزها دیمایل دبلیو m.r - همان، در ماه صورتحساب؛ ن j تعداد ماه ها در بازه محاسبه j است. هنگام محاسبه تلفات برق در ماه دیمعادله j = دیمایل تلفات برق برای روز تخمینی D دبلیوروز به عنوان مجموع تلفات توان محاسبه شده برای هر بازه ساعتی روز محاسبه شده تعیین می شود. تلفات برق در دوره صورتحساب به عنوان مجموع تلفات در تمام بازه های صورتحساب سال تعیین می شود. تعیین تلفات سالانه برق بر اساس محاسبه D مجاز است دبلیوروزهای زمستانی اندازه گیری کنترل، با در نظر گرفتن فرمول (3) ن j = 12. ضریب با فرمول تعیین می شود:

, (4)

جایی که دبلیو i - تامین برق شبکه برای روز iم ماه. دی m - تعداد روزهای یک ماه. در صورت عدم وجود داده در مورد تامین برق به شبکه برای هر روز از ماه، ضریب با فرمول تعیین می شود:

, (5)

جایی که دی r و دی n.r - تعداد روزهای کاری و غیر کاری در یک ماه ( دی m = دی p + دی n.r)؛ ک w - نسبت مقادیر انرژی مصرف شده در میانگین روزهای غیر کاری و متوسط ​​​​کار ک w = دبلیو n.p/ دبلیوپ. 5.1.3. روش بار متوسط ​​شامل محاسبه تلفات برق با استفاده از فرمول است:

, (6)

جایی که D آر cp - تلفات توان در شبکه در بارهای گره به طور میانگین در بازه طراحی. - ضریب شکل نمودار بار کل شبکه برای بازه طراحی. ک k ضریبی است که تفاوت در پیکربندی نمودارهای بار فعال و راکتیو شاخه های مختلف شبکه را در نظر می گیرد. تی j مدت زمان فاصله محاسبه j، ساعت است. ضریب شکل نمودار بار کل شبکه برای فاصله محاسبه با فرمول تعیین می شود.

جایی که پ i - مقدار بارگذاری روی مرحله i-اممدت زمان گرافیک تیمن، ساعت؛ متر- تعداد مراحل نمودار در بازه محاسبه شده. آر av - میانگین بار شبکه برای بازه طراحی. ضریب ک k در فرمول (6) برابر با 0.99 در نظر گرفته شده است. برای شبکه های 6 - 20 کیلو ولت و خطوط شعاعی 35 کیلو ولت به جای مقادیر پمن و آر cf در فرمول (7) می توان از مقادیر فعلی قسمت head استفاده کرد منمن و منچهارشنبه در این مورد ضریب ک k برابر با 1.02 در نظر گرفته شده است. تعیین ضریب شکل نمودار برای فاصله محاسبه شده با استفاده از فرمول مجاز است:

, (8)

ضریب شکل برنامه روزانه روز اندازه گیری کنترل، طبق فرمول (7) محاسبه شده است. - ضریب فرم برنامه تامین برق ماهانه به شبکه (نمودار با تعداد مقادیر برابر با تعداد ماه ها در فاصله محاسبه) با فرمول محاسبه می شود:

, (9)

جایی که دبلیو m i - تامین برق به شبکه برای ماه منفاصله طراحی؛ دبلیوچهارشنبه ماه - میانگین ماهانه تامین برق شبکه برای ماه های فاصله طراحی. هنگام محاسبه تلفات برای یک ماه در صورت عدم وجود برنامه بارگذاری، مقدار با فرمول تعیین می شود:

ضریب پر کردن نمودار بار کل شبکه ک h با فرمول تعیین می شود:

, (11)

جایی که دبلیو o - تامین برق شبکه در زمان T. تیحداکثر - تعداد ساعات استفاده از بیشترین بار شبکه. میانگین بار گره i با فرمول تعیین می شود:

جایی که دبلیو i - انرژی مصرف شده (تولید شده) در گره iدر طول تی. 5.1.4. روش تعداد ساعات بیشترین تلفات توان شامل محاسبه تلفات برق با استفاده از فرمول است:

, (13)

جایی که D آرحداکثر - تلفات توان در حالت حداکثر بار شبکه؛ t o - تعداد نسبی ساعات بیشترین تلفات توان، تعیین شده از نمودار بار کل شبکه برای بازه طراحی. تعداد نسبی ساعات بیشترین تلفات توان با فرمول تعیین می شود:

, (14)

جایی که آرحداکثر - بزرگترین مقدار مترارزش های آر i در بازه محاسبه شده ضریب ک k در فرمول (13) برابر با 1.03 در نظر گرفته شده است. برای شبکه های 6 - 20 کیلو ولت و خطوط شعاعی 35 کیلو ولت به جای مقادیر آرمن و آرحداکثر در فرمول (14) می توان از مقادیر فعلی قسمت سر استفاده کرد منمن و منحداکثر در این مورد ضریب ک k برابر با 1.0 گرفته می شود. تعیین تعداد نسبی ساعات بیشترین تلفات توان در بازه طراحی با استفاده از فرمول مجاز است:

, (15)

جایی که tc تعداد نسبی ساعات بیشترین تلفات توان است که با فرمول (14) برای برنامه روزانه روز اندازه گیری کنترل محاسبه می شود. مقادیر t v و t N با استفاده از فرمول های زیر محاسبه می شوند:

, (16)

, (17)

جایی که دبلیو m.r - تامین برق شبکه در ماه صورتحساب. هنگام محاسبه ضرر در ماه تی N = 1. در صورت عدم وجود برنامه بارگذاری، مقدار t o با فرمول تعیین می شود: 5.1.5. روشی برای تخمین تلفات با استفاده از اطلاعات کلی در مورد مدارها و بارهای شبکهشامل محاسبه تلفات برق بر اساس وابستگی تلفات به طول کل و تعداد خطوط، توان کل و تعداد تجهیزات است که بر اساس پارامترهای فنی خطوط و تجهیزات یا داده های آماری به دست می آید. 5.2. تلفات برق باید برای طرح های عملیاتی و تعمیر معمولی محاسبه شود. نمودار طراحی باید شامل تمام عناصر شبکه باشد که تلفات آنها به حالت آن بستگی دارد (خطوط، ترانسفورماتورها، سرکوبگرهای ارتباطی RF فرکانس بالا، راکتورهای محدود کننده جریان و غیره). 5.3. مقادیر محاسبه شده مقاومت فعال سیم های خط هوایی (OHL). آر n با در نظر گرفتن دمای سیم تعیین می شود تی n , ° C، بسته به میانگین دمای هوای محیط برای دوره محاسبه تی V و چگالی جریان در سیم j, A/mm 2:

آر n= آر 20 [1+0.004(t در -20+8.3j 2 F/300)]، (19)

جایی که آر 20 - سطح مقطع مقاومت سیم مرجع استاندارد اف، میلی متر 2، در تی n = 20 درجه سانتیگراد. توجه داشته باشید. در صورت عدم وجود اطلاعات در مورد چگالی متوسطجریان برای دوره محاسبه شده در هر عنصر شبکه الکتریکی، مقدار محاسبه شده j = 0.5 A/mm 2 گرفته می شود. 5.4. تلفات برق در سیم‌های اتصال و شینه‌های تابلو برق پست (SDPS) با فرمول تعیین می‌شود:

جایی که اف- متوسط ​​سطح مقطع سیم (لاستیک)؛ L- طول کل سیم (اتوبوس) در پست؛ j- چگالی جریان در صورت عدم وجود داده در مورد پارامترهای استفاده شده در فرمول (20)، تلفات محاسبه شده در SPPS مطابق با جدول گرفته شده است. بند 1 از ضمیمه 1 و طبقه بندی آنها به عنوان ضررهای دائمی 5.5. تلفات برق در اندازه گیری ترانسفورماتورهای جریان (CTs) با فرمول تعیین می شود:

, (21)

