Le perdite di elettricità nelle reti elettriche sono inevitabili, quindi è importante che non superino un livello economicamente giustificato. Il superamento degli standard di consumo tecnologico indica problemi che sono sorti. Per correggere la situazione, è necessario stabilire le cause dei costi non target e scegliere le modalità per ridurli. Le informazioni raccolte in questo articolo descrivono molti aspetti di questo difficile compito.

Tipi e struttura delle perdite

Le perdite rappresentano la differenza tra l'elettricità fornita ai consumatori e l'energia effettivamente ricevuta da loro. Per normalizzare le perdite e calcolarne l’effettivo valore è stata adottata la seguente classificazione:

• Fattore tecnologico. Dipende direttamente dai processi fisici caratteristici e può cambiare sotto l'influenza della componente di carico, dei costi semifissi e delle condizioni climatiche.
• Spese spese per il funzionamento e la fornitura di apparecchiature ausiliarie condizioni necessarie per l'attività del personale tecnico.
• Componente commerciale. Questa categoria include errori nei dispositivi di misurazione, nonché altri fattori che causano la sottomisurazione dell'elettricità.

Di seguito è riportato un grafico medio delle perdite per una tipica azienda elettrica.

Come si può vedere dal grafico, i costi più elevati sono associati alla trasmissione tramite linee aeree (elettrodotti), che rappresentano circa il 64% delle perdite totali. Al secondo posto c'è l'effetto corona (ionizzazione dell'aria vicino ai cavi della linea aerea e, di conseguenza, la formazione di correnti di scarica tra di essi) – 17%.

Sulla base del grafico presentato, si può affermare che la percentuale maggiore di spese non mirate ricade sul fattore tecnologico.

Principali cause delle perdite di energia elettrica

Capita la struttura, passiamo alle motivazioni che determinano una spesa inadeguata in ciascuna delle categorie sopra elencate. Cominciamo con le componenti del fattore tecnologico:

1. Perdite di carico si verificano nelle linee elettriche, nelle apparecchiature e vari elementi reti elettriche. Tali costi dipendono direttamente dal carico totale. Questo componente include:

• Le perdite nelle linee elettriche sono direttamente correlate alla forza attuale. Ecco perché, quando si trasmette elettricità su lunghe distanze, viene utilizzato il principio di aumentarla più volte, il che contribuisce a una riduzione proporzionale della corrente e, di conseguenza, dei costi.
• Consumo nei trasformatori di natura magnetica ed elettrica (). Ad esempio, di seguito è riportata una tabella che mostra i dati sui costi per i trasformatori di tensione delle sottostazioni nelle reti da 10 kV.

Il consumo non target di altri elementi non è incluso in questa categoria a causa della complessità di tali calcoli e dell'importo insignificante dei costi. Per questo, viene fornito il seguente componente.

1. Categoria di spese semifisse. Comprende i costi associati al normale funzionamento delle apparecchiature elettriche, tra cui:

• Funzionamento a vuoto delle centrali elettriche.
• Costi delle apparecchiature che forniscono la compensazione del carico reattivo.
• Altri tipi di costi in vari dispositivi, le cui caratteristiche non dipendono dal carico. Gli esempi includono l'isolamento dell'alimentazione, i dispositivi di misurazione nelle reti da 0,38 kV, la misurazione dei trasformatori di corrente, i limitatori di sovratensione, ecc.

Tenendo conto di quest'ultimo fattore, è necessario tenere conto dei costi energetici per lo scioglimento del ghiaccio.

Costi per il sostegno al funzionamento delle sottostazioni

In questa categoria rientra il costo dell'energia elettrica per il funzionamento dei dispositivi ausiliari. Tali apparecchiature sono necessarie per il normale funzionamento delle principali unità responsabili della conversione dell'elettricità e della sua distribuzione. I costi vengono registrati utilizzando dispositivi di misurazione. Ecco un elenco dei principali consumatori appartenenti a questa categoria:

• sistemi di ventilazione e raffreddamento per apparecchiature di trasformazione;
• riscaldamento e ventilazione del locale tecnologico, nonché corpi illuminanti interni;
• illuminazione delle aree adiacenti alle cabine;
• apparecchiature per caricare batterie;
• circuiti operativi e sistemi di monitoraggio e controllo;
• sistemi di riscaldamento per apparecchiature esterne, come moduli di controllo dell'interruttore automatico dell'aria;
• vari tipi di apparecchiature per compressori;
• meccanismi ausiliari;
• attrezzature per Lavoro di riparazione, apparecchiature di comunicazione e altri dispositivi.

Componente commerciale

Questi costi rappresentano l'equilibrio tra perdite assolute (effettive) e tecniche. Idealmente, tale differenza dovrebbe tendere a zero, ma nella pratica ciò non è realistico. Ciò è dovuto principalmente alle caratteristiche dei contatori elettrici e dei contatori elettrici installati presso i consumatori finali. Si tratta di errore. Esistono una serie di misure specifiche per ridurre perdite di questo tipo.

In questa componente rientrano anche gli errori nelle bollette emesse ai consumatori e i furti di energia elettrica. Nel primo caso, una situazione simile può verificarsi per i seguenti motivi:

• il contratto per la fornitura di energia elettrica contiene informazioni incomplete o errate sul consumatore;
• tariffa erroneamente indicata;
• mancanza di controllo sui dati del contatore;
• errori relativi a conti precedentemente rettificati, ecc.

Per quanto riguarda i furti, questo problema si verifica in tutti i paesi. Di norma, tali azioni illegali vengono eseguite da consumatori domestici senza scrupoli. Si noti che a volte si verificano incidenti con le imprese, ma tali casi sono piuttosto rari e quindi non sono decisivi. È tipico che il picco dei furti si verifichi nella stagione fredda e in quelle regioni dove ci sono problemi con l'approvvigionamento di calore.

Esistono tre metodi di furto (sottostimando le letture dei contatori):

1. Meccanico. Ciò significa un intervento appropriato nel funzionamento del dispositivo. Può rallentare la rotazione del disco mediante azione meccanica diretta, modificando la posizione del contatore elettrico inclinandolo di 45° (per lo stesso scopo). A volte viene utilizzato di più modo barbaro, vale a dire, i sigilli sono rotti e il meccanismo è sbilanciato. Uno specialista esperto rileverà immediatamente l'interferenza meccanica.
2. Elettrico. Può trattarsi di un collegamento illegale ad una linea aerea mediante "lancio", un metodo per investire la fase della corrente di carico, nonché l'utilizzo dispositivi speciali per un risarcimento totale o parziale. Inoltre, ci sono opzioni con la deviazione del circuito di corrente del dispositivo di misurazione o la commutazione di fase e zero.
3. Magnetico. Con questo metodo, un magnete al neodimio viene portato sul corpo del misuratore a induzione.

Quasi tutto dispositivi moderni Non sarà possibile “ingannare” la contabilità utilizzando i metodi sopra descritti. Inoltre, tali tentativi di interferenza possono essere registrati dal dispositivo e archiviati in memoria, il che porterà a conseguenze disastrose.

Il concetto di standard di perdita

Con questo termine si intende la definizione di criteri economicamente validi per le spese non-obiettivo per un certo periodo. Durante la standardizzazione, tutti i componenti vengono presi in considerazione. Ciascuno di essi viene attentamente analizzato separatamente. Di conseguenza, i calcoli vengono effettuati tenendo conto del livello effettivo (assoluto) dei costi per il periodo passato e di un'analisi di varie opportunità che consentono di realizzare le riserve identificate per ridurre le perdite. Cioè, gli standard non sono statici, ma vengono regolarmente rivisti.

Sotto il livello di costo assoluto in in questo caso implica un equilibrio tra l'elettricità trasmessa e le perdite tecniche (relative). Standard perdite tecnologiche determinato da calcoli appropriati.

Chi paga per la perdita di energia elettrica?

Tutto dipende dai criteri di definizione. Se parliamo di fattori tecnologici e costi di supporto al funzionamento delle relative apparecchiature, il pagamento per le perdite è incluso nelle tariffe per i consumatori.

Completamente diversa è la situazione per la componente commerciale; se viene superato il tasso di perdita stabilito, l'intero carico economico viene considerato una spesa per l'azienda che fornisce l'energia elettrica ai consumatori.

Modi per ridurre le perdite nelle reti elettriche

I costi possono essere ridotti ottimizzando le componenti tecniche e commerciali. Nel primo caso dovranno essere adottate le seguenti misure:

• Ottimizzazione del circuito e modalità operativa della rete elettrica.
• Studio della stabilità statica e individuazione dei nodi di carico potenti.
• Declino potere totale a causa della componente reattiva. Di conseguenza, la quota di potenza attiva aumenterà, il che avrà un impatto positivo sulla lotta contro le perdite.
• Ottimizzazione del carico del trasformatore.
• Ammodernamento delle attrezzature.
• Vari metodi di bilanciamento del carico. Ad esempio, ciò può essere fatto introducendo un sistema di pagamento multitariffa, in cui all'ora carico massimo aumento del costo del kWh. Ciò ridurrà significativamente il consumo di elettricità durante determinati periodi della giornata, di conseguenza la tensione effettiva non “abbasserà” al di sotto degli standard accettabili;

Puoi ridurre i costi aziendali:

• ricerca regolare di connessioni non autorizzate;
• creazione o ampliamento di unità esercitanti il ​​controllo;
• controllare le letture;
• automazione della raccolta e dell’elaborazione dei dati.

Metodologia ed esempio per il calcolo delle perdite di energia elettrica

In pratica, per determinare le perdite vengono utilizzati i seguenti metodi:

• esecuzione di calcoli operativi;
• criterio quotidiano;
• calcolo dei carichi medi;
• analisi delle maggiori perdite di potenza trasmessa per giorno e ora;
• accesso a dati generalizzati.

Informazioni complete su ciascuno dei metodi sopra presentati possono essere trovate nei documenti normativi.

In conclusione, forniamo un esempio di calcolo dei costi in un trasformatore di potenza TM 630-6-0.4. Di seguito è riportata la formula di calcolo e la sua descrizione; è adatta alla maggior parte dei tipi di dispositivi simili.

Calcolo delle perdite in un trasformatore di potenza

Per comprendere il processo, dovresti familiarizzare con le caratteristiche principali di TM 630-6-0.4.

Ora passiamo al calcolo.

Nell'ultimo numero della rivista abbiamo pubblicato un articolo di Yuri Zhelezko sulla regolamentazione delle perdite tecnologiche di elettricità nelle reti a bassa e media tensione. L'autore ha delineato la sua metodologia per determinare lo standard. Oggi presentiamo una visione diversa sullo stesso argomento di Valery Eduardovich Vorotnitsky.

L’analisi dell’esperienza estera mostra che l’aumento delle perdite di elettricità nelle reti è un processo oggettivo per i paesi con un’economia in crisi e un settore energetico riformato, un segno dei divari esistenti tra la solvibilità dei consumatori e le tariffe elettriche, un indicatore di investimenti insufficienti in l'infrastruttura di rete e il sistema di misurazione dell'elettricità e la mancanza di sistemi informativi automatizzati su vasta scala per la raccolta e la trasmissione dei dati sulla fornitura utile di elettricità, la struttura dei flussi di elettricità per livelli di tensione, i bilanci elettrici nelle reti elettriche.
Nei paesi in cui si verificano i fattori sopra indicati, le perdite di elettricità nelle reti elettriche sono generalmente elevate e tendono ad aumentare. La dinamica delle perdite nelle reti elettriche nazionali negli ultimi 10-12 anni mostra che la Russia non fa eccezione in questo senso.
Il costo delle perdite fa parte dei costi di trasmissione e distribuzione dell'elettricità attraverso le reti elettriche. Maggiori sono le perdite, maggiori saranno questi costi e, di conseguenza, le tariffe elettriche per i consumatori finali. È noto che parte delle perdite è rappresentata dal consumo tecnologico di elettricità necessario per superare la resistenza della rete e fornire ai consumatori l'elettricità generata nelle centrali elettriche. Questo consumo di elettricità tecnologicamente necessario deve essere pagato dal consumatore. Questo, in sostanza, è lo standard di perdita.
Le perdite causate da modalità operative non ottimali della rete elettrica, errori nel sistema di misurazione dell’elettricità e carenze nelle attività di vendita di energia sono perdite dirette per le organizzazioni fornitrici di energia e, ovviamente, dovrebbero essere ridotte. Questo è il motivo per cui la Commissione federale per l'energia della Russia, come principale agenzia governativa Il ramo esecutivo, incaricato di frenare la crescita delle tariffe elettriche, stabilisce gli standard per le perdite di elettricità nelle reti elettriche e i metodi per calcolarle. Attualmente ci sono discussioni piuttosto accese attorno a questi metodi, sia scientifici che puramente pratici. Esistono, in particolare, proposte per una metodologia per tenere conto di alcune componenti aggiuntive dello standard di perdita.
Lo scopo di questo articolo è quello di delineare uno degli approcci al razionamento delle perdite, che è stato espresso dall'autore nel novembre 2002 al Seminario scientifico e tecnico internazionale "Valutazione, analisi e riduzione delle perdite di elettricità nelle reti elettriche - 2002" e ha ricevuto supporto sia nel seminario stesso che in alcune pubblicazioni di esperti sulle perdite di energia elettrica, in particolare in.

Struttura standard delle perdite
Lo standard di perdita si basa sulle perdite tecniche di elettricità nelle reti elettriche, causate dai processi fisici di trasmissione e distribuzione di elettricità, determinate mediante calcolo e comprendenti perdite “variabili” e condizionatamente costanti, nonché il consumo standard di elettricità per proprio conto esigenze delle sottostazioni.
In conformità con gli articoli 247, 252, 253 e 254 del capitolo 25 del Codice Fiscale della Federazione Russa, lo standard per le perdite di elettricità nelle reti elettriche può essere definito come un consumo tecnologico economicamente giustificato e documentato di elettricità durante il suo trasporto, a condizione che tali consumi venivano sostenuti per svolgere attività finalizzate a percepire reddito.
Secondo la clausola 58 e la tabella clausola 1.3 della Risoluzione della Commissione Economica Federale della Federazione Russa N 37-E/1 del 14 maggio 2003, lo standard di perdita dovrebbe includere:

• perdite a vuoto nei trasformatori, banchi di condensatori statici e compensatori statici, reattori shunt, compensatori sincroni (SC) e generatori funzionanti in modalità SC;
• perdite alla corona nelle linee;
• consumo di energia elettrica per il fabbisogno proprio delle sottostazioni;
• altre perdite condizionatamente permanenti giustificate e documentate;
• perdite variabili di carico nelle reti elettriche;
• perdite dovute a errori nei dispositivi di misurazione dell'elettricità.

