В случае полной компенсации потери мощностей и напряжения на участке сети

Обновлено: 05.05.2024

КОМПЕНСАЦИЯ РЕАКТИВНОЙ МОЩНОСТИ

Компенсация реактивной мощности в распределительных сетях на основе распределенной энергетики

Некрасов С. А., канд. техн. наук, канд. экон. наук

Объединенный институт высоких температур РАН, Москва

Показано, что развитие распределенной энергетики в России позволит обеспечить требуемые качество и надежность энергоснабжения и снизить сетевые потери путем компенсации реактивной мощности.

В электрической сети в целом должно обеспечиваться равенство генерации и потребления активной (AM) и реактивной (РМ) мощности. Основным нормативным показателем поддержания баланса активной мощности в каждый момент времени является частота переменного тока (общесистемный критерий), а реактивной - уровень напряжения (местный критерий, существенно отличающийся для каждого узла нагрузки и каждой ступени номинального напряжения) [1]. В соответствии с ГОСТ 13109-97 в электрических сетях систем электроснабжения общего назначения нормально и предельно допустимые значения установившегося снижения напряжения 8 U на выводах приемников электрической энергии не должны превышать соответственно 5 и 10 % номинального напряжения электрической сети по ГОСТ 721 и ГОСТ 21128 (номинальное напряжение). При пониженных напряжениях вероятность отключения потребителей в случае провалов напряжения значительно возрастает. При снижении напряжения на шинах нагрузки до уровня U

В последние годы как в городах, так и в сельской местности существенно увеличилось потребление РМ, в том числе электроприемниками промышленных предприятий, электрифицированным железнодорожным и городским транспортом, торговыми, спортивными и развлекательными центрами и т. д. Доля РМ при загрузке линий электропередачи в настоящее время оценивается в 20 - 80 % от AM [2]. Например, в ОАО "КАМАЗ" в 2011г. при 303 МВт установленной мощности потребление РМ составило 217 Мвар [3]. Согласно [4] около 60 % всей РМ, связанной с образованием переменных магнитных полей, потребляют асинхронные двигатели (до 60 % их питается от сетей 0,4 кВ) и около 25 % - трансформаторы.

Увеличение числа различных электроприводов, стабилизирующих и преобразовательных устройств, применение полупроводниковых преобразователей приводит к росту потребляемой РМ преимущественно в сетях низкого напряжения, а это в свою очередь влияет на работу других электроприемников, сокращает срок их службы, создает дополнительные потери электроэнергии. Изменение характера коммунально-бытовой нагрузки в результате появления новых типов электроприемников (микроволновых печей, кондиционеров, морозильников, люминесцентных светильников, стиральных и посудомоечных машин, персональных компьютеров и др.), потребляющих из питающей сети наряду с активной значительную реактивную мощность, также привело к росту потребления РМ [5]. В итоге из-за изменения структуры потребления общее потребление РМ (?ПОтр1 приближенно оценивается в 1 квар на 1 кВт суммарного потребления (нагрузки) AM PHarpz [2].

Рост потребления РМ привел к ряду негативных последствий: потребители стали работать с пониженным коэффициентом мощности и повышенным потреблением РМ из электрической сети системы электроснабжения; возросли потоки РМ в системах электроснабжения потребителей электрической энергии (распределительных электрических сетях и системообразующих линиях электропередачи); возникла проблема поддержания (на уровне не ниже минимально допустимого) напряжения на шинах подстанций с присоединенной нагрузкой [6]. По оценкам экспертов, причинами возникновения и развития наиболее крупных аварий и технологических нарушений в энергосистемах и энергообъединениях различных стран, приведших к отключению значительного объема потребителей, являются, в частности, дефицит РМ в энергообъединениях и недостаточный объем установленных источников РМ [7].