جایی که D پ CTnom - تلفات در CT در بار نامی. b CTav - مقدار متوسط ​​ضریب بار فعلی CT برای دوره صورتحساب. در صورت عدم وجود داده در مورد پارامترهای استفاده شده در فرمول (21)، تلفات محاسبه شده در CT مطابق با جدول گرفته شده است. بند 3 از ضمیمه 1 و آنها را به عنوان ضررهای دائمی مشروط طبقه بندی کنید. 6. روش های استاندارد برای محاسبه تلفات بار 6.1. روش نظارتیمحاسبه تلفات بار برق در شبکه های 330 تا 750 کیلو ولت یکی از روش های محاسبات عملیاتی است. 6.2. روشهای محاسبه استانداردتلفات بار برق در شبکه های 35 - 220 کیلو ولت عبارتند از: - در صورت عدم وجود جریان معکوس انرژی در طول اتصالات 35 - 220 کیلو ولت - روش روز محاسبه. - در حضور جریانهای انرژی معکوس - روش بار متوسط. در این حالت، تمام حالت های ساعتی در دوره محاسبه به گروه هایی با جهت های یکسان جریان انرژی تقسیم می شوند. تلفات با استفاده از روش بار متوسط ​​برای هر گروه از حالت ها محاسبه می شود. در صورت عدم وجود اطلاعات مربوط به مصرف انرژی در پست های 35 کیلوولت، استفاده از روش بزرگترین تلفات برق برای محاسبه تلفات در این شبکه ها به طور موقت مجاز است. 6.3. روش محاسبه استانداردتلفات بار برق در شبکه های 6 تا 20 کیلوولت روش بار متوسط ​​است. در صورت عدم وجود اطلاعات در مورد مصرف انرژی در 6 - 20/0.4 کیلو ولت TS، مجاز است بارهای آنها را با توزیع انرژی بخش سر (منهای انرژی در TS، جایی که مشخص است، و تلفات در 6 تعیین شود). - شبکه 20 کیلو ولت) متناسب با توان نامی یا ضرایب حداکثر بار ترانسفورماتورهای TP. در صورت عدم وجود کنتور برق در قسمت های سر فیدرهای 6-20 کیلوولت، به طور موقت مجاز است از روش بیشترین تلفات توان برای محاسبه تلفات در این شبکه ها استفاده شود. 6.4. روش محاسبه استانداردتلفات بار برق در شبکه های 0.38 کیلو ولت روشی برای تخمین تلفات بر اساس وابستگی تلفات به اطلاعات کلی در مورد نمودارها و بارهای شبکه است که در زیر به آنها اشاره شده است. تلفات برق در یک خط 0.38 کیلوولت با سطح مقطع سر افگرم، میلی متر 2، تامین انرژی الکتریکی به خط دبلیو 0.38، در هر دوره دی، روزها با استفاده از فرمول محاسبه می شوند:

, (22)

جایی که Lمعادله - طول خط معادل. tg j - ضریب توان راکتیو. ک 0.38 ضریبی است که ماهیت توزیع بار در طول خط و ناهمواری بارهای فاز را در نظر می گیرد. طول خط معادل با فرمول تعیین می شود:

Lمعادله = L m + 0.44 L 2-3 +0,22 L j، (23)

جایی که Lمتر - طول بزرگراه؛ L 2-3 - طول شاخه های دو فاز و سه فاز. L j طول شاخه های تک فاز است. توجه داشته باشید. خط اصلی به عنوان بیشترین فاصله از باس های 0.4 کیلوولت ترانسفورماتور توزیع 6 - 20/0.4 کیلوولت تا دورترین مصرف کننده متصل به یک خط سه فاز یا دو فاز درک می شود. شبکه‌های داخلی ساختمان‌های چند طبقه (تا کنتور برق) شامل طول انشعابات فاز مربوطه می‌شود، در صورت وجود سیم‌های فولادی یا مسی در انشعابات اصلی، طول خطوط تعیین‌شده توسط فرمول جایگزین می‌شود. 23):

L=L a + 4L s + 0.6L m، (24)

جایی که Lآ، Lبا و L m - طول سیم های آلومینیومی، فولادی و مسی به ترتیب. ضریب ک 0.38 با فرمول تعیین می شود:

k 0.38 = k و (9.67 - 3.32d p - 1.84d p)، (25)

جایی که د p سهم انرژی تامین شده برای جمعیت است. کو - ضریب برابر با 1 برای یک خط 380/220 ولت و برابر با 3 برای یک خط 220/127 ولت هنگام استفاده از فرمول (22) برای محاسبه تلفات نخطوط با طول کل تنه L m å ، انشعابات دو فاز و سه فاز L 2-3 å و انشعابات تک فاز L 1 å در فرمول میانگین عرضه برق در هر خط جایگزین می شود دبلیو 0,38 =دبلیو 0.38 å/ ن، جایی که دبلیو 0.38 å - کل عرضه انرژی در نخطوط، و میانگین بخش از بخش های سر، و ضریب ک 0.38 که با فرمول (25) تعیین می شود، در ضریب ضرب می شود ک N، با در نظر گرفتن ناهمواری طول خطوط و چگالی جریان در بخش های سر خطوط، تعیین شده توسط فرمول

ک N = 1.25 + 0.14 d p (26)

در صورت عدم وجود داده در مورد ضریب پر شدن نمودار و (یا) ضریب توان راکتیو، را بگیرید ک z = 0.3; tg j = 0.6. در صورت عدم اندازه گیری برق تامین شده در یک خط 0.38 کیلوولت، مقدار آن با کم کردن انرژی تامین شده به شبکه 6 - 20 کیلوولت، تلفات در خطوط و ترانسفورماتورهای 6 - 20 کیلوولت و انرژی تامین شده در TP 6-20 تعیین می شود. خطوط /0، 4 کیلو ولت و 0.38 کیلو ولت که در تراز مصرف کنندگان می باشد. 7. روش های محاسبه تلفات مشروط ثابت 7.1. تلفات دائمی مشروط الکتریسیته عبارتند از: - تلفات بدون بار در ترانسفورماتورهای قدرت (ترانسفورماتورهای خودکار) و ترانسفورماتورهای راکتورهای سرکوب قوس. - تلفات در تجهیزاتی که بار آنها مستقیماً با بار کل شبکه مرتبط نیست (دستگاه های جبران کننده قابل تنظیم). - تلفات در تجهیزاتی که پارامترهای یکسانی برای هر بار شبکه دارند (دستگاه های جبران کننده تنظیم نشده، برقگیرهای شیر (VR)، برقگیرها (OSL)، دستگاه های اتصال ارتباطی HF (HFDC)، ترانسفورماتورهای ولتاژ اندازه گیری (VT)، از جمله مدارهای ثانویه آنها، کنتور برق 0.22 - 0.66 کیلو ولت و عایق کابل های برق). 7.2. تلفات برق بدون بار در یک ترانسفورماتور قدرت (اتومترانسفورماتور) بر اساس تلفات توان بدون بار D داده شده در برگه اطلاعات تجهیزات تعیین می شود. آر x طبق فرمول:

, (27)

جایی که T r i تعداد ساعات کار تجهیزات در آن است حالت i; U i ولتاژ روی تجهیزات در حالت i-ام است. U nom - ولتاژ نامی تجهیزات. ولتاژ روی تجهیزات با استفاده از اندازه گیری ها یا با محاسبه حالت پایدار شبکه مطابق با قوانین مهندسی برق تعیین می شود. 7.3. تلفات برق در یک راکتور شنت (SR) با فرمول (27) بر اساس تلفات توان D داده شده در داده های گذرنامه تعیین می شود. آرآر. تعیین ضرر در SR بر اساس داده های جدول مجاز است. بند 1 پیوست 1. 7.4. تلفات برق در یک جبران کننده سنکرون (SC) یا یک ژنراتور که به حالت SC تغییر می کند با فرمول تعیین می شود:

جایی که b Q حداکثر ضریب بار شرکت بیمه در دوره صورتحساب است. دی آر nom - از دست دادن توان در حالت بارگذاری اسمی SC مطابق با داده های گذرنامه. تعیین خسارت در سیستم بیمه بر اساس داده های جدول مجاز است. بند 2 پیوست 1. 7.5. تلفات برق در دستگاه های جبران کننده استاتیک (CD) - بانک های خازن (BC) و جبران کننده های تریستور استاتیک (STC) - با فرمول تعیین می شود:

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

جایی که D آر ku - تلفات خاص برق مطابق با داده های گذرنامه CU. S ku - قدرت مبدل حرارتی (برای STC با توجه به جزء خازنی گرفته می شود). در صورت عدم وجود اطلاعات گذرنامه، مقدار D p ku برابر با 0.003 kW/kvar برای BC، 0.006 kW/kvar برای STK است. تلفات برق در برقگیرهای شیر، سرکوبگرها، دستگاه های اتصال ارتباطی HF، ترانسفورماتورهای ولتاژ اندازه گیری، کنتورهای برق 0.22 - 0.66 کیلو ولت و عایق کابل برق مطابق با داده های سازندگان تجهیزات گرفته می شود. در صورت عدم وجود اطلاعات سازنده، تلفات برآورد شده مطابق با پیوست 1 این روش پذیرفته می شود. 8. روش های محاسبه تلفات بسته به شرایط آب و هوایی 8.1. تلفات بسته به شرایط آب و هوایی شامل سه نوع ضرر است: - به تاج. - از جریان های نشتی از طریق عایق های خطوط هوایی؛ - مصرف برق برای ذوب یخ. 8.2. تلفات برق کرونا بر اساس داده های مربوط به تلفات توان ویژه ارائه شده در جدول تعیین می شود. 1، و در مورد مدت زمان انواع آب و هوا در طول دوره محاسبه. در عین حال، دوره های هوای خوب (به منظور محاسبه تلفات کرونا) شامل هوای با رطوبت کمتر از 100٪ و یخ می شود. به دوره های آب و هوای مرطوب - باران، برفک، مه. میز 1 . تلفات قدرت خاص به تاج

ولتاژ خطوط هوایی، نوع تکیه گاه، تعداد و مقطع سیم ها در فاز

تلفات برق کرونا، کیلووات بر کیلومتر، در شرایط آب و هوایی،

برف خشک

سرمازدگی

220 - 1 ´ 300

220st/2-1 ´ 300

220zhb-1 ´ 300

220rc/2- 1 ´ 300

110-1 ´ 120

110st/2-1 ´ 120

110zhb-1 ´ 120

110rc/2-1 ´ 120

نکات: 1. گزینه 500-8 ´ 300 مربوط به یک خط 500 کیلوولت ساخته شده در ابعاد 1150 کیلوولت است، گزینه 220-3 ´ 500 مربوط به یک خط 220 کیلوولت ساخته شده در ابعاد 500 کیلوولت است. 2. گزینه های 220/2-1 ´ 300، 154/2-1 ´ 185 و 110/2-1 ´ 120 مربوط به خطوط دو مدار هستند. تلفات در همه موارد در هر مدار داده می شود. شاخص های "st" و "بتن مسلح" نشان دهنده تکیه گاه های فولادی و بتن مسلح است. 8.3. در صورت عدم وجود اطلاعات در مورد مدت زمان انواع آب و هوا در طول دوره محاسبه، تلفات برق ناشی از کرونا از جدول تعیین می شود. 2 بسته به منطقه ای که خط در آن قرار دارد. توزیع نهادهای سرزمینی فدراسیون روسیه بر اساس منطقه به منظور محاسبه تلفات بسته به شرایط آب و هوایی در پیوست 2 این روش ارائه شده است. جدول 2. تلفات سالانه خاص برق به دلیل کرونا

ولتاژ خط هوایی، کیلوولت، تعداد و مقطع سیم ها در فاز

تلفات ویژه برق ناشی از کرونا، هزار کیلووات بر کیلومتر، در سال، در منطقه

220 - 1 ´ 300

220st/2-1 ´ 300

220zhb-1 ´ 300

220rc/2- 1 ´ 300

110-1 ´ 120

110st/2-1 ´ 120

110zhb-1 ´ 120

110rc/2-1 ´ 120

توجه داشته باشید. مقادیر ضرر داده شده در جدول 2 و 4 مربوط به یک سال با تعداد روز 365 است. هنگام محاسبه تلفات استاندارد در یک سال کبیسه، ضریب اعمال می شود. به= 366/365. 8.4. هنگام محاسبه تلفات در خطوط با مقاطع متفاوت از آنچه در جدول 1 آورده شده است، مقادیر محاسبه شده در جداول 1 و 2 در نسبت ضرب می شوند. اف T / اف f، کجا اف t - سطح مقطع کل سیم های فاز، در جدول آورده شده است. 1 اف f - مقطع واقعی سیم های خط 8.5. تأثیر ولتاژ کار خط بر تلفات کرونا با ضرب داده های داده شده در جداول 1 و 2 در ضریب تعیین شده توسط فرمول در نظر گرفته می شود:

K u cor = 6.88 U 2 rel - 5.88 U rel, (30)

جایی که U rel - نسبت ولتاژ عملیاتی خط به مقدار اسمی آن. 8.6. تلفات الکتریسیته ناشی از جریان های نشتی در امتداد عایق های خطوط هوایی بر اساس داده های مربوط به تلفات توان ویژه ارائه شده در جدول 3 و مدت زمان انواع آب و هوا در طول دوره محاسبه تعیین می شود. بر اساس تأثیر آنها بر جریان های نشتی، انواع آب و هوا باید در 3 گروه ترکیب شوند: گروه 1 - آب و هوای خوب با رطوبت کمتر از 90٪، برف خشک، یخبندان، یخ. گروه 2 - باران، برفک، شبنم، هوای خوب با رطوبت 90٪ یا بیشتر. گروه 3 - مه. جدول 3. تلفات توان ویژه ناشی از جریان های نشتی در عایق های خطوط هوایی

گروه آب و هوا

تلفات برق ناشی از جریان های نشتی در امتداد مقره ها، کیلووات بر کیلومتر، در خطوط هوایی با ولتاژ، کیلوولت

0,103

0,953

1,587

8.7. در صورت عدم وجود اطلاعات در مورد مدت زمان شرایط مختلف آب و هوایی، تلفات سالانه برق ناشی از جریان های نشتی از طریق عایق های خطوط هوایی طبق داده های جدول گرفته شده است. 4. جدول 4. تلفات برق سالانه خاص ناشی از جریان های نشتی در عایق های خطوط هوایی

شماره منطقه

تلفات برق ناشی از جریان های نشتی در طول عایق های خطوط هوایی، هزار کیلووات ساعت در کیلومتر در سال، در ولتاژ، کیلوولت

8.8. استاندارد مصرف انرژی برای ذوب یخ طبق جدول تعیین می شود. 5 بسته به محل خط هوایی روی یخ (فصل 2.5 PUE). جدول 5. مصرف خاصبرق برای ذوب یخ

تعداد سیم در فاز و مقطع mm2

سطح مقطع کل سیم ها در فاز mm2

جریان تخمینیبرق برای ذوب یخ، هزار کیلووات ساعت در کیلومتر در سال، در منطقه روی یخ:

9. مصرف برق برای نیازهای خود پست هامصرف برق برای نیازهای کمکی پست ها بر اساس دستگاه های اندازه گیری نصب شده بر روی ترانسفورماتورهای کمکی (TSN) تعیین می شود. هنگام نصب یک دستگاه اندازه گیری در اتوبوس های TSN 0.4 کیلوولت، تلفات در TSN، محاسبه شده مطابق با این روش، باید به قرائت کنتور اضافه شود.

III. روش های محاسبه تلفات ناشی از خطا در سیستم اندازه گیری برق

10. تلفات برق ناشی از خطا در سیستم اندازه گیری برق به عنوان مجموع مقادیر تعیین شده برای هر نقطه اندازه گیری برای برق ورودی به شبکه و تامین برق از شبکه طبق فرمول محاسبه می شود:

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

جایی که D TT b - خطای CT فعلی، % در ضریب بار فعلی ب TT; Dtn - خطای VT از نظر مدول ولتاژ، %؛ D q b - خطای مدار اتصال ترانسفورماتور کنتور، ٪، در ضریب بار فعلی ب TT; D sch - خطای متر، %; دی UТн - تلفات ولتاژ در مدار ثانویه TN، %؛ دبلیو- انرژی ثبت شده توسط کنتور برای دوره صورتحساب.10.1. خطای مدار اتصال ترانسفورماتور کنتور با فرمول تعیین می شود:

D q b = 0.0291 (q I b - q U) tan j , (32)

جایی که q I b خطای زاویه ای CT، min، در ضریب بار فعلی است ب TT; q U - خطای زاویه ای VT، min. tg j ضریب توان راکتیو اتصال کنترل شده است. 10.2. ضریب بار فعلی CT برای دوره صورتحساب با فرمول تعیین می شود:

, (33)

جایی که Uنام و مننام - ولتاژ و جریان نامی سیم پیچ اولیه CT. 10.3. مقادیر خطا در فرمول‌های (31) و (32) بر اساس داده‌های راستی‌آزمایی اندازه‌شناسی تعیین می‌شوند. در صورت عدم وجود اطلاعات در مورد خطاهای واقعی سیستم های اندازه گیری، محاسبه تلفات برق ناشی از خطاهای سیستم اندازه گیری برق مطابق با پیوست 3 این روش مجاز است.