Quali perdite abbiamo?
Ad oggi è stato sviluppato un numero piuttosto elevato di metodi per il calcolo delle perdite tecniche di elettricità. Questi metodi sono il risultato di molti anni di lavoro di un vasto esercito di specialisti che, nel corso degli anni, si sono dedicati ad affinare i calcoli delle perdite nelle reti. Su questo argomento sono state difese numerose tesi di candidati e di dottorato, ma la questione rimane ancora rilevante e non è stata completamente studiata. Ciò è dovuto al fatto che non esistono informazioni complete e affidabili sui carichi delle reti elettriche di tutti i livelli di tensione. Inoltre, quanto più bassa è la tensione nominale di rete, tanto meno complete ed affidabili sono le informazioni disponibili sui carichi.
Le differenze nei metodi proposti dai singoli specialisti consistono principalmente nei tentativi di integrare le informazioni mancanti o di aumentarne l'accuratezza attraverso la generalizzazione, l'uso di dati statistici per periodi passati simili, ecc. L'inizio dell'unificazione dei metodi per il calcolo delle perdite tecniche e la definizione degli standard di perdita coincide approssimativamente con l'inizio dell'introduzione attiva della tecnologia informatica nella pratica del calcolo delle modalità delle reti elettriche a metà degli anni '60 del XX secolo.
I primi standard di perdita furono stabiliti negli standard temporanei per il funzionamento delle reti elettriche urbane e rurali, approvati con ordinanza del Ministero dei servizi pubblici della RSFSR n. 334 del 30 novembre 1964.
Negli ultimi trent'anni sono state emanate numerose linee guida di settore sui metodi per il calcolo delle perdite di elettricità nelle reti elettriche di tutti i livelli di tensione. Così, nel 1976, furono attuate le Istruzioni Temporanee per il calcolo e l'analisi delle perdite di energia elettrica nelle reti elettriche dei sistemi elettrici, sviluppate da Uraltechenergo; nel 1987, le Istruzioni per il calcolo e l'analisi dei consumi tecnologici dell'energia elettrica per la trasmissione; attraverso le reti elettriche dei sistemi elettrici e delle associazioni energetiche, sviluppate da VNIIE e Uraltechenergo, e nel 2001 - Raccomandazioni metodologiche per determinare le perdite di energia elettrica nelle reti elettriche urbane con una tensione di 10(6) - 0,4 kV, sviluppate da Roskommunenergo e JSC ASU Mosoblelektro .
Elencato regolamenti ha avuto un ruolo positivo. In conformità con questi documenti, è stato sviluppato un numero piuttosto elevato di programmi per computer. I programmi si basano quasi sugli stessi metodi per il calcolo delle perdite. Le differenze tra i programmi consistono principalmente nella loro capacità di servizio, nel numero di componenti di perdita prese in considerazione, nel volume e nel numero di compiti da risolvere.
La maggior parte dei sistemi energetici e delle reti elettriche dei servizi pubblici, utilizzando l'uno o l'altro programma di calcolo, possono ora calcolare in modo relativamente accurato le perdite di elettricità variabili e semicostanti nelle reti elettriche da 6 a 750 kV. È ancora molto difficile calcolare le perdite nelle reti da 0,38 kV a causa dei grandi volumi di queste reti e della piccola quantità di informazioni o della loro assenza sui carichi di queste reti e sui loro parametri (circuiti, marche di cavi, ecc.). I risultati dei calcoli di questi programmi mostrano quasi universalmente che le perdite tecniche totali nelle reti 0,38-750 kV non superano il 10-12% dell'elettricità fornita alla rete. Inoltre, maggiore è il livello di tensione della rete, minori sono, ovviamente, le perdite relative di elettricità in essa contenute. Un livello del 10-12% è considerato il massimo possibile per le perdite di elettricità nelle reti elettriche della maggior parte delle economie sviluppate. Le perdite ottimali sono comprese tra il 4 e il 6%. Queste cifre sono confermate dal livello pre-crisi delle perdite nelle reti elettriche dei sistemi energetici dell'ex Unione Sovietica tra la metà e la fine degli anni '80 del secolo scorso.
Cosa dovrebbero fare in questo caso i sistemi energetici, le cui perdite effettive hanno raggiunto il 20-25%? Di norma, in tali sistemi energetici, una quota significativa della fornitura utile totale (fino al 40%) è costituita da consumatori domestici e di piccoli motori. Ci sono due percorsi principali qui. Il primo percorso è difficile, ma corretto: sviluppo, coordinamento con le commissioni energetiche regionali, approvazione e attuazione pratica di programmi per ridurre le perdite tecniche e commerciali di elettricità. Utilizzare questi programmi per rallentare prima la crescita e poi ridurre le perdite nelle reti.
Il secondo modo più semplice è cercare ragioni oggettive per l'aumento delle perdite, giustificare e fare pressione sul REC per aumentare lo standard di perdita al livello effettivo. Quanto sopra è illustrato da una tabella sugli standard di perdita nelle reti di alcuni sistemi energetici secondo i dati del JSC Engineering Center, filiale UES della ditta ORGRES.
Questi due percorsi corrispondono pienamente alla nota espressione: “Chi vuole lavorare cerca il modo di portarlo a termine, chi non vuole o non può cercare le ragioni per cui il lavoro non può essere svolto”.
Ovviamente, il primo modo è vantaggioso per tutti: organizzazioni fornitrici di energia, consumatori, amministrazioni locali. Anche REC e Gosenergonadzor sono interessati a questo, poiché riducendo le perdite nelle reti, le organizzazioni fornitrici di energia aumentano la redditività del loro lavoro e i consumatori, riducendo il costo dei servizi di trasmissione e distribuzione dell'elettricità, ricevono una corrispondente riduzione delle tariffe elettriche . Allo stesso tempo, è chiaro che l’attuazione pratica di questo percorso richiede notevoli sforzi organizzativi, tecnici, fisici e finanziari. I nostri calcoli mostrano che per ridurre le perdite nelle reti di 1 milione di kWh all'anno, è necessario spendere circa 1 milione di rubli. per l’attuazione delle misure pertinenti. Il secondo modo è un vicolo cieco, poiché maggiori sono le perdite incluse nella tariffa, maggiore sarà la tariffa elettrica per il consumatore finale, maggiori saranno gli incentivi che questo consumatore avrà per rubare elettricità e maggiore sarà la probabilità di maggiori perdite e prossimo aumento dello standard, ecc.
Il compito, come sappiamo, è esattamente il contrario: fermare la crescita delle perdite e ridurle. Allo stesso tempo, come mostrano le indagini energetiche sui sistemi elettrici, esistono riserve per ridurre le perdite sia nelle reti con perdite del 20-25% sia nelle reti con perdite del 6-8%. Per fare questo in pratica, hai bisogno di:

1. effettuare un calcolo e un'analisi abbastanza approfonditi delle perdite, della loro struttura e dinamica;
2. determinare livelli ragionevoli di perdite normative;
3. sviluppare, coordinare, approvare, fornire risorse finanziarie, materiali e umane e implementare misure per ridurre le perdite.

Standard di perdita ragionevole
L'eccesso delle perdite effettive nelle reti rispetto a quelle tecniche di un fattore due o più costringe, come menzionato sopra, sia gli sviluppatori di metodi di standardizzazione delle perdite che gli stessi sistemi energetici a cercare componenti aggiuntivi dello standard di perdita.
Secondo l'opinione generale, tale componente che, oltre alle perdite tecniche, può essere presa in considerazione nella norma, è la componente causata da errori nei dispositivi di misurazione dell'elettricità. Ciò si riflette nella Risoluzione della Commissione Economica Federale della Federazione Russa del 14 maggio 2003 N37-E/1. Tuttavia, non dice di quali errori stiamo parlando. E ce ne sono almeno tre:

1. errore ammissibile del complesso di misura (MC), nel caso generale costituito da un trasformatore di corrente, un trasformatore di tensione e un contatore in condizioni di funzionamento normali;
2. errore sistematico dell'IR (sia negativo che positivo), dovuto a condizioni operative non standardizzate per l'utilizzo dell'IR;
3. errore negativo sistematico dei vecchi contatori a induzione che hanno esaurito la loro durata utile e dei contatori con date di verifica scadute.

Tenendo conto della definizione di standard di perdita di cui sopra, che deriva dai requisiti del Codice Fiscale della Federazione Russa e sulla base della Risoluzione della Commissione Federale per l'Energia della Federazione Russa N 37-E/1 del 14 maggio 2003, per standard delle perdite di energia elettrica nelle reti elettriche si intende la somma algebrica delle perdite tecniche di energia elettrica (DWt), il consumo standard di energia elettrica per il fabbisogno proprio delle sottostazioni e il modulo del valore dello squilibrio ammissibile di energia elettrica nella rete elettrica (NBD ), determinato secondo la formula:
D W norma = D W t + |NB D |,
Otto anni di esperienza nell'utilizzo di centrali e reti in esercizio hanno confermato l'orientamento stimolante delle principali disposizioni metodologiche delle Istruzioni Standard per aumentare l'affidabilità dei sistemi di misurazione dell'energia elettrica. Allo stesso tempo, lo squilibrio ammissibile dell'elettricità nella e nella formula di cui sopra è considerato nella pratica di gestione delle centrali e delle reti elettriche non come un'aspettativa matematica pari a zero, ma come un valore che non dovrebbe superare lo squilibrio effettivo. Riteniamo che la rete elettrica in questo caso non faccia eccezione. Un modo legittimo per determinare gli errori IR sistematici è attraverso esami strumentali secondo tecniche di misurazione debitamente certificate. I tentativi di calcolare la media degli errori IC per il paese nel suo complesso, e anche senza tenere conto di fattori molto significativi, possono portare a errori evidenti. In particolare, adottare un “valore tipico cosj = 0,85” può portare a valori sovrastimati o sottostimati di errori sistematici negativi. È noto che di notte nelle reti elettriche da 6-10 kV il cosj spesso diminuisce a 0,4-0,6 a causa del loro basso carico e della natura predominante della corrente reattiva a vuoto dei trasformatori di distribuzione. A cosj basso, l'errore sistematico negativo dei trasformatori associato al loro sottocarico di corrente può essere compensato da un errore angolare positivo. Pertanto, la "nuova metodologia" per calcolare la sottocontabilità ammissibile dell'elettricità richiede almeno un chiarimento e, in sostanza, può danneggiare il lavoro di riduzione delle perdite nelle reti, poiché aumenta artificialmente lo standard di perdita.
A nostro avviso, la sottostima dell'energia elettrica associata a condizioni operative non standardizzate per l'uso dell'IR e all'usura fisica dei contatori a induzione non può essere accettabile ed essere considerata come uno standard. In questo caso, tutti i consumatori pagheranno per questo “standard” e la situazione, come notato sopra, non potrà che peggiorare, poiché i proprietari dei sistemi contabili non saranno interessati a migliorarlo. Ma poiché l'attuale sistema di misurazione dell'elettricità in Russia non soddisfa i requisiti moderni e si verifica una misurazione insufficiente dell'elettricità, il compito di ridurlo dovrebbe essere risolto in modo diverso.
La sottomisurazione dell'elettricità in termini monetari, adeguata tenendo conto di diversi fattori d'influenza, dovrebbe costituire la base per includere i costi per il miglioramento della misurazione dell'elettricità nella componente di investimento della tariffa elettrica. In questo caso, il REC, contemporaneamente alla valutazione del danno all'organizzazione di approvvigionamento energetico derivante dall'imperfezione del sistema di misurazione dell'elettricità (errori sistematici negativi), deve presentare un programma dettagliato e fondato per ridurre le perdite nelle reti riducendo la sotto- misurazione dell'energia elettrica.
In questo caso, i consumatori non pagano semplicemente per il "consumo di elettricità tecnologicamente giustificato" gonfiato, ma, per così dire, attribuiscono credito al lavoro delle organizzazioni di fornitura di energia per adeguare il sistema di misurazione dell'elettricità ai requisiti normativi.

Misure per conformarsi alla norma
Per i sistemi energetici nelle cui reti le perdite effettive di elettricità ammontano al 20-25%, la discussione su quali errori dei dispositivi di misurazione dell'elettricità saranno inclusi nello standard, accettabili o sistematici, è scolastica. Il fatto che alle perdite tecniche stimate dell’8-12% venga aggiunto lo 0,5 o il 2,5% non renderà il problema meno grave. Tuttavia, la differenza tra le perdite standard e quelle effettive sarà compresa tra il 10 e il 12%, che in termini monetari può ammontare a decine e centinaia di milioni di rubli di perdite dirette al mese.
Per ridurre queste perdite e riportare le perdite effettive al livello standard, è necessario un programma di riduzione delle perdite a lungo termine concordato con la Commissione regionale per l'energia, poiché è praticamente impossibile ridurre le perdite effettive di 2 volte in uno o due anni. Il 90-95% di questa riduzione dovrà essere ottenuta riducendo la componente commerciale delle perdite. La struttura delle perdite commerciali e le misure per ridurle sono discusse in.
Il modo strategico per ridurre le perdite commerciali è l’introduzione di ASKUE non solo negli impianti elettrici e nei consumatori ad alta intensità energetica, ma anche tra i consumatori domestici, migliorando le attività di vendita di energia e il sistema di misurazione dell’elettricità in generale. Tenere conto del “fattore umano” è molto importante per ridurre le perdite. L’esperienza acquisita con i sistemi energetici avanzati dimostra che investire nella formazione del personale, dotandolo di adeguati dispositivi di rilevamento dei furti di energia, veicoli, apparecchiature informatiche e mezzi moderni le comunicazioni ripagano riducendo le perdite, di solito più velocemente rispetto all’investimento in contatori o all’installazione di dispositivi di compensazione nelle reti.
Un pericolo molto grande per un lavoro efficace volto a ridurre le perdite è la separazione della rete elettrica e delle attività di vendita di energia nel contesto della ristrutturazione energetica. La separazione pianificata e in alcuni casi in corso delle società di vendita indipendenti (NSC) da JSC-energos può interrompere i collegamenti a lungo termine tra le società di vendita di energia e le imprese della rete elettrica, se allo stesso tempo non è garantita la responsabilità reciproca per le perdite tra le future reti di distribuzione imprese (DSC) e NSC. Attribuire tutta la responsabilità delle perdite tecniche e commerciali alla DGC senza stanziare risorse materiali, finanziarie e umane adeguate per questo può aumentare drasticamente le perdite della DGC e portare a ulteriori maggiore crescita perdite nelle reti. Ma questo è argomento per un altro articolo.