Потери, связанные с небалансом РМ, наиболее значимы в распределительных сетях [8]. Оценка потерь реактивной мощности в трансформаторах и автотрансформаторах показывает, что при каждой трансформации напряжения они составляют приблизительно 10 % от передаваемой через трансформатор полной мощности. Например, в ОАО "Сетевая компания" Татарстана доля ЛЭП, в которых tgcp превышает установленные значения, на напряжении 110 кВ составляет 25% (tgφ>0,5), на напряжении 35 кВ - 50% (tgφ>0,4), на напряжении 6(10) кВ - 52% (tgφ >0,4) [3]. Экономическое значение активных потерь электроэнергии при передаче и потреблении РМ оценивается в [5] на примере сетей 6(10)-0,4 кВ региональных сетевых компаний (РСК) РАО "ЕЭС России". Через сети 6(10) - 0,4 кВ в 2007 г. передано около 50 % электроэнергии (370 млрд. кВт • ч) от общего отпуска электроэнергии в сетях РСК данного холдинга, составившего 742,5 млрд. кВт · ч. Потери электроэнергии в этих сетях равнялись 11,6%. За счет мероприятий по оптимизации балансов РМ в сети и повышения cos φ с 0,85 на 0,01 (1,2%) в целом в электрических сетях 6(10) - 0,4 кВ РСК можно сэкономить 1 млрд. кВт • ч электроэнергии. Это позволит высвободить около 150 тыс. кВт мощности генераторов на электростанциях. Следует также учесть, что для производства 1,1 млрд. кВт ч электроэнергии необходимо около 0,370 млн. т условного топлива. Кроме того, повышенное потребление РМ из сети при низких значениях cos φ требует увеличения сечений проводов и кабелей в электрических сетях с целью уменьшения потерь [5]. При снижении cos φ до 0,7 перерасход цветных металлов (меди и алюминия) составит более 50 % [4].

Суть регулирования напряжения за счет воздействия на потоки РМ по элементам электрической сети заключается в том, что при изменении этой мощности изменяются потери напряжения в реактивных сопротивлениях. В отличие от AM реактивную мощность в узлах сети можно изменять путем установки в них компенсирующих устройств. Наиболее действенными для регулирования напряжения являются устройства (синхронные компенсаторы, статические тиристорные компенсаторы), способные как генерировать, так и поглощать РМ, изменяя свою мощность в зависимости от режима сети, в результате чего появляется возможность регулировать напряжение. Эффективность такого регулирования с помощью поперечных компенсирующих устройств повышается в сетях с относительно большими реактивными сопротивлениями по сравнению с активными, например, в воздушных сетях по сравнению с кабельными. При этом наибольший эффект достигается при установке компенсирующих устройств в наиболее удаленных от центров питания узлах нагрузки [8].

При выборе места расположения компенсирующих устройств следует иметь в виду, что наибольший экономический эффект достигается при их установке в непосредственной близости от потребляющих РМ приемников. Передача РМ из сети 6 - 35 кВ в сеть до 1000 В, как правило, экономически невыгодна, особенно, если это приводит к увеличению числа понижающих трансформаторов. Для электроустановок небольшой мощности, присоединяемых к действующим сетям 6(10) кВ, целесообразна полная компенсация на стороне до 1000 В. Поэтому необходимо обеспечить баланс и резерв РМ не только в целом в энергосистеме, но и в узлах нагрузки. В идеальном случае с точки зрения минимальных потерь электроэнергии в системе "генерация - ЛЭП - потребитель" следует создать такие условия, чтобы генераторы станции работали с номинальным cos φ, переток дополнительной по линии РМ отсутствовал, а потребители работали с coscp= 1 без потребления РМ [1]. Согласно Методическим указаниям [9] с целью снижения потерь мощности электроэнергии в электрической сети рекомендуется рассматривать целесообразность установки дополнительных компенсирующих устройств главным образом непосредственно у потребителей на напряжении 0,4- 10 кВ.

Компенсация РМ позволит снизить максимум потребления только по Москве на 3 - 3,3 ГВт [10]. В [2] описан опыт компенсации РМ в ОАО "Тверской вагоностроительный завод". Суть его заключалась в измерении параметров электрической сети (напряжения, тока, коэффициента мощности) на отходящем присоединении РУ 6 кВ, от которого питается один из цехов предприятия. Сначала измерения проводили при отключенных устройствах компенсации РМ, затем последовательно включали батарею статических конденсаторов (БСК) на напряжении 0,4 и 6 кВ. Измерения показали, что при включении БСК ток в сети снизился на 30%, а коэффициент мощности cos φ повысился с 0,82 до значения, близкого к 1 (т. е. была достигнута полная компенсация РМ), что приводит к разгрузке электросетевого оборудования и уменьшению потерь электроэнергии. Отмечен также рост напряжения в центре питания. Результаты наглядно продемонстрировали эффективность применения устройств компенсации РМ. Потребитель использовал БСК с целью подключения дополнительных мощностей (без замены силовых трансформаторов на ГПП и в цеховых ТП), а также сокращения потерь электрической энергии во внутризаводских сетях, поддерживая при этом необходимый уровень напряжения у токоприемников [2].