IV. روش های محاسبه ویژگی های استاندارد تلفات تکنولوژیکی برق

11. مشخصه های استاندارد تلفات تکنولوژیکی برق بر اساس محاسبه تلفات در دوره پایه با استفاده از روش های تعیین شده در بخش های II و III این روش تعیین می شود و برای تعیین استاندارد تلفات برای دوره برنامه ریزی استفاده می شود. 11.1. مشخصه استاندارد تلفات تکنولوژیکی برق به شکل زیر است:

جایی که دبلیو i (j) - مقادیر شاخص ها (دریافت و تامین برق) منعکس شده در گزارش. n- تعداد شاخص ها؛ دبلیو o - تامین برق شبکه؛ دی- تعداد روزهای دوره محاسبه که مقادیر انرژی مشخص شده مربوط به آن است. آ, که درو با- ضرایب منعکس کننده اجزای زیان: آ ij و ب i - تلفات بار، بازیان های دائمی پس از مشروط، با pog - ضرر و زیان بسته به شرایط آب و هوایی، با s.n - مصرف برق برای نیازهای خود پست، که در uch - تلفات ناشی از خطا در سیستم اندازه گیری برق.11.2. مشخصات استاندارد تلفات توان بار در شبکه های بسته بر اساس یک مشخصه از پیش محاسبه شده تلفات توان بار تعیین می شود که به شکل زیر است:

, (35)

جایی که P i (j) مقادیر توان مربوط به شاخص های منعکس شده در فرمول (34) است. a ij و b i ضرایب مشخصه های استاندارد تلفات توان هستند. 11.3. تبدیل ضرایب مشخصه تلفات توان به ضرایب مشخصه تلفات برق طبق فرمول انجام می شود:

, (36)

11.4. برای اجزای یک مشخصه استاندارد حاوی محصولات مقادیر انرژی، مقدار با استفاده از فرمول محاسبه می شود:

, (38)

جایی که ک f i و ک f j - ضرایب شکل نمودارهای توان فعال i-امین و j-ام. r ij ضریب همبستگی نمودارهای i و j ام است که از داده های OIC محاسبه می شود. در صورت عدم وجود محاسبات r ij قبول . 11.5. پست ضریب C با فرمول تعیین می شود

پست C = D W پست / D, (39)

جایی که D دبلیوتلفات ثابت مشروط برق در دوره پایه. 11.6. ضریب C pog با فرمول تعیین می شود

C pog = D W pog /D، (40)

جایی که D پست W- تلفات برق بسته به شرایط آب و هوایی در دوره پایه. 11.7. ضریب C s.n با فرمول تعیین می شود

C s.n = W s.n /D، (41)

جایی که D دبلیو s.n - مصرف برق برای نیازهای خود پست ها در دوره پایه. 11.8. ضریب که در uch با فرمول تعیین می شود

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

جایی که D W uch - تلفات ناشی از خطا در سیستم اندازه گیری برق در دوره پایه. 11.9. مشخصه استاندارد تلفات بار برق در شبکه های شعاعی به شکل زیر است:

, (43)

جایی که دبلیو U - تامین برق به ولتاژ شبکه Uپشت دیروزها؛ آ U - ضریب ویژگی های استاندارد. 11.10. ضریب آ U مشخصه استاندارد (43) با فرمول تعیین می شود:

, (44)

جایی که D دبلیو n U - تلفات بار برق در شبکه ولتاژ Uدر دوره پایه 11.11. شانس آو با(C post، C pog و C s.n) برای شبکه های شعاعی 6 - 35 کیلو ولت به طور کلی، با توجه به مقادیر محاسبه شده آنها برای خطوط موجود در شبکه (A i و C i)، با فرمول ها تعیین می شود:

, (45)

جایی که دبلیو i - تامین برق به خط i. دبلیوå - یکسان، به شبکه به عنوان یک کل؛ n- تعداد خطوط شانس آمن و سی، باید برای تمام خطوط شبکه محاسبه شود. تعیین آنها بر اساس محاسبه یک نمونه محدود از خطوط مجاز نیست. 11.12. ضریب آبرای شبکه های 0.38 کیلوولت با استفاده از فرمول (43) محاسبه می شود که در آن به صورت D دبلیو nU مقدار کل تلفات بار را در تمام خطوط 0.38 کیلو ولت D جایگزین کنید دبلیو n 0.38، با استفاده از فرمول (22) با در نظر گرفتن فرمول (26) محاسبه شده است.

پیوست 1

زیان (فناوری)

برق در شبکه های برق

برآورد تلفات انرژی در تجهیزات

1. جدول A.1. تلفات برق در راکتورهای شنت (SR) و سیم‌های اتصال و شینه‌ها دستگاه های توزیعپست (SPPS)

نوع تجهیزات

تلفات انرژی ویژه تحت ولتاژ کیلوولت

ShR، هزار کیلووات ساعت / MVA در سال

SP PS، هزار کیلووات ساعت / پست در سال

توجه داشته باشید. مقادیر تلفات داده شده در ضمیمه 1 مربوط به یک سال با 365 روز است که هنگام محاسبه تلفات استاندارد در یک سال کبیسه، ضریب k = 366/365 اعمال می شود. 2. جدول A.2. تلفات برق در جبران کننده های سنکرون

نوع تجهیزات

تلفات انرژی، هزار کیلووات ساعت در سال، با توان نامی SK، MVA

SK

توجه داشته باشید. در برق SC متفاوت از آنچه در جدول آورده شده است. P.2، تلفات با استفاده از درونیابی خطی تعیین می شود. 3. جدول A.3. تلفات برق در برقگیرهای شیر (VR)، برقگیر (OSL)، ترانسفورماتورهای جریان و ولتاژ (CT) و دستگاه های اتصال ارتباطی RF (HFDC)

نوع تجهیزات

تلفات برق هزار کیلووات ساعت در سال. هنگامی که تجهیزات تحت ولتاژ هستند. کیلوولت

RV

باز کردن

یادداشت 1. تلفات برق در UPHF برای یک فاز، برای بقیه تجهیزات - برای سه فاز داده می شود. تبصره 2. تلفات برق در CT با ولتاژ 0.4 کیلو ولت معادل 0.05 هزار کیلووات ساعت در سال در نظر گرفته می شود. 4. تلفات برق در کنتورهای الکتریکی 0.22 - 0.66 کیلو ولت است که مطابق با داده های زیر، کیلووات ساعت در سال در هر متر گرفته شده است: تک فاز، القایی - 18.4. سه فاز، القایی - 92.0؛ تک فاز، الکترونیکی - 21.9; سه فاز الکترونیکی - 73.6. 5. جدول A.4. تلفات برق در عایق کابل

بخش، میلی متر 2

تلفات برق در عایق کابل، هزار کیلووات ساعت در کیلومتر در سال، در ولتاژ نامی. کیلوولت

ضمیمه 2

به روش شناسی برای محاسبه استاندارد

زیان (فناوری)

برق در شبکه های برق

توزیع نهادهای سرزمینی فدراسیون روسیه بر اساس منطقه به منظور محاسبه ضرر و زیان بسته به شرایط آب و هوایی

شماره منطقه

نهادهای سرزمینی شامل منطقه

جمهوری ساخا-یاکوتیا، قلمرو خاباروفسک

مناطق : کامچاتکا، ماگادان، ساخالین.

جمهوری : کارلیا، کومی

مناطق : آرخانگلسک، کالینینگراد، مورمانسک

مناطق : ولوگدا، لنینگراد، نووگورود، پسکوف

جمهوری : Mari-El، Mordovia، Tataria، Udmurtia، Chuvash

مناطق : بلگورود، بریانسک، ولادیمیر، ورونژ، ایوانوو، کالوگا، کیروف، کوستروما، کورسک، لیپتسک، مسکو، نیژنی نووگورود، اوریول، پنزا، پرم، ریازان، سامارا، ساراتوف، اسمولنسک، تامبوف، تور، تولا، اولیانوفسک، یاروسلاول

جمهوری : داغستان، اینگوشتیا، کاباردینو-بالکاریا، کاراچای-چرکس، کالمیکیا، اوستیای شمالی، چچن مناطق: کراسنودار، استاوروپل

مناطق : آستاراخان، ولگوگراد، روستوف

جمهوری باشکریا

مناطق : کورگان، اورنبورگ، چلیابینسک

جمهوری : بوریاتیا، خاکاسیا

لبه ها : آلتای، کراسنویارسک، پریمورسکی

مناطق : آمور، ایرکوتسک، کمروو، نووسیبیرسک، اومسک، سوردلوفسک، تومسک، تیومن، چیتا

پیوست 3

به روش شناسی برای محاسبه استاندارد

زیان (فناوری)