Letteratura

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Metodologia per il calcolo delle perdite tecnologiche di energia elettrica
nella linea elettrica VL-04kV della società di giardinaggio

Fino a un certo momento, la necessità di calcolare perdite tecnologiche nelle linee elettriche, di proprietà di SNT come persona giuridica, o di giardinieri che hanno appezzamenti di giardino entro i confini di qualsiasi SNT, non era necessario. Il consiglio non ci ha nemmeno pensato. Tuttavia, i giardinieri meticolosi, o meglio gli scettici, ci hanno costretto a dedicare ancora una volta tutti i nostri sforzi al calcolo delle perdite di elettricità Linee elettriche. Il modo più semplice, ovviamente, è contattare stupidamente un'azienda competente, cioè una società di fornitura di energia elettrica o una piccola impresa, che sarà in grado di calcolare le perdite tecnologiche nella propria rete per i giardinieri. La scansione di Internet ha permesso di trovare diversi metodi per calcolare le perdite di energia in una linea elettrica interna in relazione a qualsiasi SNT. La loro analisi e analisi dei valori necessari per il calcolo del risultato finale ha permesso di scartare quelli che comportavano la misurazione di parametri speciali nella rete utilizzando apparecchiature speciali.

La metodologia proposta per l'utilizzo in una partnership di giardinaggio si basa sulla conoscenza delle basi della trasmissione elettricità tramite i fili della base corso scolastico fisica. Durante la sua creazione, sono stati utilizzati gli standard dell'ordinanza del Ministero dell'Industria e dell'Energia della Federazione Russa n. 21 del 02/03/2005 "Metodologia per il calcolo delle perdite elettriche standard nelle reti elettriche", nonché il libro di Yu .S Zhelezko, A.V. Artemyev, O.V. Savchenko "Calcolo, analisi e regolazione delle perdite di elettricità nelle reti elettriche", Mosca, JSC "Casa editrice NTsENAS", 2008.

La base per il calcolo delle perdite tecnologiche nella rete discussa di seguito è presa da qui Metodologia per il calcolo delle perdite Municipio A. Puoi usarla, descritta di seguito. La differenza tra loro è che qui sul sito analizzeremo insieme una tecnica semplificata che, utilizzando il semplice e molto reale TSN "Prostor", ti aiuterà a comprendere il principio stesso dell'utilizzo delle formule e l'ordine di sostituzione dei valori in loro. Successivamente, sarai in grado di calcolare in modo indipendente le perdite per la tua rete elettrica esistente in TSN con qualsiasi configurazione e complessità. Quelli. La pagina è adattata a TSN.

Condizioni iniziali per i calcoli.

IN linee elettriche usato il cavo SIP-50, SIP-25, SIP-16 e un po' A-35 (alluminio, sezione 35mm², aperto senza isolamento);

Per semplificare il calcolo, prendiamo il valore medio, filo A-35.

Nella nostra associazione di giardinaggio i fili sono di diverse sezioni, cosa che accade più spesso. Chiunque voglia, avendo compreso i principi del calcolo, potrà calcolare le perdite per tutte le linee con sezioni trasversali diverse, perché la tecnica stessa prevede la produzione calcolo delle perdite di energia elettrica per un filo, non 3 fasi contemporaneamente, ma solo una (una fase).

Le perdite nel trasformatore (trasformatori) non vengono prese in considerazione, perché contatore del consumo totale elettricità installato dopo il trasformatore;

= Perdite del trasformatore e collegamenti alla linea alta tensione L'organizzazione per l'approvvigionamento energetico "Saratovenergo" ha calcolato per noi la rete di distribuzione della regione di Saratov, nel villaggio "Teplichny". Essi in media (4,97%) 203 kWh al mese.

Il calcolo viene effettuato per determinare l'importo massimo delle perdite di energia elettrica;

I calcoli effettuati per il consumo massimo aiuteranno a coprirli perdite tecnologiche, che non sono presi in considerazione nella metodologia, ma, tuttavia, sono sempre presenti. Queste perdite sono abbastanza difficili da calcolare. Ma poiché, tutto sommato, non sono così significativi, possono essere trascurati.

La potenza totale connessa in SNT è sufficiente a fornire massima potenza consumo;

Partiamo dal fatto che, a condizione che tutti i giardinieri accendano ciascuno le capacità assegnate, non vi è alcuna riduzione della tensione nella rete e nell'organizzazione della fornitura di energia elettrica assegnata energia elettrica sufficiente affinché i fusibili non brucino o gli interruttori automatici non vengano saltati. La potenza elettrica assegnata deve essere specificata nel contratto di fornitura di energia elettrica.

Il valore del consumo annuo corrisponde al consumo annuo effettivo elettricità in SNT- 49000 kWh;

Il fatto è che se il totale dei giardinieri e degli impianti elettrici SNT supera la quantità di elettricità assegnata a tutti, allora di conseguenza calcolo delle perdite tecnologiche deve essere specificato per una diversa quantità di kW/h consumati. Più elettricità consuma l’SNT, maggiori saranno le perdite. In questo caso, è necessario un adeguamento dei calcoli per chiarire l'importo del pagamento per le perdite tecnologiche nella rete interna e la sua successiva approvazione da parte dell'assemblea generale.

33 siti (case) sono collegati alla rete elettrica tramite 3 alimentatori con parametri identici (lunghezza, tipo di cavo (A-35), carico elettrico).

Quelli. 3 fili (3 fasi) e un filo neutro sono collegati al quadro di distribuzione SNT, dove si trova il contatore trifase comune. Di conseguenza, 11 case dei giardinieri sono equamente collegate a ciascuna fase, per un totale di 33 case.

La lunghezza della linea elettrica in SNT è di 800 m.

1. Calcolo delle perdite di elettricità per la lunghezza totale della linea.

Per calcolare le perdite si utilizza la seguente formula:

∆W = 9,3. W². (1 + tan²φ)·K f ²·K L .L

ΔW- perdite di energia elettrica in kW/h;

W- energia elettrica fornita a linea elettrica per D (giorni), kW/h (nel nostro esempio 49000 kWh O 49x106 W/h);

K f- fattore di forma della curva di carico;

A l- coefficiente che tiene conto della distribuzione del carico lungo la linea ( 0,37 - per una linea con carico distribuito, ovvero Sono collegate 11 case dei giardinieri per ogni fase di tre);

l- lunghezza della linea in chilometri (nel nostro esempio 0,8 km);

tgφ- fattore di potenza reattiva ( 0,6 );

F- sezione del filo in mm²;

D- periodo in giorni (nella formula utilizziamo il periodo 365 giorni);

Kf²- fattore di riempimento del grafico, calcolato con la formula:

Kf² = (1 + 2Kz)
3K z

Dove K z- fattore di riempimento del grafico. In assenza di dati sulla forma della curva di carico, viene solitamente preso il valore: 0,3 ; Poi: Kf² = 1,78.

Il calcolo delle perdite utilizzando la formula viene eseguito per una linea di alimentazione. Ce ne sono 3, 0,8 chilometri ciascuno.

Partiamo dal presupposto che il carico totale sia distribuito uniformemente lungo le linee all'interno dell'alimentatore. Quelli. il consumo annuo su una linea di alimentazione è pari a 1/3 del consumo totale.

Poi: W somma.= 3 * ΔW in linea.

L'energia elettrica fornita ai giardinieri all'anno è di 49.000 kW/h, quindi per ciascuna linea di alimentazione: 49000 / 3 = 16300 kWh O 16,3 10 6 W/h- è in questa forma che il valore è presente nella formula.

Linea ΔW =9,3. 16,3²·10 6. (1+0,6²) 1,78 0,37. 0,8 =
365 35

ΔW linea = 140,8 kW/h

Poi per un anno lungo tre linee di alimentazione: ΔW somma.= 3 x 140,8 = 422,4 kWh.

1. Contabilità delle perdite di ingresso in casa.

A condizione che tutti i dispositivi di misurazione del consumo di energia siano posizionati sui supporti della linea di trasmissione di energia, la lunghezza del cavo dal punto di collegamento della linea appartenente al giardiniere al suo dispositivo individuale la contabilità ammonterà a soli 6 metri(lunghezza totale del supporto 9 metri).

La resistenza di un filo SIP-16 (filo isolato autoportante, sezione 16 mm²) per 6 metri di lunghezza è solo R = 0,02ohm.

Ingresso P = 4 kW(prendiamolo come calcolato consentito energia elettrica per una casa).

Calcoliamo la potenza attuale per una potenza di 4 kW: inserisco= Ingresso P /220 = 4000W / 220V = 18 (A).

Poi: ingresso DP= ingresso I² x R= 18² x 0,02 = 6,48 W- perdite per 1 ora sotto carico.

Quindi le perdite totali dell'anno nella linea di un giardiniere collegato: ingresso dW= ingresso DPx D (ore all'anno) x Utilizzo max. carichi= 6,48 x 8760 x 0,3 = 17029 Wh (17.029 kWh).

Quindi le perdite totali nelle linee di 33 giardinieri collegati per l'anno saranno:
ingresso dW= 33 x 17,029 kW/h = 561,96 kW/h

1. Contabilità delle perdite totali nelle linee elettriche per l'anno:

ΔW somma. risultato= 561,96 + 422,4 = 984,36 kWh

ΔW somma. %= ΔW somma/ W sommax 100%= 984,36/49000 x 100%= 2%

Totale: In una linea elettrica aerea interna SNT di lunghezza 0,8 chilometri (3 fasi e zero), un filo di sezione 35 mm², collegato da 33 case, con un consumo totale di 49.000 kW/h di elettricità all'anno, le perdite saranno del 2%

introduzione

Articolo di letteratura

1.3 Perdite a vuoto

Conclusione

Bibliografia

introduzione

L'energia elettrica è l'unico tipo di prodotto che non utilizza altre risorse per spostarsi dai luoghi di produzione ai luoghi di consumo. Per questo, parte dell'elettricità trasmessa viene consumata, quindi le sue perdite sono inevitabili, il compito è determinarne il livello economicamente giustificato; Ridurre le perdite di elettricità nelle reti elettriche a questo livello è una delle aree importanti del risparmio energetico.

Durante l’intero periodo dal 1991 al 2003, le perdite totali nei sistemi energetici russi sono cresciute sia in valore assoluto che in percentuale dell’elettricità fornita alla rete.

La crescita delle perdite di energia nelle reti elettriche è determinata dall'azione di leggi del tutto oggettive nello sviluppo dell'intero settore energetico nel suo complesso. I principali sono: la tendenza a concentrare la produzione elettrica nelle grandi centrali elettriche; crescita continua dei carichi della rete elettrica, associata alla crescita naturale dei carichi dei consumatori e al ritardo nel tasso di crescita della capacità della rete rispetto al tasso di crescita del consumo di elettricità e della capacità di generazione.

In connessione con lo sviluppo delle relazioni di mercato nel paese, l'importanza del problema delle perdite di elettricità è aumentata in modo significativo. Lo sviluppo di metodi per il calcolo, l'analisi delle perdite di elettricità e la selezione di misure economicamente fattibili per ridurle viene portato avanti presso VNIIE da oltre 30 anni. Per calcolare tutti i componenti delle perdite di elettricità nelle reti di tutte le classi di tensione di JSC-Energo e nelle apparecchiature di reti e sottostazioni e le loro caratteristiche normative, è stato sviluppato un pacchetto software che ha un certificato di conformità approvato dall'Ufficio Centrale di Dispacciamento della UES della Russia, Glavgosenergonadzor della Russia e il Dipartimento delle reti elettriche della RAO UES della Russia.

A causa della complessità del calcolo delle perdite e della presenza di errori significativi, recentemente è stata prestata particolare attenzione allo sviluppo di metodi per normalizzare le perdite di energia elettrica.

La metodologia per determinare gli standard di perdita non è stata ancora stabilita. Anche i principi del razionamento non sono stati definiti. Le opinioni sull'approccio alla standardizzazione spaziano da una vasta gamma: dal desiderio di avere uno standard aziendale stabilito sotto forma di percentuale di perdite al controllo delle perdite "normali" attraverso calcoli costantemente eseguiti su diagrammi di rete utilizzando un software appropriato.

Le tariffe elettriche sono stabilite in base ai tassi di perdita di energia ottenuti. La regolamentazione delle tariffe è affidata agli organismi statali di regolamentazione FEC e REC (commissioni federali e regionali per l'energia). Le organizzazioni fornitrici di energia devono giustificare il livello di perdite di elettricità che ritengono opportuno includere nella tariffa, e le commissioni per l'energia devono analizzare queste giustificazioni e accettarle o adeguarle.

Questo articolo esamina il problema del calcolo, dell'analisi e del razionamento delle perdite di energia elettrica in una prospettiva moderna; Vengono presentate le disposizioni teoriche dei calcoli, viene fornita una descrizione del software che implementa tali disposizioni e viene delineata l'esperienza dei calcoli pratici.

Articolo di letteratura

Il problema del calcolo delle perdite di elettricità preoccupa gli ingegneri energetici da molto tempo. A questo proposito, attualmente vengono pubblicati pochissimi libri su questo argomento, poiché poco è cambiato struttura fondamentale reti. Ma allo stesso tempo viene pubblicato un numero piuttosto elevato di articoli in cui vengono chiariti i vecchi dati e vengono proposte nuove soluzioni ai problemi associati al calcolo, alla regolamentazione e alla riduzione delle perdite di elettricità.

Uno degli ultimi libri pubblicati su questo argomento è il libro di Yu.S Zhelezko. "Calcolo, analisi e regolazione delle perdite di energia elettrica nelle reti elettriche". Presenta in modo più completo la struttura delle perdite di elettricità, i metodi per analizzare le perdite e la scelta delle misure per ridurle. I metodi per normalizzare le perdite sono comprovati. Viene descritto in dettaglio il software che implementa i metodi di calcolo delle perdite.

In precedenza, lo stesso autore aveva pubblicato il libro “Selezione delle misure per ridurre le perdite di elettricità nelle reti elettriche: una guida per i calcoli pratici”. Qui, la massima attenzione è stata prestata ai metodi per calcolare le perdite di elettricità in varie reti e l'uso dell'uno o dell'altro metodo è stato giustificato a seconda del tipo di rete, nonché delle misure per ridurre le perdite di elettricità.

Nel libro Budzko I.A. e Levin M.S. “Fornitura elettrica alle aziende agricole e ai centri abitati”, gli autori hanno esaminato in dettaglio i problemi dell'approvvigionamento energetico in generale, concentrandosi sulle reti di distribuzione che riforniscono le aziende agricole e i centri abitati. Il libro fornisce inoltre raccomandazioni per organizzare il controllo sul consumo di elettricità e migliorare i sistemi contabili.