В целом неучастие потребителей в компенсации РМ собственными источниками и работа с пониженным коэффициентом мощности приводят к уменьшению технико-экономической эффективности систем электроснабжения, проявившейся в возникновении дефицита РМ в узлах нагрузки и, как следствие, - в снижении напряжения на шинах нагрузок и подстанций распределительных электросетей; ограничении пропускной способности линий электропередачи и трансформаторных подстанций по AM из-за необоснованной их загрузки РМ; существенном росте потерь AM в электрических сетях; увеличении потерь напряжения и снижении запаса статической устойчивости нагрузки по напряжению. Доставка РМ потребителям из энергосистемы по распределительным сетям в условиях сокращения у них объема собственных источников неоправданна. Поэтому без участия потребителей в компенсации собственного потребления РМ невозможно обеспечить технически и экономически обоснованный баланс РМ в энергосистеме. Стоимость производства AM на электростанциях в 10 - 20 раз больше стоимости производства РМ у потребителя, поэтому передача РМ от электростанций к местам ее потребления сопоставима со связанным с этим необходимым покрытием потерь AM, а для удаленных электроприемников менее эффективна, чем использование источников РМ [11].

Если учесть, что в отличие от сетей высокого напряжения часть распределительных сетей выполнена стальными проводами, а это требует учета нелинейности их параметров в зависимости от токов нагрузки, а также особенностей сетей 0,4 кВ - высокого уровня несимметрии фаз, коммерческих потерь, то можно сделать вывод, что оптимизировать баланс РМ следует только на основе введения в распределительные сети активных самонастраивающихся элементов [8].

Согласно [12] норматив уровня компенсации РМ в распределительных электрических сетях составлял 0,6 квар на 1 кВт. Выбор структуры компенсирующих устройств и распределение между объектами суммарных объемов их ввода в указанных объемах должны были определяться при разработке годовых планов развития отраслей и требований по компенсации РМ действующих потребителей, устанавливаемых энергоснабжающими организациями. Степень компенсации РМ была принята в размере cos φ = 0,858 (tg φ = 0,6). В 2007 г. в Российской Федерации требование к минимальному значению коэффициента РМ в точках присоединения потребителя к электрической сети 6(10) -0,4 кВ было значительно ужесточено: для сети 0,4 кВ установлен cos φ = 0,944 (tg φ = 0,35), а для сети 6-20кВ cos φ = 0,93 (tg φ = 0,4) [8].

Однако эти значения можно достичь преимущественно в электросетях среднего и высокого напряжений (35-110 кВ). В низковольтных сетях напряжением 0,4 кВ повышение cos φ до приемлемого уровня известными способами экономически нередко оказывается неоправданным, поэтому не всегда осуществляется [6]. В частности, после отмены в 2001 г. Правил пользования электрической и тепловой энергией у потребителя электрической энергии понизился экономический стимул участвовать в поддержании коэффициента мощности и компенсации РМ на шинах нагрузок, что привело к ряду указанных выше негативных последствий как в сфере надежности энергосистемы, так и в экономических вопросах. Например, средняя загрузка электродвигателя (отношение мощности, потребляемой рабочим органом, к номинальной мощности) в отечественной промышленности составляет 0,3 - 0,4, а в европейской 0,5 - 0,6. Завышение мощности двигателя приводит к снижению его КПД и cos φ значительно ниже номинального. С уменьшением степени загрузки двигателя возрастает доля потребляемой РМ на создание магнитного поля системы по сравнению с AM. При снижении нагрузки двигателя до 50 % и менее его эффективность начинает быстро уменьшаться [13].

Несмотря на принятый в 2006 г. приказ РАО "ЕЭС России" [14] вопрос компенсации РМ, особенно в распределительных сетях, остается нерешенным. В этой связи для повышения качества электроснабжения на территории Российской Федерации предлагается обеспечивать компенсацию реактивной мощности на основе распределенной генерации. При этом для определения первоочередных узлов компенсации следует выбирать точки распределительных сетей, где наблюдаются максимальные потери, а для выявления необходимых объемов генерации РМ - мощность объектов распределенной генерации (ОРТ), позволяющих обеспечить компенсацию реактивной мощности на участках распределительной сети, к которым они подключены.