برق در شبکه های برق

محاسبه تلفات ناشی از خطا در سیستم اندازه گیری برق

P.3.1. تلفات برق ناشی از خطاهای سیستم اندازه گیری برق بر اساس داده های مربوط به کلاس های دقت CT - K TT، VT - K VT، متر - تعیین می شود. بهفاکتورهای بار فعلی sf، CT - ب CT و عمر مفید متر پس از آخرین تأیید - تی pov، یو وابستگی میانگین خطاهای CT، VT و متری که در زیر آورده شده است، فقط برای محاسبه کل کم‌سنجی شبکه الکتریکی به‌عنوان یک کل استفاده می‌شود. این وابستگی ها را نمی توان برای تنظیم قرائت کنتور در یک نقطه اندازه گیری خاص استفاده کرد. P.3.2. تلفات برق ناشی از خطا در سیستم اندازه گیری برق به عنوان مجموع مقادیر تعیین شده برای هر نقطه اندازه گیری برای برق ورودی به شبکه و تامین برق از شبکه با استفاده از فرمول محاسبه می شود:

که در آن D tt i، D tn i و D meter i میانگین خطاهای ترانسفورماتور، ترانسفورماتور و متر، ٪، در نقطه i-امین اندازه گیری هستند. دبلیو i انرژی ثبت شده توسط کنتور در نقطه i-ام اندازه گیری برای دوره صورتحساب است. P.3.3. میانگین خطای CT با فرمول های زیر تعیین می شود: برای CT با جریان نامی مندارای امتیاز 1000 A: در ب CT 0.05 D CT = 30( ب TT - 0.0833) به TT; (A.2) در 0.05< ب CT 0.2 D CT = 3.3333 ( ب TT - 0.35) به TT; (A.3) در ب CT > 0.2 D CT = 0.625 ( ب TT - 1) به TT; (P.4) برای CT با جریان نامی مندارای امتیاز بیش از 1000 A:

، (A.5)

P.3.4. میانگین خطای ترانسفورماتور ولتاژ (با در نظر گرفتن تلفات در سیم های اتصال) با فرمول تعیین می شود:

، (A.5)

P.3.5. میانگین خطای یک متر القایی با فرمول تعیین می شود:

، (A.7)

ضریب کبرای کنتورهای القایی تولید شده قبل از سال 2000 برابر با 0.2 و برای کنتورهای القایی ساخته شده پس از این تاریخ برابر با 0.1 است. هنگام تعیین دست کم برآورد استاندارد، مقدار تی

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 عملیاتی تجهیزات کمکیو تامین 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 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 دستگاه های دیگر.

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، یک 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 نئودیمیمی 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.

سطح مطلق هزینه ها در این مورد به معنای تعادل بین برق منتقل شده و تلفات فنی (نسبی) است. استانداردهای زیان فناوری با 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.
• کاهش توان کل به دلیل مولفه راکتیو. 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 ای انجام داد که در آن در ساعات اوج بار، هزینه کیلووات بر ساعت افزایش می یابد. این امر به میزان قابل توجهی مصرف برق را در دوره های خاصی از روز 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 خود را با ویژگی های اصلی TM 630-6-0.4 آشنا کنید.

حالا بیایید به محاسبه بپردازیم.

معرفی

بررسی ادبیات

1.3 تلفات بدون بار

نتیجه

کتابشناسی - فهرست کتب

معرفی

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 1991 تا 2003. مجموع تلفاتدر سیستم های انرژی روسیه هم در ارزش مطلق و هم به صورت درصدی از برق عرضه شده به شبکه رشد می کند.

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، توضیحی 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 های. اما در عین حال به اندازه کافی تولید می شود تعداد زیادی ازمقالاتی که در آن داده های قدیمی روشن شده و راه حل های جدیدی برای مشکلات مربوط به محاسبه، تنظیم و کاهش تلفات برق ارائه شده است.

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". ساختار تلفات برق، روش های تجزیه و تحلیل تلفات و انتخاب اقدامات برای کاهش آنها را به طور کامل 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 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 کرده است، که در حال حاضر به عنوان یک جزء اساسی از ساختار ضرر تبدیل شده 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 دادن (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 این 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 تلفاتبه 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 نظر اقتصادی، مصرف برق برای نیازهای خود پست‌ها با مصرف در عناصر شبکه برای انتقال بقیه برق به مصرف‌کنندگان 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:

جایی که 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:

جایی که β TTeq - ضریب بار فعلی معادل CT.

آو 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 اتصال سربار 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:

جایی که 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 کیلو ولت 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:

جایی که قبل از میلاد مسیح- 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:

جایی که T sl- تعداد سال کارکرد کابل؛

و τ- ضریب پیری با در نظر گرفتن پیری عایق

عمل. 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 توجه 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 عایق‌های ارائه شده در ادبیات بسیار ناهمگن هستند و به سطح SZA مرتبط نیستند.

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

جایی که U از- ولتاژ در سراسر عایق، کیلو ولت؛

R از -مقاومت آن، کیلو اهم.

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

, (1.12)

جایی که 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 می شوند 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) معمولا 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)

جایی که ک- تعداد عناصر شبکه؛

مقاومت عنصر R i V

لحظه ای از 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 زمان تی منساعت ها؛

n- تعداد حالت ها

روش های مشخصه روز با استفاده از فرمول:

, (2.3)

جایی که 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 عمومی شبکه، 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)

جایی که 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.

مطابق با آنچه برای شبکه ها بیان شده است برای اهداف مختلفروش های محاسبه زیر توصیه می شود.

روش‌های حالت‌های مشخصه برای محاسبه تلفات در شبکه‌های شکل‌دهی و انتقال سیستم در حضور اطلاعات دور در مورد بارهای گره‌ها که به صورت دوره‌ای به مرکز رایانه 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.

روش های روزهای مشخص و تعداد ساعات بیشترین تلفات را می توان 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 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 نشان دهنده همگنی آنهاست.

تمام روش های قابل استفاده برای محاسبات تلفات در شبکه های بیش از حد ولتاژ بالادر صورت وجود اطلاعات مناسب می توان برای محاسبه تلفات در شبکه های ولتاژ پایین تر استفاده کرد.

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)

جایی که 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 سر 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:

جایی که 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)

جایی که 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 محاسبه به نظر می رسد:

, (2.13)

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

پ -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)

جایی که 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؛

آ 1 - آ 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 هستند که حد بالایی بازه عدم قطعیت تلفات برای آنها بیشتر است هنجار تعیین شده(مثلاً 5 درصد).

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)

جایی که 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، تنها 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 خروجی انرژی، 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 بارهای گرهی به عنوان یک به دست می آیند. نتیجه 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 دو را نیز اجرا می کند روش ارزش گذاریمحاسبه تلفات برق در شبکه های 0.38 کیلوولت:

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 - سربار یا خط کابلبا 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.

عکس. 1. نمودار طراحی شبکه

محاسبه حالت پایدار شامل تعیین جریان ها و جریان های توان در امتداد 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 است. 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 تفصیلی شامل دو جدول با اطلاعات دقیق در مورد پارامترهای حالت و نتایج محاسبه برای شاخه ها و گره های فیدر می باشد. 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 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. اگر استاندارد تلفات بر اساس بارهای شبکه آینده نگر (برای سال محاسبه) تعیین شود، با در نظر گرفتن تأثیر اجرای تمام 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 برای اجرای تمامی اقدامات مقرون به صرفه اقتصادی، زمان معینی لازم است. 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:

برنامه ریزی شده، پیش بینی شده (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. توصیه می شود هنگام بررسی مسائل مربوط به پاداش برای پرسنل 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 به شکلی که برای مقامات نظارتی واضح 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. در سطح کنونی و بسیار پایین ساخت شبکه، ویژگی های نظارتی محاسبه شده برای طرح های شبکه موجود می تواند در عرض 5-7 سال استفاده شود. 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)

جایی که 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. آکه محاسبه آن باید یک بار برای یک شبکه خاص انجام شود:

. (4.2)

در این حالت (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 ΔРایکس.

شانس آو باویژگی های زیان کل در پخطوط شعاعی 35، 6-10 یا 0.38 کیلو ولت با فرمول های زیر تعیین می شوند:

; (4.5)

جایی که آ 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 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)

مشخصات 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:

جایی که 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) داده 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.

اطلاعات اولیه:

ولتاژ محاسبه شده 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
کل 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	جمع	مشمول	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 مربوط به 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	آخر 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

برنامه RTP 3.1 شاخص های زیر را نیز 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. ما گرفتیم:

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.

کل 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 قدر مطلق کل 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 هم برای k ZTP1 و هم برای 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

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 کیلو ولت، 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.