Autori Vorotnitsky V.E., Zhelezko Yu.S. e Kazantsev V.N. nel libro “Perdite di elettricità nelle reti elettriche dei sistemi elettrici” hanno esaminato in dettaglio le questioni generali relative alla riduzione delle perdite di elettricità nelle reti: metodi per calcolare e prevedere le perdite nelle reti, analizzare la struttura delle perdite e calcolare la loro efficienza tecnica ed economica, pianificazione perdite e misure per ridurle.

Nell'articolo di Vorotnitsky V.E., Zaslonov S.V. e Kalinkini M.A. "Programma per il calcolo delle perdite tecniche di energia ed elettricità nelle reti di distribuzione 6 - 10 kV" descrive in dettaglio il programma per il calcolo delle perdite tecniche di elettricità RTP 3.1 Il suo vantaggio principale è la facilità d'uso e l'output facile da analizzare dei risultati finali, che riduce significativamente i costi del personale per il calcolo.

Articolo di Zhelezko Yu.S. "Principi di regolazione delle perdite di elettricità nelle reti elettriche e software di calcolo" è dedicato all'attuale problema della regolazione delle perdite di elettricità. L'autore si concentra sulla riduzione mirata delle perdite a un livello economicamente fattibile, che non è garantita dall'attuale pratica di razionamento. L'articolo propone inoltre l'utilizzo di caratteristiche di perdita standard sviluppate sulla base di calcoli circuitali dettagliati di reti di tutte le classi di tensione. In questo caso il calcolo può essere effettuato tramite software.

Lo scopo di un altro articolo dello stesso autore intitolato “Stima delle perdite elettriche causate da errori di misura strumentali” non è quello di chiarire la metodologia per determinare gli errori di specifici strumenti di misura sulla base del controllo dei loro parametri. L'autore dell'articolo ha valutato gli errori risultanti nel sistema di contabilità per la ricezione e la fornitura di elettricità dalla rete di un'organizzazione di fornitura energetica, che comprende centinaia e migliaia di dispositivi. Attenzione speciale prestato attenzione all'errore sistematico, che attualmente risulta essere una componente significativa della struttura delle perdite.

Nell'articolo di Galanov V.P., Galanov V.V. "L'influenza della qualità dell'energia sul livello delle perdite di potenza nelle reti" presta attenzione all'attuale problema della qualità dell'energia, che ha un impatto significativo sulle perdite di potenza nelle reti.

Articolo di Vorotnitsky V.E., Zagorsky Ya.T. e Apryatkina V.N. "Calcolo, standardizzazione e riduzione delle perdite di elettricità nelle reti elettriche urbane" è dedicato al chiarimento dei metodi esistenti per il calcolo delle perdite di elettricità, alla normalizzazione delle perdite nelle condizioni moderne, nonché a nuovi metodi per ridurre le perdite.

Nell'articolo di Ovchinnikov A. "Perdite di elettricità nelle reti di distribuzione 0,38 - 6 (10) kV" l'accento è posto sull'ottenimento di informazioni affidabili sui parametri operativi degli elementi di rete e soprattutto sul carico dei trasformatori di potenza. Queste informazioni, secondo l'autore, contribuiranno a ridurre significativamente le perdite di elettricità nelle reti da 0,38 - 6 - 10 kV.

1. Struttura delle perdite di energia elettrica nelle reti elettriche. Perdite tecniche di elettricità

1.1 Struttura delle perdite di energia elettrica nelle reti elettriche

Quando si trasmette energia elettrica, si verificano perdite in ciascun elemento della rete elettrica. Per studiare le componenti delle perdite nei vari elementi della rete e valutare la necessità di una misura particolare volta a ridurre le perdite, viene eseguita un'analisi della struttura delle perdite di energia elettrica.

Perdite di elettricità effettive (segnalate). Δ W Otch è definito come la differenza tra l'elettricità fornita alla rete e l'elettricità fornita dalla rete ai consumatori. Tali perdite comprendono componenti di varia natura: perdite negli elementi della rete di natura puramente fisica, consumo di elettricità per il funzionamento delle apparecchiature installate nelle sottostazioni e per garantire la trasmissione dell'elettricità, errori nella registrazione dell'elettricità da parte dei dispositivi di misurazione e, infine, il furto di elettricità , letture dei contatori mancati o incompleti, ecc.

La suddivisione delle perdite in componenti può essere effettuata secondo diversi criteri: natura delle perdite (costanti, variabili), classi di tensione, gruppi di elementi, reparti produttivi, ecc. Tenendo conto della natura fisica e della specificità dei metodi per determinare i valori quantitativi delle perdite effettive, questi possono essere suddivisi in quattro componenti:

1) perdite tecniche di elettricità Δ W T , causato da processi fisici nei cavi e nelle apparecchiature elettriche che si verificano durante la trasmissione di elettricità attraverso le reti elettriche.

2) consumo di energia elettrica per il fabbisogno proprio delle sottostazioni Δ W CH , necessario per garantire il funzionamento delle apparecchiature tecnologiche delle sottostazioni e la vita del personale di servizio, determinata dalle letture dei contatori installati sui trasformatori ausiliari delle sottostazioni;

3) perdite di potenza causate da errori strumentali le loro misurazioni(perdite strumentali) Δ W Izm;

4) perdite commerciali Δ W K, causato dal furto di elettricità, discrepanza tra letture dei contatori e pagamenti per l'elettricità da parte dei consumatori domestici e altri motivi nell'ambito dell'organizzazione del controllo sul consumo energetico. Il loro valore è determinato come differenza tra le perdite effettive (dichiarate) e la somma delle prime tre componenti:

Δ W K =Δ W Otch - Δ W T-Δ W CH-Δ W Modifica (1.1)

Le prime tre componenti della struttura delle perdite sono determinate dalle esigenze tecnologiche del processo di trasmissione dell'energia elettrica attraverso le reti e dalla contabilità strumentale della sua ricezione e fornitura. La somma di questi componenti è ben descritta dal termine perdite tecnologiche. La quarta componente - perdite commerciali - rappresenta l'impatto del "fattore umano" e comprende tutte le sue manifestazioni: furto deliberato di elettricità da parte di alcuni abbonati modificando le letture dei contatori, mancato o incompleto pagamento delle letture dei contatori, ecc.

I criteri per classificare parte dell'elettricità come perdite possono essere fisico E economico carattere

Si può chiamare la somma delle perdite tecniche, del consumo di elettricità per le esigenze proprie delle sottostazioni e delle perdite commerciali fisico perdite di elettricità. Questi componenti sono realmente legati alla fisica della distribuzione dell'energia attraverso la rete. In questo caso, le prime due componenti delle perdite fisiche riguardano la tecnologia di trasmissione dell'elettricità attraverso le reti e la terza - la tecnologia di controllo della quantità di elettricità trasmessa.

L’economia determina perdite come parte dell'elettricità per la quale la sua fornitura utile registrata ai consumatori risultava inferiore all'elettricità prodotta nelle sue centrali e acquistata da altri produttori. Allo stesso tempo, la fornitura di energia elettrica utile registrata non è solo la parte per la quale i fondi sono effettivamente arrivati ​​​​sul conto corrente dell'organizzazione di fornitura di energia, ma anche la parte per la quale sono state emesse le fatture, ad es. viene registrato il consumo energetico Non sono invece note le letture effettive dei contatori che registrano il consumo energetico degli abbonati residenziali. L'utile fornitura di energia elettrica agli abbonati domestici è determinata direttamente dal pagamento ricevuto per il mese, pertanto tutta l'energia non pagata è considerata perdita.

Da un punto di vista economico, il consumo di elettricità per il fabbisogno proprio delle sottostazioni non è diverso dal consumo negli elementi di rete per la trasmissione del resto dell'elettricità ai consumatori.

La sottostima dei volumi di energia elettrica utilmente fornita equivale alla stessa perdita economica delle due componenti sopra descritte. Lo stesso si può dire del furto di elettricità. Pertanto, tutte e quattro le componenti delle perdite sopra descritte sono le stesse dal punto di vista economico.

Le perdite tecniche di energia elettrica possono essere rappresentate dai seguenti componenti strutturali:

perdite di carico nelle apparecchiature delle sottostazioni. Queste includono perdite nelle linee e nei trasformatori di potenza, nonché perdite nei trasformatori di corrente di misura, nei soppressori di alta frequenza (HF) delle comunicazioni HF e nei reattori limitatori di corrente. Tutti questi elementi sono compresi nel “taglio” della linea, ovvero in serie, quindi le loro perdite dipendono dalla potenza che li attraversa.

perdite a vuoto, comprese le perdite di elettricità nei trasformatori di potenza, nei dispositivi di compensazione (CD), nei trasformatori di tensione, nei contatori e nei dispositivi di connessione di comunicazione HF, nonché le perdite nell'isolamento delle linee dei cavi.

perdite climatiche, comprese due tipologie di perdite: perdite dovute al corona e perdite dovute a correnti di dispersione negli isolanti delle linee aeree e delle sottostazioni. Entrambi i tipi dipendono dalle condizioni meteorologiche.

Le perdite tecniche nelle reti elettriche delle organizzazioni di fornitura di energia (sistemi energetici) devono essere calcolate su tre intervalli di tensione:

nelle reti di alimentazione ad alta tensione da 35 kV e superiori;

nelle reti di distribuzione di media tensione 6 - 10 kV;

nelle reti di distribuzione a bassa tensione 0,38 kV.

Le reti di distribuzione da 0,38 - 6 - 10 kV, gestite da FER e PES, sono caratterizzate da una quota significativa di perdite di energia elettrica sul totale delle perdite lungo l'intera catena di trasmissione dell'energia elettrica dalle fonti ai ricevitori di energia. Ciò è dovuto alle peculiarità della costruzione, del funzionamento e dell'organizzazione del funzionamento di questo tipo di rete: un gran numero di elementi, ramificazione dei circuiti, fornitura insufficiente di dispositivi di misurazione, carico relativamente basso di elementi, ecc.

Attualmente, per ciascuna FER e PES dei sistemi elettrici, le perdite tecniche nelle reti da 0,38 - 6 - 10 kV vengono calcolate mensilmente e riepilogate per l'anno. I valori di perdita ottenuti vengono utilizzati per calcolare lo standard pianificato per le perdite di elettricità per il prossimo anno.

1.2 Perdite di potenza del carico

Le perdite di energia nei fili, nei cavi e negli avvolgimenti dei trasformatori sono proporzionali al quadrato della corrente di carico che li attraversa e pertanto sono chiamate perdite di carico. La corrente di carico varia in genere nel tempo e le perdite di carico sono spesso chiamate perdite variabili.

Le perdite di potenza del carico includono:

Perdite nelle linee e nei trasformatori di potenza, che sono vista generale può essere determinato con la formula, migliaia di kWh:

Dove IO ( T)- elemento corrente al momento T ;

Δ T- l'intervallo di tempo tra misurazioni successive, se queste ultime sono state effettuate ad intervalli di tempo uguali e sufficientemente piccoli. Perdite nei trasformatori di corrente. Le perdite di potenza attiva in un TA e nel suo circuito secondario sono determinate dalla somma di tre componenti: perdite nel primario ΔР 1 e secondario ∆Р 2 avvolgimenti e perdite nel carico del circuito secondario ΔР n2. Il valore normalizzato del carico del circuito secondario della maggior parte dei TA con una tensione di 10 kV e una corrente nominale inferiore a 2000 A, che costituiscono la maggior parte di tutti i TA utilizzati nelle reti, è di 10 VA nella classe di precisione del TA Al TT= 0,5 e 1 VA a A TT = 1.0. Per i TA con una tensione di 10 kV e una corrente nominale di 2000 A o più e per i TA con una tensione di 35 kV questi valori sono due volte più grandi e per i TA con una tensione di 110 kV e superiore - tre volte più grande. Per le perdite di energia elettrica in un CT di una connessione, migliaia di kWh per un periodo di fatturazione di durata T, giorni:

Dove β TTeq - coefficiente di carico della corrente equivalente TA;

UN E B- coefficienti di dipendenza delle perdite di potenza specifiche in CT e in

il suo circuito secondario Δр CT, avente la forma:

Perdite nelle barriere di comunicazione ad alta frequenza. Le perdite totali nella connessione aerea e nel dispositivo di connessione su una fase della linea aerea possono essere determinate con la formula migliaia di kWh:

dove β inc è il rapporto tra la corrente operativa media quadratica dell'ingresso calcolata

periodo alla sua corrente nominale;

Δ R pr - perdite nei dispositivi di connessione.

1.3 Perdite a vuoto

Per le reti elettriche 0,38 - 6 - 10 kV, i componenti delle perdite a vuoto (perdite condizionatamente costanti) includono:

Perdite di elettricità a vuoto in un trasformatore di potenza, che si determinano nel tempo T secondo la formula, mille kWh:

, (1.6)

dove Δ R x - perdita di potenza a vuoto del trasformatore alla tensione nominale U N;

U ( T)- tensione nel punto di connessione (all'ingresso HV) del trasformatore al momento T .

Perdite nei dispositivi di compensazione (CD), a seconda del tipo di dispositivo. Nelle reti di distribuzione da 0,38-6-10 kV vengono utilizzati principalmente banchi di condensatori statici (SCB). Le perdite in essi contenute sono determinate sulla base delle perdite di potenza specifiche note Δр B SК, kW/kvar:

Dove W Q B SK - energia reattiva generata da una batteria di condensatori durante il periodo di fatturazione. Tipicamente Δр B SC = 0,003 kW/mq.

Perdite nei trasformatori di tensione. Le perdite di potenza attiva in un TV sono costituite dalle perdite nel TV stesso e nel carico secondario:

ΔР TN = ΔР 1TN+ ΔР 2TN. (1.8)

Perdite nella stessa TN ΔР 1TN sono costituiti principalmente dalle perdite nel circuito magnetico in acciaio del trasformatore. Aumentano all'aumentare della tensione nominale e per una fase alla tensione nominale sono numericamente approssimativamente uguali alla tensione nominale di rete. Nelle reti di distribuzione con tensione 0,38-6-10 kV sono circa 6-10 W.