Поскольку в сетях энергосистем существует несколько ступеней трансформации, количество трансформаторов и их мощность в несколько раз превышают число и установленную мощность генераторов. Следует заметить, что на каждый установленный 1 кВт генераторной мощности традиционной "большой" энергетики в российских условиях приходится 7 - 8 кВ • А трансформаторной мощности, а на вновь вводимый - до 12 - 15 кВ·А. Поэтому под распределенной генерацией будем понимать параллельное с сетью производство электроэнергии для электроснабжения потребителей, расположенных на расстоянии, на котором можно обеспечить ее передачу без трансформации уровня напряжения, тем самым снизив потребление из сети. Объекты распределенной генерации - это источники электроэнергии, подключенные к шинам распределительной подстанции (в том числе на стороне нагрузки) и оснащенные автоматикой для обеспечения синхронной работы с энергосистемой, отключения от нее и поддержания автономной работы [15].

Одним из универсальных технологических решений, на основе которого можно достичь гибкого управления режимами распределительных сетей, является создание распределенной генерации на основе синхронных генераторов (СГ) новых ОРГ с возможностью управления токами возбуждения. Регулирование токов возбуждения СГ, установленных в непосредственной близости от конечного потребителя, позволит обеспечить компенсацию РМ в распределительных сетях. Получение РМ связано исключительно с уровнем возбуждения синхронной машины. Увеличение тока возбуждения приводит к повышению генерирования РМ, а снижение тока - к противоположному результату. Компенсация реактивной мощности на основе автоматического регулирования возбуждения синхронных двигателей теоретически обоснована и практически используется в приложении к оптимизации электроснабжения металлургических комбинатов [16], но регулирование токов возбуждения синхронных машин в распределительных сетях населенных пунктов - это новая задача.

В наиболее сложных сетях создание распределенной генерации целесообразно на основе асинхронизированных генераторов (АСГ) - нового класса электрических машин, обладающих рядом преимуществ по сравнению с синхронными машинами. Благодаря им обеспечивается более надежная, устойчивая и экономичная работа электроэнергетической системы в целом. В асинхронизированных генераторах и компенсаторах (АСК) ротор имеет две ортогональные обмотки возбуждения, которые питаются от двухканальной статической реверсивной системы возбуждения. Управление возбуждением осуществляется по специальному "асинхронизированному" закону (векторное управление), в результате этого такие машины устойчиво работают в режимах как выдачи, так и глубокого потребления РМ, что несвойственно синхронным машинам по условиям статической и динамической устойчивости. Специальные алгоритмы управления режимами обеспечивают высокую живучесть АСГ и АСК. Основные их свойства и преимущества [7] приведены в таблице.

Преимущества

Электромагнитный момент и РМ не зависят от углового положения ротора

Возможность без нарушения условий статической устойчивости работать на протяженную линию электропередачи

Актуальным вопросом в современной электроэнергетике являются потери электроэнергии, которые тесно переплетаются с финансовой составляющей. Это своего рода резерв получения дополнительной выгоды, повышение рентабельности производственного процесса. Попытаемся разобраться со всеми гранями этого вопроса и дать четкое представление о тонкостях потерь электроэнергии в сетях.

Что такое потери электрической энергии?

Под потерями электроэнергии в широком смысле следует понимать разницу между поступлениями в сети и фактическим потреблением (полезным отпуском). Расчет потерь предполагает определение двух величин, что выполняется через учет электрической энергии. Одни стоят непосредственно на подстанции, другие у потребителей.

Потери могут рассчитываться в относительных и абсолютных величинах. В первом случае исчисление выполняется в процентах, во втором – в киловатт-часах. Структура разделена на две основных категории по причине возникновения. Общие потери именуются фактическими и являются основой эффективности работы подразделения.

Где выполняется расчет?

Расчет потерь электроэнергии в электрических сетях выполняется по следующим направлениям:

Для предприятий, генерирующих энергию и отдающих в сеть. Уровень зависит от технологии производства, правильности определения собственных нужд, наличия технических и коммерческих учетов. Потери генерации ложатся на коммерческие организации (включаются в стоимость) или добавляются в нормативы и фактические величины на районы или предприятия электрических сетей.
Для высоковольтной сети. Передача на дальние расстояния сопровождается высоким уровнем потерь электроэнергии в линиях и силовом оборудовании подстанций 220/110/35/10 кВ. Рассчитывается путем определения норматива, а в более совершенных системах через приборы электронного учета и автоматизированных систем.
Распределительные сети, где происходит разделение потерь на коммерческие и технические. Именно в этой области сложно прогнозировать уровень величины из-за фактора сложности обвязки абонентов современными системами учета. Потери при передаче электроэнергии рассчитываются по принципу поступило за минусом платы за потребленную электрическую энергию. Определение технической и коммерческой части выполняется через норматив.