کتابشناسی - فهرست کتب

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 ص.

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.

ویژگی های محاسبه استانداردهای اتلاف انرژی برای سازمان های شبکه سرزمینی

Papkov B.V.، دکترای مهندسی. علوم، Vukolov V. Yu.، مهندس.NSTU im. R. E. Alekseeva، نیژنی نووگورود

ویژگی های محاسبه استانداردهای تلفات برای سازمان های شبکه سرزمینی در شرایط مدرن در نظر گرفته شده است. نتایج مطالعه روش های محاسبه تلفات در شبکه های فشار ضعیف ارائه شده است.

مسائل مربوط به حمل و نقل و توزیع انرژی و توان الکتریکی از طریق شبکه های الکتریکی تحت شرایط انحصار طبیعی سازمان های شبکه سرزمینی (TGOs) حل می شود. کارایی اقتصادی عملکرد آنها تا حد زیادی به اعتبار مواد ارائه شده به خدمات تنظیم تعرفه دولتی بستگی دارد. در عین حال، تلاش جدی برای محاسبه استانداردهای تلفات انرژی الکتریکی لازم است.

تعدادی از مشکلاتی که در مراحل تهیه مواد پشتیبان برای استانداردهای ضرر، بررسی، بررسی و تایید آنها بوجود می آیند، حل نشده باقی می مانند. در حال حاضر، TSO باید بر مشکلات زیر غلبه کند:

نیاز به جمع آوری و پردازش داده های اولیه قابل اعتماد برای محاسبه استانداردهای ضرر؛ تعداد ناکافی پرسنل برای جمع آوری و پردازش داده های اندازه گیری بارهای شبکه الکتریکی، شناسایی مصرف برق غیر قراردادی و حساب نشده. عدم وجود دستگاه های اندازه گیری برق مدرن برای محاسبه قابل اعتماد ترازهای برق هم برای کل شبکه و هم برای بخش های جداگانه آن: پست ها، خطوط، بخش های اختصاصی شبکه و غیره.

عدم وجود دستگاه های اندازه گیری برق برای تفکیک تلفات برق از مصرف خود و ارائه خدمات برای انتقال برق به مشترکین. نرم افزار تخصصی تعدادی از TSOs؛ منابع مادی، مالی و انسانی لازم برای اجرای عملی برنامه ها و اقدامات برای کاهش خسارات. چارچوب نظارتی برای مبارزه با مصرف غیر قراردادی و بدون اندازه‌گیری برق؛

پیچیدگی و شدت کار در محاسبه استانداردهای تلفات (به ویژه در شبکه های توزیع 0.4 کیلوولت)، عدم امکان عملی ارزیابی قابل اعتماد دقت آنها.

توسعه ناکافی روش ها برای ارزیابی قابل اعتماد کارایی فنی و اقتصادی اقدامات و برنامه های کاهش تلفات برق؛

مشکلات در توسعه، توافق و تصویب ترازهای برق پیش بینی تلفیقی برای دوره تنظیم شده به دلیل عدم وجود روش های مناسب و آمار قابل اعتماد در مورد پویایی اجزای تعادل.

به دلیل اهمیت اجتماعی استثنایی آنها باید به محاسبه تلفات برق در شبکه های 0.4 کیلو ولت توجه ویژه ای شود (در کل روسیه آنها حدود 40٪ از طول کل شبکه های الکتریکی را تشکیل می دهند). در این ولتاژ، انرژی الکتریکی توسط گیرنده های الکتریکی نهایی مصرف می شود: در شیمی در مقیاس بزرگ - 40-50٪، در مهندسی مکانیک - 90-95٪، در بخش خدمات عمومی - تقریبا 100٪. کیفیت و کارایی منبع تغذیه مصرف کنندگان تا حد زیادی به قابلیت اطمینان شبکه های 0.4 کیلوولت و بار آنها بستگی دارد.

محاسبه استانداردهای تلفات در شبکه های 0.4 کیلوولت یکی از پر زحمت ترین ها است. این به دلیل ویژگی های زیر است:

ناهمگونی اطلاعات مدار اولیه و قابلیت اطمینان کم آن؛

انشعاب خطوط هوایی 0.4 کیلو ولت، هنگام محاسبه تلفات که در آن وجود مدارهای پشتیبانی با پارامترهای مناسب مورد نیاز است.

دینامیک تغییرات در مدار و به ویژه پارامترهای عملیاتی؛

اجرای بخش های شبکه با تعداد فازهای مختلف.

بارگذاری ناهموار فازها؛ ولتاژهای فاز ناهموار در باس های ترانسفورماتور تغذیه.

باید تاکید کرد که روش های محاسبه توان و تلفات برق در شبکه های 0.4 کیلو ولت باید حداکثر با مدار و پارامترهای عملیاتی موجود در شرایط عملیاتی شبکه ها با در نظر گرفتن حجم اطلاعات اولیه تطبیق داده شود.

بررسی 10 TCO در منطقه نیژنی نووگورود، محاسبات استانداردهای تلفات، بررسی و تأیید آنها، ساختار TCOهای ایجاد شده را در گروه های زیر ممکن می سازد:

1. جانشینان JSC-Energo؛
2. ایجاد شده بر اساس خدمات مهندس ارشد برق یک شرکت صنعتی مطابق با محدودیت های قانون ضد انحصار.
3. ایجاد شده برای اطمینان از عملکرد تجهیزات الکتریکی که در طی اجرای اصلاحات بازار در زمینه تولید صنعتی و کشاورزی "یتیم" شده اند.

ظهور سازمان ها - جانشینان قانونی AO-energos قبلاً موجود - با بازسازی و انحلال RAO UES روسیه همراه است. محاسبه و تأیید استانداردهای ضرر برای TSOهای این گروه به حداقل مداخله از سوی محققان شخص ثالث نیاز دارد، زیرا این کار برای آنها جدید نیست: آنها سابقه نسبتاً طولانی، پرسنل با تجربه محاسباتی گسترده و حداکثر اطلاعات در دسترس دارند. مواد روش‌شناختی عمدتاً بر ویژگی‌های عملیاتی این گروه خاص از TSO متمرکز است.

تجزیه و تحلیل مشکلات مربوط به تعیین استانداردهای ضرر برای شرکت های گروه دوم نشان می دهد که امروزه کمبود شدید پرسنل آماده برای اعمال روش موجود برای محاسبه استانداردهای ضرر وجود دارد که با شرایط عملیاتی واقعی چنین TSO سازگار نیست. در این مورد، توصیه می شود شرکت های تخصصی خارجی را برای محاسبات و تایید استانداردهای زیان وارد کنید. در عین حال، نیازی به نرم‌افزار گران‌قیمت گواهی‌شده ویژه که توسط محققین شخص ثالث در دسترس است، وجود ندارد. اگر تکلیف تصویب تعرفه خدمات حمل و نقل برق از طریق شبکه های نیروگاهی را امری کلی تر بدانیم که در آن محاسبه استاندارد تلفات فقط جزء آن است (البته مهم)، مشکل قانونی در مورد قانونی بودن آن به وجود می آید. استفاده از اطلاعات فنی و اقتصادی گذشته نگر در زمینه تغییر شکل سرویس تجهیزات الکتریکی.

هنگام محاسبه تلفات در شبکه های 0.4 کیلوولت چنین TSO ها، حادترین مشکل تقسیم یک سیستم منبع تغذیه یکپارچه به بخش های حمل و نقل و فناوری است. مورد دوم به بخش هایی از شبکه حمل و نقل اشاره دارد که مستقیماً تبدیل نهایی برق را به انواع دیگر فراهم می کند. با در نظر گرفتن توزیع واقعی نقاط اتصال برای مصرف کنندگان شخص ثالث، حجم منبع مفید بر اساس سطح ولتاژ و پیچیدگی محاسبه تلفات در شبکه های 0.4 کیلوولت، تقریباً در همه موارد توصیه می شود این شبکه ها را به طور کامل به عنوان بخش فناوری طبقه بندی کنید. .