Perdite di carico secondarie ΔР 2VT dipendono dalla classe di precisione del VT A TN. Inoltre, per i trasformatori con una tensione di 6-10 kV questa dipendenza è lineare. Al carico nominale per un TV di una determinata classe di tensione ΔР 2° ≈ 40 W. Tuttavia, nella pratica, i circuiti secondari dei TV sono spesso sovraccarichi, quindi i valori indicati devono essere moltiplicati per il fattore di carico del circuito secondario dei TV β 2VT. Tenendo conto di quanto sopra, le perdite totali di elettricità nell'HP e il carico del suo circuito secondario sono determinati dalle formule, migliaia di kWh:

Perdite nell'isolamento delle linee via cavo, determinate dalla formula kWh:

Dove avanti Cristo- conducibilità capacitiva del cavo, Sim/km;

U- tensione, kV;

Cavo L - lunghezza del cavo, km;

tanφ - tangente della perdita dielettrica, determinata dalla formula:

Dove T sl- numero di anni di esercizio del cavo;

e τ- coefficiente di invecchiamento, tenendo conto dell'invecchiamento dell'isolante

operazione. Il conseguente aumento della tangente dell'angolo

le perdite dielettriche si riflettono nella seconda parentesi della formula.

1.4 Perdite di elettricità legate al clima

Esistono aggiustamenti meteorologici per la maggior parte dei tipi di perdite. Il livello di consumo energetico, che determina i flussi di potenza nelle filiali e la tensione nei nodi della rete, dipende in modo significativo dalle condizioni meteorologiche. Le dinamiche stagionali si manifestano chiaramente nelle perdite di carico, nel consumo di elettricità per le esigenze proprie delle sottostazioni e nella sottostima dell’elettricità. Ma in questi casi la dipendenza dalle condizioni meteorologiche si esprime principalmente attraverso un fattore: la temperatura dell'aria.

Allo stesso tempo, ci sono componenti di perdite, il cui valore è determinato non tanto dalla temperatura quanto dal tipo di tempo. Innanzitutto, queste includono le perdite dovute all'effetto corona che si verificano sui fili delle linee elettriche ad alta tensione a causa dell'elevata intensità del campo elettrico sulla loro superficie. Quando si calcolano le perdite legate al corona, è consuetudine individuare i tipi tipici di condizioni meteorologiche: bel tempo, neve secca, pioggia e gelo (in ordine crescente di perdite).

Quando un isolante contaminato viene inumidito, sulla sua superficie appare un mezzo conduttore (elettrolita), che contribuisce ad un aumento significativo della corrente di dispersione. Queste perdite si verificano principalmente in caso di pioggia (nebbia, rugiada, pioggerellina). Secondo le statistiche, le perdite annuali di elettricità nelle reti JSC-Energo dovute a correnti di dispersione attraverso gli isolanti delle linee aeree di tutte le tensioni risultano paragonabili alle perdite corona. Inoltre, circa la metà del loro valore totale ricade su reti di 35 kV e inferiori. È importante che sia le correnti di dispersione che le perdite corona siano di natura puramente attiva e quindi siano una componente diretta delle perdite di elettricità.

Le perdite climatiche includono:

Perdite legate al Corona. Le perdite per corona dipendono dalla sezione trasversale del filo e dalla tensione operativa (minore è la sezione trasversale e maggiore è la tensione, maggiore è la tensione specifica sulla superficie del filo e maggiori le perdite), progettazione della fase, linea lunghezza e anche dal tempo. Le perdite specifiche in diverse condizioni atmosferiche vengono determinate sulla base di studi sperimentali. Perdite dovute a correnti di dispersione attraverso isolatori di linea aerea. La lunghezza minima del percorso della corrente di dispersione attraverso gli isolatori è standardizzata in base al grado di inquinamento atmosferico (SPA). Allo stesso tempo, i dati sulle resistenze di isolamento riportati in letteratura sono molto eterogenei e non sono legati al livello SZA.

La potenza rilasciata da un isolante è determinata dalla formula kW:

Dove U di- tensione ai capi dell'isolante, kV;

R da - la sua resistenza, kOhm.

Le perdite di elettricità causate da correnti di dispersione negli isolatori delle linee aeree possono essere determinate con la formula migliaia di kWh:

, (1.12)

Dove T aw- durata nel periodo calcolato di tempo piovoso

(nebbia, rugiada e pioviggine);

Peso N- numero di ghirlande isolanti.

2. Metodi di calcolo delle perdite di energia elettrica

2.1 Metodi per il calcolo delle perdite di energia elettrica per le diverse reti

Determinazione accurata delle perdite in un intervallo di tempo T possibile con parametri noti R e Δ R xe funzioni temporali IO (T) E U (T) durante l'intero intervallo. Opzioni R e Δ R x sono generalmente noti e nei calcoli sono considerati costanti. Ma la resistenza del conduttore dipende dalla temperatura.

Informazioni sui parametri della modalità IO (T) E U (T) è solitamente disponibile solo per i giorni di misurazioni di controllo. Nella maggior parte delle sottostazioni senza personale di manutenzione, vengono registrati 3 volte durante la giornata di controllo. Queste informazioni sono incomplete e hanno un'affidabilità limitata, poiché le misurazioni vengono effettuate utilizzando apparecchiature con una certa classe di precisione e non contemporaneamente in tutte le sottostazioni.

A seconda della completezza delle informazioni sui carichi degli elementi della rete, è possibile utilizzare i seguenti metodi per calcolare le perdite di carico:

Metodi di calcolo elemento per elemento utilizzando la formula:

, (2.1)

Dove K- numero di elementi di rete;

resistenza dell'elemento R i V

momento del tempo J ;

Δ T- frequenza di registrazione dei sensori di polling

carichi attuali di elementi.

Metodi della modalità caratteristica che utilizzano la formula:

, (2.2)

dove Δ R io- Perdite di potenza del carico nella rete in io-esima modalità

durata T io ore;

N- numero di modalità.

Metodi giornalieri caratteristici utilizzando la formula:

, (2.3)

Dove M- il numero di giorni caratteristici, di cui le perdite di energia elettrica, calcolate secondo programmi di carico noti

nei nodi della rete, ammontano a Δ W nc io ,

D eq io - durata equivalente in un anno io-esima caratteristica

grafica (numero di giorni).

4. Metodi per calcolare il numero di ore di maggiori perdite τ, utilizzando la formula:

, (2.4)

dove Δ R massimo- Perdite di potenza sotto il carico massimo della rete.

5. Metodi di carico medio utilizzando la formula:

, (2.5)

dove Δ R c p - perdite di potenza nella rete a carichi medi dei nodi

(o la rete nel suo insieme) nel tempo T ;

K F - fattore di forma del grafico della potenza o della corrente.

6. Metodi statistici che utilizzano le dipendenze di regressione delle perdite di elettricità sulle caratteristiche generali dei circuiti e delle modalità delle reti elettriche.

I metodi 1-5 prevedono calcoli elettrici della rete a determinati valori dei parametri e dei carichi del circuito. Altrimenti vengono chiamati progettazione del circuito .

Quando si utilizzano metodi statistici, le perdite di elettricità vengono calcolate sulla base di dipendenze statistiche stabili delle perdite sui parametri generali della rete, ad esempio carico totale, lunghezza totale delle linee, numero di sottostazioni, ecc. Le dipendenze stesse sono ottenute mediante elaborazione statistica di un certo numero di calcoli circuitali, per ciascuno dei quali è noto il valore calcolato delle perdite e i valori dei fattori con cui viene stabilita la connessione delle perdite.

I metodi statistici non consentono di individuare misure specifiche per ridurre le perdite. Sono utilizzati per stimare le perdite totali nella rete. Ma allo stesso tempo, applicati a molti oggetti, ad esempio linee 6-10 kV, consentono con un'alta probabilità di identificare quelli in cui ci sono luoghi con maggiori perdite. Ciò consente di ridurre notevolmente il volume dei calcoli circuitali e quindi di ridurre i costi di manodopera per la loro implementazione.

Quando si eseguono calcoli circuitali, alcuni dati iniziali e risultati di calcolo possono essere presentati in forma probabilistica, ad esempio sotto forma di aspettative e varianze matematiche. In questi casi viene utilizzato l'apparato della teoria della probabilità, motivo per cui vengono chiamati questi metodi metodi probabilistici di ingegneria dei circuiti .

Per determinare τ e K Se utilizzato nei metodi 4 e 5, esistono numerose formule. I più accettabili per i calcoli pratici sono i seguenti:

; (2.6)

Dove K z è il fattore di riempimento del grafico, pari al relativo numero di ore di utilizzo del carico massimo.

In base alle caratteristiche dei circuiti e delle modalità delle reti elettriche e alla disponibilità delle informazioni sui calcoli, si distinguono cinque gruppi di reti, il calcolo delle perdite di elettricità in cui viene effettuato utilizzando vari metodi:

reti elettriche di transito di 220 kV e superiori (connessioni intersistemiche), attraverso le quali viene scambiata potenza tra sistemi energetici.

Le reti elettriche di transito sono caratterizzate dalla presenza di carichi variabili di valore e spesso di segno (flussi di potenza reversibili). I parametri modali di queste reti vengono solitamente misurati ogni ora.

reti elettriche chiuse da 110 kV e superiori, praticamente non partecipanti allo scambio di potenza tra sistemi di alimentazione;

reti elettriche aperte (radiale) 35-150 kV.

Per le reti elettriche di alimentazione da 110 kV e superiori e per le reti di distribuzione aperte da 35-150 kV, i parametri modali vengono misurati nei giorni delle misurazioni di controllo (tipiche giornate invernali ed estive). Le reti ad anello aperto da 35-150 kV sono assegnate a un gruppo separato a causa della possibilità di calcolare le perdite in esse separatamente dal calcolo delle perdite in una rete chiusa.

reti elettriche di distribuzione 6-10 kV.

Per le reti ad anello aperto da 6-10 kV, i carichi in testa a ciascuna linea (sotto forma di elettricità o corrente) sono noti.

reti elettriche di distribuzione 0,38 kV.

Per le reti elettriche a 0,38 kV sono disponibili solo dati provenienti da misurazioni occasionali del carico totale sotto forma di correnti di fase e perdite di tensione nella rete.

In conformità a quanto sopra, si consigliano i seguenti metodi di calcolo per reti per vari scopi.

Si consigliano metodi di modalità caratteristici per il calcolo delle perdite nelle reti di formazione e transito del sistema in presenza di teleinformazioni sui carichi dei nodi, trasmesse periodicamente al centro di calcolo del sistema energetico. Entrambi i metodi - calcoli elemento per elemento e modalità caratteristiche - si basano su calcoli operativi delle perdite di potenza nella rete o nei suoi elementi.

I metodi dei giorni caratteristici e del numero di ore di maggiori perdite possono essere utilizzati per calcolare le perdite nelle reti chiuse da 35 kV e superiori nei sistemi di alimentazione autobilanciati e nelle reti ad anello aperto da 6-150 kV.

I metodi di carico medio sono applicabili per grafici di carico dei nodi relativamente uniformi. Sono consigliati come preferibili per le reti ad anello aperto da 6-150 kV se sono disponibili dati sull'elettricità trasmessa attraverso la sezione di testa della rete durante il periodo in esame. La mancanza di dati sui carichi dei nodi della rete suggerisce la loro omogeneità.

Tutti i metodi applicabili al calcolo delle perdite nelle reti a tensione più elevata, se sono disponibili informazioni adeguate, possono essere utilizzati per calcolare le perdite nelle reti a tensione inferiore.

2.2 Metodi di calcolo delle perdite elettriche nelle reti di distribuzione 0,38-6-10 kV

Le reti di sistemi di alimentazione da 0,38 - 6 - 10 kV sono caratterizzate dalla relativa semplicità del circuito di ciascuna linea, da un gran numero di tali linee e dalla bassa affidabilità delle informazioni sui carichi del trasformatore. I fattori elencati rendono impraticabile in questa fase l'utilizzo di metodi per il calcolo delle perdite di energia elettrica in queste reti simili a quelli utilizzati nelle reti a voltaggio più elevato e basati sulla disponibilità di informazioni su ciascun elemento della rete. A questo proposito si sono diffusi metodi basati sulla rappresentazione di linee 0,38-6-10 kV sotto forma di resistenze equivalenti.

Le perdite di carico dell'elettricità nella linea sono determinate da una delle due formule a seconda delle informazioni disponibili sul carico della sezione di testa - attivo W R e reattivo w Q energia trasferita durante il tempo T o carico di corrente massimo IO massimo:

, (2.8)

, (2.9)

Dove K fR e K f Q - coefficienti della forma dei grafici di potenza attiva e reattiva;

U ek - tensione di rete equivalente, tenendo conto della variazione della tensione effettiva sia nel tempo che lungo la linea.

Se la grafica R E Q non sono registrati nella sezione di testa, si consiglia di determinare il coefficiente di forma del grafico utilizzando (2.7).

La tensione equivalente è determinata dalla formula empirica:

Dove U 1 , U 2 - tensione nella CPU nelle modalità di carico più alto e più basso; K 1 = 0,9 per reti 0,38-6-10 kV. In questo caso, la formula (2.8) assume la forma:

, (2.11)

Dove K f 2 è determinato da (2.7), in base ai dati sul fattore di riempimento del grafico del carico attivo. A causa della discrepanza tra il momento della misurazione del carico corrente e il tempo sconosciuto del suo massimo effettivo, la formula (2.9) fornisce risultati sottostimati. L'eliminazione dell'errore sistematico si ottiene aumentando il valore ottenuto dalla (2.9) di 1,37 volte. La formula di calcolo assume la forma:

. (2.12)

La resistenza equivalente delle linee da 0,38-6-10 kV con carichi di elementi sconosciuti è determinata in base al presupposto dello stesso carico relativo dei trasformatori. In questo caso formula di calcolo ha la forma:

, (2.13)

Dove S T io- potenza nominale totale dei trasformatori di distribuzione (DT) che ricevono potenza secondo io-esimo tratto di linee con resistenza R l io,

P - numero di tratti di linea;

S T J- potenza nominale io-esima resistenza PT R T J ;

T - numero di RT;

S t.g - la potenza complessiva dell'RT collegato alla linea in esame.

Calcolo R eq secondo (2.13) prevede l'elaborazione dello schema elettrico di ciascuna linea 0,38-6-10 kV (numerazione dei nodi, codifica delle marche dei fili e della potenza RT, ecc.). A causa dell'elevato numero di righe, questo calcolo R eq può essere difficile a causa degli elevati costi di manodopera. In questo caso, per determinare vengono utilizzate le dipendenze di regressione R eq, in base ai parametri generalizzati della linea: lunghezza totale delle sezioni della linea, sezione del filo e lunghezza della linea principale, diramazioni, ecc. Per l'uso pratico, la dipendenza più appropriata è:

, (2.14)

Dove RG- resistenza della sezione di testa della lenza;

l ma un , l m s - le lunghezze totali delle sezioni principali (senza la sezione di testa) rispettivamente con fili di alluminio e acciaio;

l oa , l o s - le stesse sezioni della linea relative alle diramazioni della linea principale;

F M - sezione trasversale del filo principale;

UN 1 - UN 4 - coefficienti tabellari.