Технические потери: физические причины появления и где возникают

Сущность технических потерь заключается в несовершенстве технологии и проводников, используемых в современной электроэнергетике. В процессе генерации, передачи и трансформации электроэнергии возникают физические явления, которые и создают условия утечки тока, нагрев проводников или прочие моменты. Технические потери могут возникать в следующих элементах:

Трансформаторы. Каждый силовой трансформатор обладает двумя или тремя обмотками, посередине которого расположен сердечник. В процессе трансформации электроэнергии с большего на меньшего в этом элементе происходит нагрев, что и предполагает появление потерь.
Линии электропередач. При транспортировке энергии на расстояния происходит утечка тока на корону для ВЛ, нагрев проводников. На расчет потерь в линии влияют следующие технические параметры: длина, сечение, удельная плотность проводника (медь или алюминий), коэффициенты потерь электроэнергии, в частности, коэффициент распределенности нагрузки, коэффициент формы графика.
Дополнительное оборудование. К этой категории необходимо отнести технические элементы, которые участвуют в генерации, транспортировке, учете и потреблении электроэнергии. Величины для этой категории в основном постоянные или учитываются через счетчики.

Для каждого вида элементов электрической сети, для которой рассчитываются технические потери, имеется разделение на потери холостого хода и нагрузочные потери. Первые считаются постоянной величиной, вторые зависят от уровня пропуска и определяются для анализируемого периода, зачастую за месяц.

Коммерческие потери: основное направление повышения эффективности в электроэнергетике

Коммерческие потери электроэнергии считаются сложно прогнозируемой величиной, так как зависят от потребителей, от их желания обмануть предприятие или государство. Основой указанных проблем являются:

Фактические потери: общий показатель

Для расчета фактических потерь необходимо сложить коммерческую и техническую составляющую. Однако реальный расчет этого показателя осуществляется по-другому, формула потерь электроэнергии следующая:

Величина потерь = (Поступления в сеть – Полезный отпуск – Перетоки в другие энергосистемы – Собственные нужды) / (Поступления в сеть – Беспотерьные – Перетоки – Собственные нужды) * 100%

Зная каждый элемент, определяют фактические потери в процентном отношении. Для вычисления требуемого параметра в абсолютных величинах необходимо выполнить расчеты только числителя.

Какие потребители считаются беспотерьными и что такое перетоки?

В представленной выше формуле используется понятие "беспотерьные", которое определяется по коммерческим приборам учета на подстанциях высокого напряжения. Предприятие или организация самостоятельно несут расходы на потери электроэнергии, которые учитываются прибором учета в точке подключения к сетям.

Что касается перетоков, то они также относятся к беспотерьным, хотя высказывание не совсем корректное. В общем понимании это электрическая энергия, которая из одной энергосистемы отправляется в другую. Учет осуществляется также с использованием приборов.

Собственные нужды и потери электрической энергии

Собственные нужды необходимо отнести к особой категории и разделу фактических потерь. Для работы электросетей требуются затраты на поддержание функционирования подстанций, расчетно-кассовых центров, административных и функциональных зданий РЭСов. Все эти величины фиксируются и отражаются в представленном параметре.

Методики расчета технических потерь на предприятиях электроэнергетики

Потери электроэнергии в электрических сетях осуществляется по двум основным методикам:

Расчет и составление норматива потерь, что реализовывается через специальное программное обеспечение, куда закладывается информация по топологии схемы. Согласно последней определяются нормативные величины.
Составление небалансов для каждого элемента электрических сетей. В основе этого метода лежит ежедневное, еженедельное и ежемесячное составление балансов в высоковольтной и распределительных сетях.

Каждый вариант обладает особенностями и эффективностью. Необходимо понимать, что выбор варианта зависит и от финансовой стороны вопроса.

Расчет норматива потерь

Расчет потерь электроэнергии в сетях во многих странах СНГ и Европы осуществляется с применением данной методологии. Как отмечалось выше, процесс предполагает использование специализированного софта, в котором имеются нормативные величины и топология схемы электрических сетей.

Для получения информации о технических потерях от сотрудника организации потребуется внести характеристики пропуска по фидеру активной и реактивной энергии, определить максимальные значения по активной и реактивной мощности.