TSOs طبقه بندی شده به عنوان گروه سوم در نتیجه اقدامات اجباری انجام شده توسط کسب و کار دولتی و خصوصی برای از بین بردن وضعیت غیرقابل قبولی که به دلیل رها شدن از فعالیت های غیر اصلی یا ورشکستگی شرکت های مختلف، تعداد زیادی از تاسیسات الکتریکی شکل می گیرد. (عمدتا با ولتاژ 10-6-0.4 کیلو ولت) توسط مالکان قبلی رها شد. در حال حاضر شرایط فنیبسیاری از چنین تاسیسات الکتریکی را می توان نامطلوب توصیف کرد. با این حال، حذف آنها از کار به دلیل اهمیت اجتماعی غیرممکن است. با در نظر گرفتن این موضوع، برنامه ای برای احیای شبکه های فرسوده و "یتیم" در مناطق در حال اجرا است که تامین مالی آن، از جمله به صورت متمرکز، از بودجه فدرال تامین می شود. در بیشتر موارد، تجهیزات الکتریکی توسط دولت های محلی در ترازنامه پذیرفته می شود که مشکل اطمینان از عملکرد طبیعی آن را حل می کند. بر اساس تجربه منطقه نیژنی نووگورود، می توان نتیجه گرفت که جهت اصلی استفاده از این تجهیزات اجاره آن به شرکت های تخصصی دولتی و خصوصی است.

با توجه به پراکندگی شبکه های این TSO ها در مناطق مختلف اداری برای حل مشکلات انتقال و توزیع برق، اطمینان از عملکرد شبکه های الکتریکی (نصب، تنظیم، تعمیر و نگهداریتجهیزات الکتریکی و وسایل حفاظت از شبکه های برقی، دو راه ممکن است: ایجاد خدمات تعمیر و نگهداری و تعمیرات خود (که به دلیل تحت پوشش قرار دادن یک قلمرو بزرگ منجر به افزایش مدت زمان نگهداری تجهیزات می شود) یا انعقاد قراردادهای تعمیر و نگهداری با خدمات JSC-Energo. در این صورت کارایی تضمین می شود، اما امکان سنجی وجود سازمان هایی از این نوع معنای خود را از دست می دهد. در حال حاضر، TSOهای گروه سوم در حال انجام کار بر روی نصب واحدهای اندازه گیری برق هستند که در چارچوب برنامه منطقه ای برای بازسازی شبکه های فرسوده و از منابع دیگر تامین مالی می شود. مسائل ساماندهی سامانه جمع آوری و پردازش اطلاعات قرائت کنتورهای انرژی الکتریکی با مشارکت سازمان های تخصصی در حال حل و فصل است. با این حال، هزینه و حجم بالا کار لازمو همچنین تضادهای موجود بین شرکت کنندگان در فرآیند تشکیل یک سیستم اندازه گیری برق به زمان طولانی برای تکمیل کامل آنها نیاز دارد.

تحت سیستم تعیین تعرفه فعلی برای حمل و نقل انرژی الکتریکی، مبنای محاسبه اطلاعات مربوط به مشخصات فنی و اقتصادی تجهیزات الکتریکی مورد استفاده و اطلاعات گذشته نگر در مورد هزینه های واقعی عملیات TSO در دوره قبلی (پایه) است. برای TSOهای تازه ایجاد شده از گروه سوم، این یک مانع غیرقابل عبور است.

از نقطه نظر محاسبه استاندارد تلفات الکتریکی، TSOهای این کلاس بیشترین مشکلات را ایجاد می کنند. اصلی ترین ها:

عملا هیچ اطلاعات گذرنامه برای تجهیزات الکتریکی وجود ندارد.

هیچ نمودار تک خطی شبکه های الکتریکی، نمودارهای پشتیبانی از خطوط برق هوایی (BJI) و نمودارهای مسیر خطوط کابلی گذاشته شده (CL) وجود ندارد.

برخی از بخش‌های خطوط هوایی و خطوط کابلی این گونه شبکه‌ها ارتباط مستقیمی با سایر تجهیزات TSO در نظر گرفته ندارند و عناصر اتصال سایر TSO هستند.

در این شرایط می توان از روش های تصمیم گیری در شرایط فقدان و عدم قطعیت اطلاعات اولیه استفاده کرد. این امکان دستیابی به نتایج مثبت را صرفاً به این دلیل می‌دهد که اولویت معقول به آن دسته از گزینه‌هایی داده می‌شود که انعطاف‌پذیرترین هستند و بیشترین کارایی را ارائه می‌دهند. یکی از آنها روش ارزیابی کارشناسان است. استفاده از آن برای هر TSO خاص از گروه سوم تنها راه ممکن برای تعیین کمیت شاخص های لازم برای محاسبه تلفات برق در مرحله اولیه عملیات سازمان های شبکه است.

به عنوان مثال، اجازه دهید ویژگی های محاسبه استانداردهای تلفات برق را برای یک سازمان (که به طور معمول TSO-energo نامیده می شود) در نظر بگیریم، که تجهیزات الکتریکی آن در قلمرو 17 منطقه منطقه نیژنی نووگورود پراکنده شده است. منابع اطلاعات اولیه در مورد تجهیزات الکتریکی و حالت های عملکرد TSO-energo در زمان شروع بررسی، قراردادهای اجاره تجهیزات و سازه های الکتریکی، قراردادهای خدمات فنی و عملیاتی منعقد شده توسط اداره آن با شعب محلی OJSC Nizhnovenergo و با تامین کننده تضمین کننده برق در منطقه. با توجه به عدم امکان در مرحله اولیه عملکرد TSO-Energo به عنوان یک سازمان شبکه برق برای محاسبه انرژی الکتریکی منتقل شده با استفاده از کنتورهای الکتریکی، حجم برق انتقالی با محاسبه تعیین شد.

در طول بازرسی از تاسیسات الکتریکی، اطلاعات اضافی در مورد شبکه های 0.4 کیلو ولتی که توسط پست های ترانسفورماتور اجاره شده توسط TSO-Energo از ادارات تنها دو منطقه منطقه تغذیه می شوند، به دست آمد. در نتیجه تجزیه و تحلیل داده‌های به‌دست‌آمده، کارشناسان با تعیین کیفی پیکربندی شبکه‌های 0.4 کیلوولت سازمان مورد مطالعه، طول کل (تعداد کل دهانه) فیدرهای 0.4 کیلوولت را به بخش‌ها و شاخه‌های اصلی (با در نظر گرفتن تعداد) تقسیم کردند. فازها) و مقادیر متوسط ​​پارامترهایی مانند تعداد فیدرهای 0.4 کیلوولت در هر پست ترانسفورماتور (2.3) به دست آمد. سطح مقطع سر فیدر خط انتقال برق 0.4 کیلو ولت (38.5 میلی متر مربع)، سطح مقطع کابل (50 میلی متر مربع) و خطوط برق هوایی (35 میلی متر") 6 کیلو ولت است.

اطلاعات در مورد شبکه های الکتریکی 0.4 کیلوولت در تمام 17 منطقه بر اساس برون یابی نتایج حاصل از تجزیه و تحلیل مدارهای پشتیبانی شبکه های الکتریکی بر اساس یک نمونه دو ساختاری ساخته شده است. طبق نظر متخصص، این مناطق برای TSO-energo معمولی هستند و برون یابی نتایج نمونه تصویر کلی پیکربندی شبکه های سازمان را به عنوان یک کل مخدوش نمی کند. در زیر مقادیر به دست آمده استاندارد برای تلفات برق AW Hn3، هزار کیلووات ساعت (%)، برای یک دوره تنظیمی 1 ساله، برای شبکه های 6-10 و 0.4 کیلو ولت آمده است:

6-10 کیلوولت 3378.33 (3.78)

0.4 کیلوولت 12452.89 (8.00)

مجموع 15831.22 (9.96)

در شرایط فعلی، با در نظر گرفتن وضعیت تاسیسات الکتریکی اکثر TSO ها، بیشترین

روش موثرتر و گاه تنها روش ممکن برای محاسبه تلفات در شبکه های 0.4 کیلوولت، روش تخمین تلفات با استفاده از اطلاعات کلی در مورد مدارها و بارهای شبکه بود. با این حال، طبق آخرین ویرایش، استفاده از آن تنها زمانی امکان پذیر است که شبکه فشار ضعیف حداقل از 100 پست ترانسفورماتور تغذیه شود، که به طور قابل توجهی استفاده از روش برای محاسبه تلفات در شبکه های TSO را محدود می کند. در اینجا شرایطی امکان پذیر است که استاندارد تلفات برق در شبکه های فشار ضعیف که با محاسبات به دست می آید و با وجود مدارک پشتیبان توجیه می شود، به دلیل پیچیدگی و گاهی اوقات عدم امکان جمع آوری اولیه، به طور قابل توجهی کمتر از تلفات گزارش شده در آنها باشد. اطلاعات برای محاسبات این ممکن است بیشتر منجر به ورشکستگی TSO و ظهور شبکه های الکتریکی "یتیم" شود. بنابراین، روش‌های مختلفی برای محاسبه استانداردهای تلفات برق در شبکه‌های فشار ضعیف به منظور انجام تحلیل مقایسه‌ای دقت محاسباتی هر یک از رویکردهای پیشنهادی در آنها مورد بررسی قرار گرفت.