A questo proposito, è consigliabile utilizzare la dipendenza (2.14) e la successiva determinazione con l'aiuto delle perdite di elettricità nella linea per risolvere due problemi:

determinazione delle perdite totali in K linee come somma dei valori calcolati secondo la (2.11) o la (2.12) per ciascuna linea (in questo caso gli errori si riducono di circa √ K una volta);

identificare le linee con maggiori perdite (perde hotspot). Queste linee includono linee per le quali il limite superiore dell'intervallo di incertezza della perdita supera la norma stabilita (ad esempio, 5%).

3. Programmi per il calcolo delle perdite di energia elettrica nelle reti di distribuzione elettrica

3.1 La necessità di calcolare le perdite tecniche di elettricità

Attualmente, in molti sistemi energetici russi, le perdite di rete aumentano anche se il consumo di energia diminuisce. Allo stesso tempo aumentano le perdite sia assolute che relative, che in alcuni luoghi hanno già raggiunto il 25-30%. Per determinare quale parte di queste perdite ricada effettivamente sulla componente tecnica fisicamente determinata e quale parte sulla componente commerciale associata a contabilità inaffidabile, furto, carenze nel sistema di fatturazione e raccolta dei dati sulla produzione, è necessario essere in grado di contare le perdite tecniche.

Perdite di carico di potenza attiva in un elemento di rete con resistenza R sotto tensione U determinato dalla formula:

, (3.1)

Dove P E Q- potenza attiva e reattiva trasmessa attraverso l'elemento.

Nella maggior parte dei casi i valori R E Q sugli elementi della rete sono inizialmente sconosciuti. Di norma i carichi sui nodi della rete (sottostazioni) sono noti. Lo scopo dei calcoli elettrici (calcoli stazionari - UR) in qualsiasi rete è determinare i valori R E Q in ciascun ramo della rete in base ai loro valori in nodi. Successivamente, viene determinata la potenza dissipata totale nella rete compito semplice somma dei valori determinati dalla formula (3.1).

Il volume e la natura dei dati iniziali su circuiti e carichi variano in modo significativo per reti di diverse classi di tensione.

Per Reti a 35 kV e sopra i valori sono solitamente noti P E Q caricare i nodi. Come risultato del calcolo della SD, vengono identificati i flussi R E Q in ogni elemento.

Per reti 6-10 kV Di norma è nota solo l'alimentazione elettrica attraverso la sezione di testa dell'alimentatore, cioè infatti, il carico totale di tutte le sottostazioni di trasformazione è di 6-10/0,38 kV, comprese le perdite nell'alimentatore. In base alla produzione di energia, è possibile determinare i valori medi R E Q nella sezione di testa dell'alimentatore. Per calcolare i valori R E Q in ogni elemento è necessario fare alcune ipotesi circa la distribuzione del carico totale tra i TP. Di solito, l'unica presupposizione possibile in questo caso è che il carico sia distribuito in modo proporzionale alle capacità installate della sottostazione di trasformazione. Quindi, utilizzando calcoli iterativi dal basso verso l'alto e dall'alto verso il basso, questi carichi vengono adeguati in modo da ottenere l'uguaglianza della somma dei carichi nodali e delle perdite nella rete con il carico dato della sezione di testa. Pertanto, i dati mancanti sui carichi nodali vengono ripristinati artificialmente e il problema si riduce al primo caso.

Nei compiti descritti, lo schema e i parametri degli elementi della rete sono presumibilmente noti. La differenza tra i calcoli è che nel primo problema i carichi nodali sono considerati iniziali e il carico totale si ottiene come risultato del calcolo, nel secondo il carico totale è noto e i carichi nodali sono ottenuti come risultato del calcolo.

Nel calcolo delle perdite nelle reti da 0,38 kV Con gli schemi noti di queste reti, è teoricamente possibile utilizzare lo stesso algoritmo delle reti da 6 a 10 kV. Tuttavia, un gran numero di linee da 0,4 kV, la difficoltà di introdurre nei programmi informazioni sui circuiti polo per supporto (polo per polo) e la mancanza di dati affidabili sui carichi nodali (carichi dell'edificio) rendono tale calcolo estremamente difficile e, soprattutto, non è chiaro se si otterrà il chiarimento desiderato dei risultati. Allo stesso tempo, la quantità minima di dati sui parametri generalizzati di queste reti (lunghezza totale, numero di linee e sezioni delle sezioni di testa) consente di stimare le perdite in esse con non meno precisione che con uno scrupoloso elemento per- calcolo degli elementi basato su dati dubbi sui carichi nodali.

3.2 Applicazione di software per il calcolo delle perdite elettriche nelle reti di distribuzione 0,38 - 6 - 10 kV

Uno dei più laboriosi è il calcolo delle perdite di elettricità nelle reti di distribuzione di 0,38 - 6 - 10 kV, pertanto, per semplificare tali calcoli, sono stati sviluppati molti programmi basati su vari metodi. Nel mio lavoro ne prenderò in considerazione alcuni.

Calcolare tutti i componenti della struttura dettagliata delle perdite tecnologiche di potenza ed elettricità nelle reti elettriche, consumo standard di elettricità per le proprie esigenze delle sottostazioni, squilibri effettivi e consentiti di elettricità nelle centrali elettriche, nonché caratteristiche standard delle perdite di potenza e di elettricità , è stata sviluppata una serie di programmi RAP-95, composta da sette programmi:

RAP - Sistema operativo progettato per il calcolo delle perdite tecniche in reti chiuse da 110 kV e superiori;

NP - 1, destinato al calcolo dei coefficienti delle caratteristiche standard delle perdite tecniche in reti chiuse da 110 kV e superiori sulla base dei risultati del RAP - OS;

RAP - 110, destinato al calcolo delle perdite tecniche e delle loro caratteristiche standard nelle reti radiali 35 - 110 kV;

RAP - 10, destinato al calcolo delle perdite tecniche e delle loro caratteristiche standard nelle reti di distribuzione 0,38-6-10 kV;

ROSP, destinato al calcolo delle perdite tecniche nelle apparecchiature di reti e sottostazioni;

RAPU, progettato per calcolare le perdite causate da errori nei dispositivi di misurazione dell'elettricità, nonché gli squilibri effettivi e consentiti dell'elettricità negli impianti;

SP, destinato al calcolo degli indicatori dei moduli di rendicontazione basati sui dati sulla fornitura di elettricità nella rete di diverse tensioni e sui risultati del calcolo secondo i programmi 1-6.

Soffermiamoci più in dettaglio sulla descrizione del programma RAP - 10, che esegue i seguenti calcoli:

determina la struttura delle perdite per tensione e gruppi di elementi;

calcola le tensioni nei nodi di alimentazione, i flussi di potenza attiva e reattiva nei rami, indicando la loro quota nelle perdite di potenza totali;

identifica gli alimentatori che sono fonti di perdite e calcola la molteplicità dell'aumento delle norme delle perdite di carico e delle perdite a vuoto;

calcola i coefficienti delle caratteristiche delle perdite tecniche per CPU, RES e PES.

Il programma consente di calcolare le perdite di elettricità negli alimentatori da 6-10 kV utilizzando due metodi:

carichi medi, quando il coefficiente di forma del grafico è determinato in base al fattore di riempimento specificato del grafico di carico della sezione di testa K h oppure è preso uguale a quello misurato dal grafico di carico della sezione di testa. In questo caso il valore K h deve corrispondere al periodo di fatturazione (mese o anno);

giorni di regolamento (programmi standard), dove il valore specificato K f 2 deve corrispondere al programma della giornata lavorativa.

Il programma implementa inoltre due metodi di valutazione per il calcolo delle perdite di energia elettrica nelle reti a 0,38 kV:

dalla lunghezza totale e dal numero di linee con diverse sezioni delle sezioni di testa;

dalla massima perdita di tensione in una linea o dal suo valore medio in un gruppo di linee.

In entrambi i metodi, l'energia immessa in una linea o gruppo di linee, la sezione della sezione di testa, nonché il valore del coefficiente di ramificazione della linea, la quota di carichi distribuiti, il fattore di riempimento del grafico e il fattore di potenza reattiva sono specificati.

Il calcolo delle perdite può essere effettuato a livello di CPU, RES o PES. Ad ogni livello, la stampa di output contiene la struttura delle perdite nei componenti inclusi in questo livello (a livello CPU - per alimentatori, a livello RES - per CPU, a livello PES - per RES), nonché il totale perdite e la loro struttura.

Per rendere più semplice, veloce e visiva la generazione di uno schema di calcolo, un modo conveniente per presentare i risultati del calcolo e tutti i dati necessari per analizzare questi risultati, è stato sviluppato il programma “Calcolo delle perdite tecniche (RTP)” 3.1.

L'inserimento di un diagramma in questo programma è notevolmente facilitato e accelerato da una serie di libri di consultazione modificabili. Se hai domande mentre lavori con il programma, puoi sempre rivolgerti alla guida o al manuale dell'utente per assistenza. L'interfaccia del programma è comoda e semplice, il che consente di ridurre i costi di manodopera per la preparazione e il calcolo della rete elettrica.

La Figura 1 mostra lo schema di progettazione, il cui input viene effettuato sulla base del normale schema di funzionamento dell'alimentatore. Gli elementi feeder sono nodi e linee. Il primo nodo dell'alimentatore è sempre il power center, la presa è il punto di connessione di due o più linee, la cabina di trasformazione è il nodo con la cabina di trasformazione, così come i trasformatori di transizione 6/10 kV (trasformatori a blocco). Esistono due tipi di linee: i fili - una linea aerea o in cavo con la lunghezza e la marca del filo e le linee di collegamento - una linea fittizia con lunghezza zero e senza marca del filo. L'immagine dell'alimentatore può essere ingrandita o ridotta utilizzando la funzione zoom e può anche essere spostata sullo schermo utilizzando le barre di scorrimento o il mouse.

I parametri del modello di progetto o le proprietà di uno qualsiasi dei suoi elementi sono disponibili per la visualizzazione in qualsiasi modalità. Dopo aver calcolato l'alimentatore, oltre alle informazioni iniziali sull'elemento, nella finestra vengono aggiunti i risultati del calcolo con le sue caratteristiche.

Fig. 1. Diagramma di progettazione della rete.

Il calcolo dello stato stazionario comprende la determinazione delle correnti e dei flussi di potenza lungo i rami, i livelli di tensione nei nodi, le perdite di carico di potenza ed elettricità nelle linee e nei trasformatori, nonché le perdite a vuoto sulla base dei dati di riferimento, i fattori di carico delle linee e trasformatori. I dati iniziali per il calcolo sono la corrente misurata sulla sezione di testa dell'alimentatore e la tensione sui bus di 0,38 - 6 - 10 kV nei giorni di funzionamento, nonché il carico su tutte o parte delle sottostazioni di trasformazione. Oltre ai dati iniziali specificati per il calcolo, viene fornita una modalità per l'impostazione dell'elettricità nella sezione di testa. È possibile fissare la data di regolamento.

Contemporaneamente al calcolo delle perdite di potenza, vengono calcolate le perdite di elettricità. I risultati dei calcoli per ogni alimentatore vengono salvati in un file in cui sono riepilogati per centri di energia, aree della rete elettrica e tutte le reti elettriche nel loro insieme, il che consente un'analisi dettagliata dei risultati.

I risultati dettagliati del calcolo sono costituiti da due tabelle con informazioni dettagliate sui parametri della modalità e sui risultati del calcolo per i rami e i nodi dell'alimentatore. I risultati dettagliati dei calcoli possono essere salvati in formato testo o Excel. Ciò consente di utilizzare le ampie funzionalità di questa applicazione Windows durante la stesura di un report o l'analisi dei risultati.

Il programma fornisce una modalità di modifica flessibile, che consente di apportare eventuali modifiche necessarie ai dati di origine, agli schemi della rete elettrica: aggiungere o modificare un alimentatore, il nome delle reti elettriche, distretti, centri di alimentazione, modificare directory. Quando modifichi un alimentatore, puoi modificare la posizione e le proprietà di qualsiasi elemento sullo schermo, inserire una linea, sostituire un elemento, eliminare una linea, un trasformatore, un nodo, ecc.

Il programma RTP 3.1 ti consente di lavorare con diversi database per questo devi solo specificarne il percorso; Esegue diversi controlli sui dati iniziali e sui risultati dei calcoli (chiusura della rete, fattori di carico del trasformatore, corrente di testata che deve essere maggiore della corrente a vuoto totale dei trasformatori installati, ecc.)

A seguito della commutazione degli interruttori in modalità di riparazione e post-emergenza e dei corrispondenti cambiamenti nella configurazione del circuito della rete elettrica, possono verificarsi sovraccarichi inaccettabili di linee e trasformatori, livelli di tensione nei nodi e maggiori perdite di potenza ed elettricità nella rete. A questo scopo, il programma fornisce una valutazione delle conseguenze del regime della commutazione operativa nella rete, nonché una verifica dell'ammissibilità dei regimi per perdita di tensione, perdita di potenza, corrente di carico e correnti di protezione. Per valutare tali modalità, il programma offre la possibilità di commutare singole sezioni delle linee di distribuzione da un centro di alimentazione all'altro se sono presenti ponticelli di backup. Per implementare la possibilità di commutazione tra alimentatori di diverse CPU, è necessario stabilire collegamenti tra di loro.

Tutte le opzioni di cui sopra riducono significativamente il tempo per la preparazione delle informazioni iniziali. In particolare, utilizzando il programma, in una giornata lavorativa, un operatore può inserire i dati per calcolare le perdite tecniche per 30 linee di distribuzione da 6 - 10 kV di media complessità.

Il programma RTP 3.1 è uno dei moduli di un sistema integrato multilivello per il calcolo e l'analisi delle perdite di energia elettrica nelle reti elettriche di JSC Energo, in cui i risultati del calcolo per un dato PES vengono riepilogati con i risultati del calcolo per altri PES e per il sistema energetico nel suo complesso.

Considereremo più in dettaglio il calcolo delle perdite di energia elettrica utilizzando il programma RTP 3.1 nel quinto capitolo.

4. Razionamento delle perdite elettriche

Prima di dare il concetto di standard per le perdite elettriche, è necessario fare chiarezza sul termine stesso “standard”, fornito dai dizionari enciclopedici.