Необходимо отметить, что погрешность таких моделей может доходить до 25 % только при расчете потерь электроэнергии в линии. К представленному методу следует относиться в качестве математической, примерной величине. В этом и выражается несовершенство методологии просчета технических потерь в электрических сетях.

Используемое программное обеспечение для расчета

На текущий момент существует огромное количество программного софта, который выполняет расчет норматива технических потерь. Выбор того или иного продукта зависит от стоимости обслуживания, региональности и других важных моментов. В Республике Беларусь основной программой считается DWRES.

Софт разрабатывался группой ученых и программистов Белорусского Национального Технического Университета под руководством профессора Фурсанова Н.И. Инструмент для расчета норматива потерь специфичен, обладает рядом системных достоинств и недостатков.

Составление небаланса в высоковольтных и распределительных сетях

Потери электроэнергии технического плана можно выявить через другой метод. О нем уже говорилось выше – предполагается, что все высоковольтные или распределительные сети обвязаны приборами учета. Они помогают определить величину максимально точно. Кроме этого, подобная методика обеспечивает реальную борьбу с неплательщиками, воровством и неправильное использование энергооборудования.

Следует отметить, что подобный подход, несмотря на эффективность, неприменим в современных условиях. Для этого необходимы серьезные мероприятия с большими затратами на реализацию обвязки всех потребителей электронными учетами с передачей данных (АСКУЭ).

Как сократить технические потери: способы и решения

Снизить потери в линиях, трансформаторных подстанциях помогают следующие направления:

Правильно выбранный режим работы оборудования, загрузка мощностей влияет на нагрузочные потери. Именно поэтому диспетчер обязан выбирать и вести наиболее приемлемый режим работы. К представленному направлению важно отнести выбор точек нормального разрыва, расчеты загруженности трансформаторов и так далее.
Замена оборудование на новое, которое обладает низкими показателями холостого хода или лучше справляются с нагрузочными потерями. Для линий электропередач предполагается замена проводов на большее сечение, использование изолированных проводников.
Сокращение времени обслуживания оборудования, что ведет к снижению расхода энергии на собственные нужды.

Сокращение коммерческой составляющей потерь: современные возможности

Потери электроэнергии по коммерческой части предполагают использование следующих методов:

Установка приборов учетов и систем с меньшей погрешностью. На текущий момент оптимальными считаются варианты с классом точности 0,5 S.
Использование автоматизированных систем передачи информации, АСКУЭ, которые призваны убрать сезонные колебания. Контроль за показаниями является условием борьбы с воровством и занижением данных.
Осуществление рейдов по проблемным адресам, которые определяются через систему балансов распределительной сети. Последнее актуально при обвязке абонентов современными учетами.
Применение новых технологий по определению недоучета систем с трансформаторами тока. Специализированные приборы распознают коэффициент смещения тангенса вектора распределения электрической энергии.

Потери электроэнергии в электрических сетях – важный показатель, который обладает существенным потенциалом для коммерческих организаций энергетического бизнеса. Сокращение фактических потерь приводит к росту получаемой прибыли, а это влияет на рентабельность. В заключение необходимо отметить, что оптимальный уровень потерь должен составлять 3-5 % в зависимости от района.

Под потерями подразумевается разница между отпущенной потребителям электроэнергией и фактически поступившей к ним. Для нормирования потерь и расчетов их фактической величины, была принята следующая классификация:

Технологический фактор. Он напрямую зависит от характерных физических процессов, и может меняться под воздействием нагрузочной составляющей, условно-постоянных затрат, а также климатических условий.
Расходы, затрачиваемые на эксплуатацию вспомогательного оборудования и обеспечение необходимых условий для работы техперсонала.
Коммерческая составляющая. К данной категории относятся погрешности приборов учета, а также другие факторы, вызывающие недоучет электроэнергии.

Ниже представлен среднестатистический график потерь типовой электрокомпании.

Примерная структура потерь

Как видно из графика наибольшие расходы связаны с передачей по воздушным линиям (ЛЭП), это составляет около 64% от общего числа потерь. На втором месте эффект коронированния (ионизация воздуха рядом с проводами ВЛ и, как следствие, возникновение разрядных токов между ними) – 17%.

Коронный разряд на изоляторе ЛЭП

Исходя из представленного графика, можно констатировать, что наибольший процент нецелевых расходов приходится на технологический фактор.