برای محاسبه استانداردهای تلفات برق در شبکه های 0.4 کیلوولت با طرح های شناخته شده، از الگوریتم های مشابه برای شبکه های 6-10 کیلوولت استفاده می شود که با استفاده از روش بار متوسط ​​یا روش تعداد ساعت بیشترین تلفات توان اجرا می شود. در عین حال، روش‌های موجود روش‌های ارزیابی خاصی را ارائه می‌کنند که روش محاسبه استانداردهای تلفات در شبکه‌های ولتاژ پایین را تعیین می‌کند (روشی برای ارزیابی تلفات با استفاده از اطلاعات عمومی در مورد مدارها و بارهای شبکه، و همچنین روشی برای ارزیابی تلفات با استفاده از ولتاژ اندازه‌گیری شده). مقادیر از دست دادن).

برای انجام یک تجزیه و تحلیل عددی از دقت محاسبات، تلفات انرژی الکتریکی با استفاده از روش های نشان داده شده بر اساس مدار منبع تغذیه برای مصرف کنندگان خانگی 0.4 کیلو ولت تعیین می شود. مدل طراحی شبکه 0.4 کیلوولت در شکل (که N بار است) ارائه شده است. داشتن اطلاعات کامل در مورد پیکربندی و حالت آن به شما امکان می دهد تلفات برق AW را با استفاده از پنج روش محاسبه کنید. نتایج محاسبات در جدول ارائه شده است. 1.

انرژی صنعتی شماره i، 2010

میز 1

روش محاسبه	آ W،کیلووات ساعت (%)	8 W، %
روش روزهای مشخص فصلی	11997,51 (3,837)
روش بارگذاری متوسط	12613,638 (4,034)
روش تعداد ساعات بیشترین تلفات توان	12981,83 (4,152)
روش تخمین تلفات با استفاده از مقادیر تلفات ولتاژ اندازه گیری شده	8702,49 (2,783)
روشی برای تخمین تلفات با استفاده از اطلاعات کلی در مورد مدارها و بارهای شبکه	11867,21 (3,796)

قابل اطمینان ترین نتایج آنهایی هستند که با محاسبه عنصر به عنصر شبکه 0.4 کیلوولت با استفاده از روش روزهای فصلی مشخصه به دست آمده اند. اما داشتن اطلاعات کامل در مورد پیکربندی شبکه، برندها و سطح مقطع سیم ها، جریان در سیم های فاز و نول ضروری است که به دست آوردن آن بسیار دشوار است. از این دیدگاه، محاسبه تلفات برق با استفاده از روش بار متوسط ​​یا روش تعداد ساعات بیشترین تلفات توان ساده‌تر است. اما استفاده از این روش ها مستلزم محاسبه عنصر به عنصر بسیار پر زحمت شبکه در حضور اطلاعات اولیه در مورد جریان ها و جریان های توان فعال در طول خطوط است که جمع آوری آن ها نیز برای بسیاری از سازمان های شبکه عملا غیر ممکن است. . تجزیه و تحلیل نتایج تلفات در مدل محاسبه با استفاده از روش بار متوسط ​​و روش تعداد ساعات بیشترین تلفات توان، تخمین بیش از حد تلفات برق را در مقایسه با نتیجه به‌دست‌آمده با روش مشخصه روز فصلی نشان می‌دهد.

استفاده از روش تخمین تلفات برق بر اساس مقادیر اندازه گیری شده تلفات ولتاژ تحت شرایط مدل شبکه مورد بررسی منجر به دست کم گرفتن قابل توجه استاندارد برای تلفات مورد نظر می شود. تلفات ولتاژ در خطوط 0.4 کیلو ولت را نمی توان به طور کامل اندازه گیری کرد و هنگام بررسی نتایج محاسبات نمی توان قابلیت اطمینان آنها را ارزیابی کرد. از این نظر، روش نسبتاً نظری است و برای محاسبات عملی که نتایج آن باید توسط نهاد نظارتی پذیرفته شود، قابل اجرا نیست.

بنابراین، با توجه به مطالعات انجام شده، به نظر می رسد موثرترین روش برای تخمین تلفات برق با استفاده از اطلاعات تعمیم یافته در مورد الگوها و بارهای شبکه باشد. از نقطه نظر جمع آوری اطلاعات مدار اولیه کافی برای محاسبه، کمترین کار را می طلبد. نتایج زمانی که در مدل محاسباتی استفاده می‌شوند، حتی در سطح تعیین تلفات در دو فیدر که توسط یک پست ترانسفورماتور تغذیه می‌شوند، اختلاف کمی با داده‌های محاسبه عنصر به عنصر دارند. با در نظر گرفتن مدارهای ولتاژ پایین واقعی TSOهای موجود، که در آنها تعداد فیدرهای 0.4 کیلوولت به چندین ده و صدها می رسد، خطا در استفاده از این روش برای تخمین تلفات حتی کمتر از سطح مدل محاسباتی در نظر گرفته شده خواهد بود. مزیت دیگر این روش امکان تعیین تلفات در تعداد دلخواه خطوط برق به طور همزمان است. معایب اصلی آن شامل عدم امکان تجزیه و تحلیل دقیق تلفات در شبکه 0.4 کیلوولت و توسعه، بر اساس داده های به دست آمده، اقداماتی برای کاهش آنها است. با این حال، هنگام تصویب استانداردهای تلفات برق به طور کلی برای سازمان شبکه در وزارت انرژی فدراسیون روسیه، این وظیفه اصلی نیست.

تجربه مثبت بررسی تعدادی از سازمان های شبکه امکان تجزیه و تحلیل پویایی تغییرات در استانداردهای تلفات انرژی الکتریکی در شبکه های TGO های در نظر گرفته شده را فراهم می کند. دو سازمان از گروه دوم (به طور معمول TSO-1 و TSO-2 تعیین می شوند) و شش سازمان از گروه سوم (TSO-3 - TSO-8) به عنوان اهداف مطالعه انتخاب شدند. نتایج محاسبه استانداردهای زیان آنها در سال 2008 - 2009. در جدول ارائه شده است. 2.

در نتیجه، مشخص شد که شناسایی روندهای یکسان در تغییرات استانداردهای زیان به طور کلی برای موارد در نظر گرفته شده غیرممکن است

جدول 2

سازمان	استانداردهای ضرر برای TSOها به طور کلی، %
	در سال 2008	در سال 2009
TSO-1
TSO-2
TSO-3
TSO-4
TSO-5
TSO-6
TSO-7
TSO-8
بطور کلی

بنابراین لازم است اقداماتی برای کاهش تلفات برای هر TCO به طور جداگانه ایجاد شود.

نتیجه گیری

1. مسیرهای اصلی افزایش اعتبار سهمیه بندی تلفات برق در شبکه های الکتریکی، توسعه، ایجاد و اجرای سیستم های اطلاعات و اندازه گیری خودکار برای اندازه گیری تجاری برای بازارهای برق، سازمان های شبکه و شرکت ها است.
2. ساده‌ترین و مؤثرترین و گاهی تنها مورد استفاده در این مرحله از توسعه سازمان‌های شبکه، روش ارزیابی تلفات با استفاده از اطلاعات عمومی در مورد الگوها و بارهای شبکه است.
3. تجزیه و تحلیل دقیق نتایج حاصل از محاسبه تلفات فنی در شبکه های 0.4 کیلوولت اثربخشی توسعه اقدامات برای کاهش آنها را تعیین می کند، بنابراین، ادامه تحقیقات در مورد روش های محاسبه تلفات در این شبکه ها ضروری است.

کتابشناسی - فهرست کتب

1. سفارشمحاسبه و توجیه استانداردهای تلفات تکنولوژیکی برق در طول انتقال آن از طریق شبکه های الکتریکی (مصوب به دستور وزارت صنعت و انرژی روسیه مورخ 4 اکتبر 2005 شماره 267). - M.: CPTI و TO ORGRES، 2005.
2. Vukolov V. Yu.، Papkov B. V.ویژگی های محاسبه استانداردهای تلفات برای سازمان های شبکه برق. سیستم انرژی: مدیریت، رقابت، آموزش. - در کتاب: سات. گزارش سوم کنفرانس بین المللی علمی و عملی T. 2. Ekaterinburg: USTU-UPI، 2008.