Gli standard sono intesi come valori stimati dei costi delle risorse materiali utilizzate nella pianificazione e nella gestione attività economica imprese. Gli standard devono essere scientificamente fondati, progressivi e dinamici, vale a dire essere sistematicamente rivisti man mano che si verificano cambiamenti organizzativi e tecnici nella produzione.

Sebbene quanto sopra sia riportato nei dizionari delle risorse materiali in senso lato, riflette pienamente i requisiti per la regolamentazione delle perdite di elettricità.

4.1 Concetto di standard di perdita. Metodi per stabilire gli standard nella pratica

Il razionamento è una procedura per stabilire un livello accettabile (normale) di perdite secondo criteri economici per il periodo di tempo in esame ( standard di perdita), il cui valore viene determinato sulla base del calcolo delle perdite, analizzando le possibilità di riduzione di ciascuna componente della loro struttura effettiva nel periodo previsto.

Lo standard di reporting delle perdite deve essere inteso come la somma degli standard delle quattro componenti della struttura delle perdite, ciascuna delle quali ha natura indipendente e, di conseguenza, richiede un approccio individuale per determinarne il livello accettabile (normale) per il periodo in corso di revisione. Lo standard per ciascuna componente dovrebbe essere determinato sulla base del calcolo del suo livello effettivo e dell'analisi delle possibilità di realizzare le riserve identificate per la sua riduzione.

Se sottraiamo dalle perdite effettive di oggi tutte le riserve disponibili per ridurle completamente, il risultato può essere definito perdite ottimali ai carichi di rete esistenti e ai prezzi delle apparecchiature esistenti. Il livello delle perdite ottimali cambia di anno in anno al variare dei carichi di rete e dei prezzi delle apparecchiature. Se lo standard di perdita viene determinato sulla base dei carichi di rete previsti (per l'anno contabile), tenendo conto dell'effetto dell'attuazione di tutte le misure economicamente giustificate, può essere chiamato standard promettente. A causa del graduale affinamento dei dati, anche lo standard futuro necessita di essere periodicamente aggiornato.

È ovvio che l'attuazione di tutte le misure economicamente fattibili richiede certo periodo. Pertanto, nel determinare lo standard di perdita per il prossimo anno, si dovrebbe prendere in considerazione solo l'effetto di quelle attività che possono effettivamente essere svolte durante questo periodo. Questo standard si chiama norma attuale.

Lo standard di perdita è determinato per valori di carico di rete specifici. Prima del periodo di pianificazione, questi carichi vengono determinati dai calcoli previsionali. Pertanto, per l’anno in esame, si possono distinguere due valori di tale norma:

proiettato ( determinato dai carichi previsti);

effettivo (determinato a fine periodo in base ai carichi completati).

Per quanto riguarda lo standard di perdita incluso nella tariffa, viene sempre utilizzato il suo valore previsto. Si consiglia di utilizzare il valore effettivo dello standard quando si considerano le questioni relative ai bonus per il personale. Se si verifica un cambiamento significativo nei modelli di rete e nelle modalità operative durante il periodo di riferimento, le perdite possono diminuire in modo significativo (per il quale non vi è merito del personale) o aumentare. Il rifiuto di adeguare lo standard è ingiusto in entrambi i casi.

Per stabilire gli standard nella pratica, vengono utilizzati tre metodi: calcolo analitico, produzione pilota e reporting statistico.

Metodo analitico-di calcolo il più progressista e scientificamente fondato. Si basa su una combinazione di rigorosi calcoli tecnici ed economici con un'analisi delle condizioni di produzione e delle riserve per il risparmio sui costi dei materiali.

Metodo di produzione pilota viene utilizzato quando l'esecuzione di calcoli tecnici ed economici rigorosi è impossibile per qualche motivo (mancanza o complessità di metodi per tali calcoli, difficoltà nell'ottenere dati iniziali oggettivi, ecc.). Gli standard vengono ottenuti sulla base di test.

Reporting e metodo statistico meno giustificato. Gli standard per il prossimo periodo di pianificazione vengono stabiliti sulla base di rapporti e dati statistici sul consumo di materiali per il periodo passato.

Il razionamento del consumo di elettricità per le esigenze proprie delle sottostazioni viene effettuato ai fini del suo controllo e pianificazione, nonché per identificare le aree di consumo irrazionale. I tassi di consumo sono espressi in migliaia di kilowattora all'anno per unità di apparecchiatura o per sottostazione. I valori numerici delle norme dipendono dalle condizioni climatiche.

A causa delle differenze significative nella struttura delle reti e nella loro lunghezza, lo standard di perdita per ciascuna organizzazione fornitrice di energia è un valore individuale determinato sulla base degli schemi e delle modalità operative delle reti elettriche e delle caratteristiche della contabilità per la ricezione e la fornitura di elettricità .

Dato che le tariffe sono fissate in modo differenziale per tre categorie di consumatori che ricevono energia da reti con tensioni di 110 kV e superiori, 35-6 kV e 0,38 kV, lo standard generale di perdita deve essere suddiviso in tre componenti. Questa suddivisione dovrebbe essere effettuata tenendo conto del grado in cui ciascuna categoria di consumatori utilizza reti di diverse classi di tensione.

Le perdite commerciali temporaneamente ammissibili incluse nella tariffa sono distribuite equamente tra tutte le categorie di consumatori, poiché le perdite commerciali, che rappresentano in gran parte il furto di energia, non possono essere considerate un problema, il cui pagamento dovrebbe essere a carico solo dei consumatori alimentati da reti a 0,38 kV .

Delle quattro componenti della perdita, quella più difficile da presentare in una forma che sia chiara ai funzionari di regolamentazione perdite tecniche(soprattutto la loro componente di carico), poiché rappresentano la somma delle perdite in centinaia e migliaia di elementi, per il cui calcolo è necessario possedere conoscenze elettriche. La soluzione è utilizzare le caratteristiche standard delle perdite tecniche, che rappresentano la dipendenza delle perdite da fattori riflessi nei rapporti ufficiali.

4.2 Caratteristiche standard delle perdite

Caratteristiche delle perdite di elettricità - dipendenza delle perdite di elettricità da fattori riflessi nei rapporti ufficiali.

Caratteristiche standard delle perdite di elettricità - dipendenza del livello accettabile di perdite di energia elettrica (tenendo conto dell'effetto delle PMI, la cui attuazione è concordata con l'organizzazione che approva lo standard di perdita) dai fattori riflessi nelle relazioni ufficiali.

I parametri delle caratteristiche standard sono abbastanza stabili e quindi, una volta calcolati, concordati e approvati, possono essere utilizzati per un lungo periodo - fino a quando non si verificano cambiamenti significativi negli schemi di rete. Dato l'attuale livello molto basso di costruzione della rete, le caratteristiche normative calcolate schemi esistenti le reti possono essere utilizzate per 5-7 anni. Allo stesso tempo, l'errore nel riflettere le perdite non supera il 6-8%. In caso di messa in servizio o smantellamento di elementi significativi delle reti elettriche durante questo periodo, tali caratteristiche forniscono valori di base affidabili delle perdite, rispetto ai quali è possibile valutare l'impatto dei cambiamenti nel circuito sulle perdite.

Per una rete radiale, le perdite di potenza del carico sono espresse dalla formula:

, (4.1)

Dove W- fornitura di energia elettrica alla rete per il periodo T ;

tg φ - fattore di potenza reattiva;

R eq - resistenza di rete equivalente;

U- tensione operativa media.

Poiché la resistenza di rete equivalente, la tensione, nonché i fattori di potenza reattiva e le forme dei grafici variano entro limiti relativamente ristretti, possono essere “raccolti” in un unico coefficiente UN, il cui calcolo deve essere eseguito una volta per una rete specifica:

. (4.2)

In questo caso (4.1) diventa caratteristiche delle perdite di carico elettricità:

. (4.3)

In presenza della caratteristica (4.3), perdite di carico per qualsiasi periodo T determinato sulla base di un unico valore iniziale: la fornitura di elettricità alla rete.

Caratteristiche delle perdite a vuoto ha la forma:

Valore del coefficiente CON determinato sulla base delle perdite di potenza al minimo, calcolate tenendo conto delle tensioni effettive sull'apparecchiatura - Δ W x secondo la formula (4.4) o in base alle perdite di potenza al minimo ΔР X.

Probabilità UN E CON caratteristiche delle perdite totali in P le linee radiali 35, 6-10 o 0,38 kV sono determinate dalle formule:

; (4.5)

Dove UN io E CON io- valori dei coefficienti per le linee incluse nella rete;

W io - fornitura di energia elettrica in io-esima riga;

WΣ - lo stesso per tutte le linee nel loro insieme.

Relativa sottocontabilità dell'energia elettrica ΔW dipende dal volume di energia fornita: minore è il volume, minore è il carico di corrente del TA e maggiore è l'errore negativo. La determinazione dei valori medi di sottocontabilità viene effettuata per ciascun mese dell'anno e nelle caratteristiche standard delle perdite mensili si riflettono come termine individuale per ogni mese e nelle caratteristiche delle perdite annuali - come valore complessivo.

Allo stesso modo si riflettono nelle caratteristiche normative perdite climatiche, E consumo di energia elettrica per le esigenze proprie delle sottostazioni Wnc, avendo una forte dipendenza dal mese dell’anno.

La caratteristica standard delle perdite in una rete radiale ha la forma:

dove Δ W m - la somma dei quattro componenti sopra descritti:

Δ W m = Δ W y + Δ W nucleo +Δ W da +Δ W PS. (4.8)

La caratteristica standard delle perdite di elettricità nelle reti dell'impianto, a saldo delle quali si trovano reti di distribuzione con tensioni di 6-10 e 0,38 kV, ha la forma di milioni di kWh:

Dove V 6-10 - fornitura di elettricità alla rete 6-10 kV, milioni di kWh, meno la fornitura ai consumatori direttamente dagli autobus 6-10 kV delle sottostazioni e centrali elettriche 35-220/6-10 kV; W 0,38 - lo stesso, nella rete 0,38 kV; Un 6-10 E UN 0,38 - coefficienti caratteristici. Valore Δ W m per queste imprese comprende, di regola, solo il primo e il quarto termine della formula (4.8). In assenza di misura elettrica sul lato 0,38 kV dei trasformatori di distribuzione 6-10/0,38 kV, il valore W 0,38 determinato sottraendo dal valore V 6-10 fornitura di elettricità ai consumatori direttamente dalla rete 6-10 kV e perdite in essa, determinate dalla formula (4.8) con il secondo termine escluso.

4.3 La procedura per il calcolo degli standard per le perdite di energia elettrica nelle reti di distribuzione 0,38 - 6 - 10 kV

Attualmente, i metodi di progettazione dei circuiti che utilizzano vari software vengono utilizzati per calcolare gli standard per le perdite di elettricità nelle reti di distribuzione delle reti di distribuzione e nelle centrali elettriche di Smolenskenergo JSC. Ma in condizioni di incompletezza e scarsa affidabilità delle informazioni iniziali sui parametri operativi della rete, l'uso di questi metodi porta a significativi errori di calcolo con costi di manodopera piuttosto elevati per il personale della zona di distribuzione e della centrale elettrica che li esegue. Per calcolare e regolare le tariffe elettriche, la Federal Energy Commission (FEC) ha approvato gli standard per il consumo tecnologico di elettricità per la sua trasmissione, vale a dire norme sulla perdita di elettricità. Si consiglia di calcolare le perdite di elettricità secondo standard aggregati per le reti elettriche dei sistemi elettrici utilizzando i valori dei parametri generalizzati (lunghezza totale delle linee elettriche, potenza totale dei trasformatori di potenza) e fornitura di elettricità alla rete. Tale valutazione delle perdite di elettricità, soprattutto per molte reti ramificate di 0,38 - 6 - 10 kV, consente con un'alta probabilità di identificare le divisioni del sistema elettrico (FER e PES) con maggiori perdite, adeguare i valori delle perdite calcolato mediante metodi di progettazione del circuito e riduce i costi di manodopera per il calcolo delle perdite di elettricità. Per calcolare gli standard annuali per le perdite di energia elettrica per le reti JSC-energo, vengono utilizzate le seguenti espressioni:

dove Δ W per - perdite variabili tecnologiche di elettricità (loss standard) all'anno nelle reti di distribuzione 0,38 - 6 - 10 kV, kW∙h;

Δ W NN, Δ W MT - perdite variabili nelle reti a bassa tensione (BT) e media tensione (MT), kWh;

Δω 0 NN - perdite elettriche specifiche nelle reti a bassa tensione, migliaia di kW∙h/km;

Δω 0 SN - perdite specifiche di elettricità nelle reti a media tensione, % della fornitura di elettricità;

W OTS - fornitura di energia elettrica nella rete di media tensione, kWh;

V CH - fattore di correzione, rel. unità;

ΔW p - perdite condizionatamente costanti di elettricità, kWh;

Δ R n - perdite di potenza specifiche condizionatamente costanti della rete di media tensione, kW/MVA;

S TΣ - potenza nominale totale dei trasformatori 6 - 10 kV, MVA.

Per JSC "Smolenskenergo" FEC vengono forniti i seguenti valori di indicatori standard specifici inclusi in (4.10) e (4.11):

; ;

; .

5. Un esempio di calcolo delle perdite di elettricità nelle reti di distribuzione a 10 kV

Per un esempio di calcolo delle perdite di elettricità in una rete di distribuzione a 10 kV, selezioneremo una linea reale che si estende dalla sottostazione Kapyrevshchina (Fig. 5.1).

Fig.5.1. Schema di progetto della rete di distribuzione a 10 kV.

Dati iniziali:

Tensione nominale U N = 10 kV;

fattore di potenza tgφ = 0,62;

lunghezza totale della linea l= 12.980 km;

potenza totale dei trasformatori SΣT = 423 kVA;

numero di ore di carico massimo T max = 5100 ore/anno;

fattore di forma della curva di carico K f = 1,15.

Alcuni risultati dei calcoli sono presentati nella Tabella 5.1.

Tabella 3.1

Risultati del calcolo del programma RTP 3.1
Voltaggio del centro di alimentazione:	10.000 kV
Corrente della sezione di testa:	6.170 A
Coef. potenza della sezione di testa:	0,850
Parametri dell'alimentatore	R, kW	Q, kvar
Potenza della sezione di testa	90,837	56,296
Consumo totale	88,385	44,365
Perdite totali di linea	0,549	0, 203
Perdite totali nel rame dei trasformatori	0,440	1,042
Perdite totali nell'acciaio dei trasformatori	1,464	10,690
Perdite totali nei trasformatori	1,905	11,732
Perdite totali nell'alimentatore	2,454	11,935
Opzioni dello schema	Totale	incluso	a saldo
Numero di nodi:	120	8
Numero di trasformatori:	71	4	4
Importo, potenza dei trasformatori, kVA	15429,0	423,0	423,0
Numero di righe:	110	7	7
Lunghezza totale delle linee, km	157,775	12,980	12,980
Informazioni sui nodi
Numero di nodo	Energia	UV, kV	Un, kV	pH, chilowatt	Qn, kvar	Iн, A	Perdita di potenza							delta Uв,		Kz. tr.,
	kVA						pH, chilowatt	Qn, kvar	Рхх, kW	Qхх, kvar		R, kW	Q, kvar	%		%
Processore: 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

Tabella 3.2

Informazioni sulla linea
Inizio riga	Fine della linea	Marchio del filo	Lunghezza della linea, km	Resistenza attiva, Ohm	Reattanza, Ohm	Corrente, A	R, kW	Q, kvar	Perdita di potenza		Kz. linee,%
									R, kW	Q, kvar
Processore: 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

Inoltre, il programma RTP 3.1 calcola i seguenti indicatori:

perdite di elettricità nelle linee elettriche:

(ovvero il 18,2% delle perdite totali di energia elettrica);

perdite di elettricità negli avvolgimenti del trasformatore (perdite condizionatamente variabili):

(14,6%);

perdite di energia elettrica nei trasformatori in acciaio (condizionatamente costanti): (67,2%);

(o il 2,4% della fornitura elettrica totale).

chiediamoci K ZTP1 = 0,5 e calcolare le perdite elettriche:

perdite di linea:

, che rappresenta il 39,2% delle perdite totali e l'1,1% della fornitura elettrica totale;

Che rappresentano il 31,4% delle perdite totali e lo 0,9% della fornitura elettrica totale;

Che rappresentano il 29,4% delle perdite totali e lo 0,8% della fornitura elettrica totale;

perdite totali di elettricità:

Che rappresenta il 2,8% della fornitura totale di energia elettrica.

Chiediamoci K ZTP2 = 0,8 e ripetere il calcolo delle perdite elettriche in modo simile al passaggio 1. Noi abbiamo:

perdite di linea:

Che rappresentano il 47,8% delle perdite totali e l'1,7% della fornitura elettrica totale;

perdite negli avvolgimenti del trasformatore:

Che rappresentano il 38,2% delle perdite totali e l'1,4% della fornitura elettrica totale;

Perdite nell'acciaio del trasformatore:

Che rappresentano il 13,9% delle perdite totali e lo 0,5% della fornitura elettrica totale;

perdite totali:

Che rappresenta il 3,6% della fornitura totale di energia elettrica.

Calcoliamo gli standard per le perdite di elettricità per questa rete di distribuzione utilizzando le formule (4.10) e (4.11):

Standard di perdita variabile tecnologica:

standard per perdite condizionatamente permanenti:

L'analisi dei calcoli delle perdite di elettricità e dei loro standard ci consente di trarre le seguenti conclusioni principali:

con un aumento di k TP da 0,5 a 0,8 si osserva un aumento in valore assoluto delle perdite totali di energia elettrica, a cui corrisponde un aumento della potenza della sezione di testa proporzionale a k TP. Ma, allo stesso tempo, l’aumento delle perdite totali relative alla fornitura elettrica è:

per k ZTP1 = 0,5 - 2,8% e

per k ZTP2 = 0,8 - 3,6%,

compresa la quota di perdite condizionatamente variabili nel primo caso è del 2%, e nel secondo - 3,1%, mentre la quota di perdite condizionatamente costanti nel primo caso è dello 0,8% e nel secondo - 0,5%. Pertanto, osserviamo un aumento delle perdite condizionatamente variabili all'aumentare del carico sulla sezione di testa, mentre le perdite condizionatamente costanti rimangono invariate e occupano meno peso all'aumentare del carico della linea.

Di conseguenza, l'aumento relativo delle perdite di energia elettrica è stato solo dell'1,2% con un aumento significativo della potenza della sezione di testa. Questo fatto indica un uso più razionale di questa rete di distribuzione.

Il calcolo degli standard per le perdite di elettricità mostra che sia per k ZTP1 che per k ZTP2 gli standard di perdita sono soddisfatti. Pertanto, la soluzione più efficace è utilizzare questa rete di distribuzione con k ZTP2 = 0,8. In questo caso, l'attrezzatura verrà utilizzata in modo più economico.

Conclusione

Sulla base dei risultati del lavoro di questa laurea, si possono trarre le seguenti conclusioni principali:

L'energia elettrica trasmessa attraverso le reti elettriche consuma parte di sé per spostarsi. Parte dell'elettricità generata viene spesa nelle reti elettriche per creare campi elettrici e magnetici e costituisce una spesa tecnologica necessaria per la sua trasmissione. Identificare le aree di massima perdita, nonché la condotta misure necessarie Per ridurle è necessario analizzare le componenti strutturali delle perdite elettriche. Le perdite tecniche rivestono attualmente la massima importanza poiché costituiscono la base per il calcolo degli standard previsti per le perdite di elettricità.

A seconda della completezza delle informazioni sui carichi degli elementi della rete, è possibile utilizzare vari metodi per calcolare le perdite di elettricità. Inoltre, l'uso di un metodo particolare è associato alle peculiarità della rete calcolata. Pertanto, tenendo conto della semplicità degli schemi di linea delle reti da 0,38 - 6 - 10 kV, del gran numero di tali linee e della scarsa affidabilità delle informazioni sui carichi del trasformatore, in queste reti metodi basati sulla rappresentazione delle linee sotto forma di resistenze equivalenti vengono utilizzati per calcolare le perdite. L'uso di tali metodi è consigliabile per determinare le perdite totali in tutte le linee o in ciascuna, nonché per determinare le fonti delle perdite.

Il processo di calcolo delle perdite di elettricità è piuttosto laborioso. Per facilitare tali calcoli, esistono vari programmi che hanno un'interfaccia semplice e intuitiva e consentono di effettuare i calcoli necessari molto più velocemente.

Uno dei più convenienti è il programma per il calcolo delle perdite tecniche RTP 3.1, che, grazie alle sue capacità, riduce notevolmente i tempi di preparazione delle informazioni iniziali, e quindi il calcolo viene effettuato al minor costo.

Per stabilire un livello di perdite economicamente accettabile nel periodo in esame, nonché per fissare le tariffe elettriche, viene utilizzato il razionamento delle perdite di elettricità. Tenendo conto delle differenze significative nella struttura delle reti e nella loro lunghezza, lo standard di perdita per ciascuna organizzazione fornitrice di energia è un valore individuale determinato sulla base degli schemi e delle modalità operative delle reti elettriche e delle caratteristiche di contabilità per la ricezione e la fornitura di elettricità.

Inoltre, si consiglia di calcolare le perdite di elettricità secondo gli standard utilizzando i valori dei parametri generalizzati (lunghezza totale della linea di trasmissione di potenza, potenza totale dei trasformatori di potenza) e la fornitura di elettricità alla rete. Una tale valutazione delle perdite, soprattutto per molte reti ramificate da 0,38 - 6 - 10 kV, può ridurre significativamente i costi di manodopera per i calcoli.

Un esempio di calcolo delle perdite di elettricità in una rete di distribuzione a 10 kV ha mostrato che la soluzione più efficace è utilizzare reti con un carico sufficientemente elevato (k ZTP = 0,8). Allo stesso tempo, si registra un leggero aumento relativo delle perdite condizionatamente variabili nella quota di fornitura di energia elettrica e una diminuzione delle perdite condizionatamente costanti. Pertanto, le perdite totali aumentano leggermente e l'attrezzatura viene utilizzata in modo più efficiente.

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Determinazione delle perdite elettriche.

L'indicatore pianificato dell'elettricità nelle reti è determinato come percentuale dell'elettricità fornita alla rete di un determinato sistema energetico. Considerando che le perdite assolute di elettricità nelle reti sono significative (nei sistemi di alimentazione delle imprese, le perdite nelle reti rappresentano circa il 10% dell'elettricità consumata), va notato che il termine stesso "perdite" non trasmette accuratamente il significato tecnico di questo indicatore.

Oggettivamente rappresenta il consumo tecnologico necessario di energia elettrica nel sistema associato alla sua trasmissione e distribuzione attraverso le reti elettriche. Pertanto, a volte al posto di “perdite” viene utilizzato il termine “consumo tecnologico per la trasmissione di energia elettrica”.

Nella struttura delle perdite per elementi di rete, la maggior parte delle perdite ricade sulle perdite nei motori (circa il 40%) e sulle linee di distribuzione (circa il 35%), le perdite nei trasformatori ammontano a circa il 15%.

Circa il 25% delle perdite sono perdite praticamente indipendenti dal carico, le cosiddette costanti condizionate, e circa il 75% sono perdite condizionatamente variabili.

Da perdite totali Solo la parte denominata perdite tecniche è suscettibile di analisi tecnica, il resto (circa il 10%), le cosiddette perdite commerciali, è associato a imperfezioni nel sistema di misurazione dell'elettricità.

Le imprese possono sviluppare misure per ridurre le perdite, che sono divise in tre gruppi:

· modalità operative – garantire il caricamento ottimale di generatori e compensatori sincroni con potenza reattiva, commutazione tempestiva dei dispositivi di regolazione della tensione del trasformatore (commutatori sotto carico e commutatori a vuoto), spegnimento dei reattori in modalità di carico pesante;

· organizzativo – riducendo i tempi di riparazione delle apparecchiature principali e combinando le riparazioni degli elementi collegati in sequenza, riparando le apparecchiature sotto tensione, migliorando la misurazione dell'elettricità, riducendo il consumo di elettricità per le proprie esigenze, monitorando l'uso dell'elettricità attiva e reattiva, ecc.;

· ricostruzione degli impianti - introduzione di nuovi dispositivi di compensazione, sostituzione di apparecchiature di concezione più avanzata, automazione della regolazione della tensione.

Tutte queste attività richiedono l'investimento di risorse materiali, quindi la fattibilità dell'attività dovrebbe basarsi sul confronto degli indicatori tecnici ed economici delle varie opzioni.

Il valore medio della corrente di qualsiasi sezione della rete viene determinato utilizzando le letture dei contatori disponibili su quest'area. La differenza tra il valore quadratico medio della corrente, in base al quale devono essere calcolate le perdite di elettricità, e il valore medio viene presa in considerazione dal coefficiente di forma del grafico di carico:

I sk =k f I avg, (10.1)

dove I rms è il valore quadratico medio della corrente, I av è il valore medio della corrente.

Per la maggior parte delle imprese, il coefficiente di forma k f è compreso tra 1,05 e 1,1. Valori più piccoli di k f corrispondono a carichi con un numero elevato di ricevitori.

Si consiglia di determinare le perdite di energia elettrica per il periodo in esame come il prodotto delle perdite di energia elettrica per un giorno del periodo contabile, chiamato caratteristico, per il numero di giorni lavorativi del periodo. Le perdite di elettricità nei fine settimana vengono calcolate separatamente.

I giorni tipici in termini di consumo di elettricità sono i seguenti:

1. viene determinato il consumo di energia per il periodo contabile,

2. quindi viene calcolato il consumo medio giornaliero di elettricità,

3. secondo i registri operativi, vengono rilevati giorni con un consumo di elettricità vicino a quello trovato, nonché il consumo medio giornaliero ottenuto,

4. Si assumono come caratteristici i giorni così rilevati ed il loro effettivo programma di carico.

Perdite di linea.

Perdite di elettricità nella rete elettrica per il periodo contabile:

dove I av è il valore medio della corrente di linea in un giorno caratteristico, R e è la resistenza attiva equivalente della linea, che fa sì che perdite di calore, T r – numero di ore lavorative durante il periodo contabile. La corrente media per una giornata tipo può essere trovata:

, (10.3)

dove E a, E r sono il consumo di energia attiva e reattiva per una giornata tipo.

Quando si determinano le perdite di energia reattiva, vengono utilizzate formule simili:

. (10.4)

La resistenza equivalente, attiva R e o reattiva X e, è la resistenza di una linea non ramificata, la cui corrente è uguale alla corrente della sezione di testa della rete, e le perdite di elettricità sono uguali alle perdite nella rete:

Poiché è piuttosto difficile determinare le resistenze equivalenti dalle letture dello strumento, si consiglia di determinarle mediante calcolo con una modifica che tenga conto della differenza tra le correnti che passano effettive e quelle calcolate. Quindi le perdite di potenza attiva e reattiva:

E (10.6)

Le reti con una tensione di 6-35 kV sono corte, quindi le correnti di conduttività attiva e reattiva al loro interno sono insignificanti rispetto alle correnti di carico della linea.

Le linee con tensioni più elevate sono più lunghe e, oltre alla resistenza attiva e induttiva dei fili, hanno anche conduttività attiva e reattiva.

La conduttività attiva G l è dovuta alle perdite attive dovute alla corona (la corona è una forma speciale di scarica elettrica associata alla ionizzazione dell'aria attorno al filo). Uno dei fattori che influenzano la riduzione delle perdite dovute all'effetto corona è l'aumento della sezione trasversale del filo della linea aerea o la sua divisione.

Perdite del trasformatore. Perdite di potenza attiva:

, (10.7)

dove ∆Р x ’ =∆P x +k e ∆Q x – perdite di potenza a vuoto ridotte dei trasformatori, ∆Р a ’ =∆P a +k e ∆Q per perdite di potenza ridotte corto circuito, k з =I av /I nominale - fattore di carico corrente del trasformatore, k e - coefficiente di perdita dipendente dal trasferimento di potenza reattiva (solitamente considerato come 0,07), T 0 - numero totale di ore del trasformatore sotto tensione, T r - numero di ore di funzionamento del trasformatore sotto carico, ∆Q x =S nom I x /100 – componente costante delle perdite di potenza reattiva a vuoto, ∆Q k =S nom u k /100 – potenza reattiva consumata dal trasformatore a pieno carico.

Perdite di energia reattiva per il periodo contabile:

. (10.8)

Perdite di elettricità nei motori. Per le singole unità di grandi dimensioni diventa necessario tenere conto nel bilancio elettrico delle perdite di elettricità nei motori e nei meccanismi da essi azionati.

Durante il funzionamento stazionario dei motori elettrici, le perdite in essi sono determinate come la somma delle perdite nell'avvolgimento, nell'acciaio e nella meccanica. Vengono determinate le perdite dell'avvolgimento per i motori CA.