Основные причины потерь электроэнергии

Разобравшись со структурой, перейдем к причинам, вызывающим нецелевой расход в каждой из перечисленных выше категорий. Начнем с составляющих технологического фактора:

Нагрузочные потери, они возникают в ЛЭП, оборудовании и различных элементах электросетей. Такие расходы напрямую зависят от суммарной нагрузки. В данную составляющую входят:

Потери в ЛЭП, они напрямую связаны с силой тока. Именно поэтому при передаче электроэнергии на большие расстояния используется принцип повышения в несколько раз, что способствует пропорциональному уменьшению тока, соответственно, и затрат.
Расход в трансформаторах, имеющий магнитную и электрическую природу ( ). В качестве примера ниже представлена таблица, в которой приводятся данные затрат на трансформаторах напряжения подстанций в сетях 10 кВ.

Потери в силовых трансформаторах подстанций
Нецелевой расход в других элементах не входит в данную категорию, ввиду сложностей таких расчетов и незначительного объема затрат. Для этого предусмотрена следующая составляющая.

Категория условно-постоянных расходов. В нее входят затраты, связанные со штатной эксплуатацией электрооборудования, к таковым относятся:

Холостая работа силовых установок.
Затраты в оборудовании, обеспечивающем компенсацию реактивной нагрузки.
Другие виды затрат в различных устройствах, характеристики которых не зависят от нагрузки. В качестве примера можно привестисиловую изоляцию, приборы учета в сетях 0,38 кВ, змерительные трансформаторы тока, ограничители перенапряжения и т.д.

Гололед на ЛЭП

Учитывая последний фактор, следует учитывать затраты электроэнергии на расплавление льда.

Устройство

Трансформатор представляет собой статический прибор. Он работает от электричества. В конструкции при этом отсутствуют подвижные детали. Поэтому рост затрат электроэнергии вследствие механических причин исключены.

При функционировании силовой аппаратуры затраты электроэнергии увеличиваются в нерабочее время. Это связано с ростом активных потерь холостого хода в стали. При этом наблюдается снижение нагрузки номинальной при увеличении энергии реактивного типа. Потери энергии, которые определяются в трансформаторе, относятся к активной мощности. Они появляются в магнитоприводе, на обмотках и прочих составляющих агрегата.

Расходы на поддержку работы подстанций

К данной категории отнесены затраты электрической энергии на функционирование вспомогательных устройств. Такое оборудование необходимо для нормальной эксплуатации основных узлов, отвечающих за преобразование электроэнергии и ее распределение. Фиксация затрат осуществляется приборами учета. Приведем список основных потребителей, относящихся к данной категории:

системы вентиляции и охлаждения трансформаторного оборудования;
отопление и вентиляция технологического помещения, а также внутренние осветительные приборы;
освещение прилегающих к подстанциям территорий;
зарядное оборудование АКБ;
оперативные цепи и системы контроля и управления;
системы обогрева наружного оборудования, например, модули управления воздушными выключателями;
различные виды компрессорного оборудования;
вспомогательные механизмы;
оборудование для ремонтных работ, аппаратура связи, а также другие приспособления.

Измерение полезного действия

При расчете потерь определяется также показатель полезного действия. Он показывает соотношение мощности активного типа на входе и выходе. Этот показатель рассчитывают для замкнутой системы по следующей формуле:

КПД = М1/М2, где М1 и М2 – активная мощность трансформатора, определяемая измерением на входном и исходящем контуре.

Выходной показатель рассчитывается путем умножения номинальной мощности установки на коэффициент мощности (косинус угла j в квадрате). Его учитывают в приведенной выше формуле.

В трансформаторах 630 кВА, 1000 кВА и прочих мощных устройствах показатель КПД может составлять 0,98 или даже 0,99. Он показывает, насколько эффективно работает агрегат. Чем выше КПД, тем экономичнее расходуется электроэнергия. В этом случае затраты электроэнергии при работе оборудования будут минимальными.

Рассмотрев методику расчета потерь мощности трансформатора, короткого замыкания и холостого хода, можно определить экономичность работы аппаратуры, а также ее КПД. Методика расчета предполагает применять особый калькулятор или производить расчет в специальной компьютерной программе.

Коммерческая составляющая

Под данными затратами подразумевается сальдо между абсолютными (фактическими) и техническими потерями. В идеале такая разница должна стремиться к нулю, но на практике это не реально. В первую очередь это связано с особенностями приборов учета отпущенной электроэнергии и электросчетчиков, установленных у конечных потребителей. Речь идет о погрешности. Существует ряд конкретных мероприятий для уменьшения потерь такого вида.

К данной составляющей также относятся ошибки в счетах, выставленных потребителю и хищения электроэнергии. В первом случае подобная ситуация может возникнуть по следующим причинам:

в договоре на поставку электроэнергии указана неполная или некорректная информация о потребителе;
неправильно указанный тариф;
отсутствие контроля за данными приборов учета;
ошибки, связанные с ранее откорректированными счетами и т.д.

Что касается хищений, то эта проблема имеет место во всех странах. Как правило, такими противозаконными действиями занимаются недобросовестные бытовые потребители. Заметим, что иногда возникают инциденты и с предприятиями, но такие случаи довольно редки, поэтому не являются определяющими. Характерно, что пик хищений приходится на холодное время года, причем в тех регионах, где имеются проблемы с теплоснабжением.

Различают три способа хищения (занижения показаний прибора учета):

Понятие норматива потерь

Под данным термином подразумевается установка экономически обоснованных критериев нецелевого расхода за определенный период. При нормировании учитываются все составляющие. Каждая из них тщательно анализируется отдельно. По итогу производятся вычисления с учетом фактического (абсолютного) уровня затрат за прошедший период и анализа различных возможностей, позволяющих реализовать выявленные резервы для снижения потерь. То есть, нормативы не статичны, а регулярно пересматриваются.

Под абсолютным уровнем затрат в данном случае подразумевается сальдо между переданной электроэнергией и техническими (относительными) потерями. Нормативы технологических потерь определяются путем соответствующих вычислений.

Способы уменьшения потерь в электрических сетях

Снизить затраты можно путем оптимизации технической и коммерческой составляющей. В первом случае следует принять следующие меры:

Уменьшить коммерческие затраты можно следующим образом:

регулярный поиск несанкционированных подключений;
создание или расширение подразделений, осуществляющих контроль;
проверка показаний;
автоматизация сбора и обработки данных.

Пример расчета

Чтобы было проще понять представленную методику, следует рассмотреть расчет на конкретном примере. Например, необходимо определить увеличение потребления энергии в силовом трансформаторе 630 кВА. Исходные данные проще представить в виде таблицы.

Обозначение	Расшифровка	Значение
НН	Номинальное напряжение, кВ	6
Эа	Активная электроэнергия, потребляемая за месяц, кВи*ч	37106
НМ	Номинальная мощность, кВА	630
ПКЗ	Потери короткого замыкания трансформатора, кВт	7,6
ХХ	Потери холостого хода, кВт	1,31
ОЧ	Число отработанных часов под нагрузкой, ч	720
cos φ	Коэффициент мощности	0,9

На основе полученных данных можно произвести расчет. Результат измерения будет следующий:

% потерь составляет 0,001. Их общее число равняется 0,492%.

Методика и пример расчета потерь электроэнергии

На практике применяют следующие методики для определения потерь:

проведение оперативных вычислений;
суточный критерий;
вычисление средних нагрузок;
анализ наибольших потерь передаваемой мощности в разрезе суток-часов;
обращение к обобщенным данным.

Полную информацию по каждой из представленных выше методик, можно найти в нормативных документах.

В завершении приведем пример вычисления затрат в силовом трансформаторе TM 630-6-0,4. Формула для расчета и ее описание приведены ниже, она подходит для большинства видов подобных устройств.

Расчет потерь в силовом трансформаторе

Для понимания процесса следует ознакомиться с основными характеристиками TM 630-6-0,4.

Параметры TM 630/6/0,4

Теперь переходим к расчету.

Формула расчета

Коэффициент нагрузки в представленной методике будет определяться по следующей формуле:

К = Эа/НМ*ОЧ*cos φ, где Эа – количество активной электроэнергии.

Какие потери происходят в трансформаторе в период загрузки, можно просчитать по установленной методике. Для этого применяется формула:

П = ХХ * ОЧ * ПКЗ * К² * НЧ.

Расчет для трехобмоточных трансформаторов

Представленная выше методика применяется для оценки работы двухобмоточных трансформаторов. Для аппаратуры с тремя контурами необходимо учесть еще ряд данных. Они указываются производителем в паспорте.

В расчет включают номинальную мощность каждого контура, а также их потери короткого замыкания. При этом расчет будет производиться по следующей формуле:

Э = ЭСН + ЭНН, где Э – фактическое количество электричества, которое прошло через все контуры; ЭСН – электроэнергия контура среднего напряжения; ЭНН – электроэнергия низкого напряжения.

Читайте также: