Фактические потери. Семь способов борьбы с потерями в воздушных электрических сетях. Теперь переходим к расчету

Методика расчёта технологических потерь электроэнергии
в линии электропередач ВЛ-04кВ садоводческого товарищества

До какого-то определённого времени необходимость расчёта технологических потерь в линии электропередач , принадлежащей СНТ, как юридическому лицу, или садоводам, имеющим садовые участки в границах какого-либо СНТ , была не нужна. Правление даже не задумывалось об этом. Однако дотошные садоводы или, скорее, сомневающиеся, заставили ещё раз бросить все силы на способы вычисления потерь электроэнергии вЛЭП . Самый простой путь, безусловно - это тупое обращение в компетентную компанию, то бишь, электроснабжающую или мелкую фирмочку, которые и смогут рассчитать для садоводов технологические потери в их сети. Сканирование Интернета позволило разыскать несколько методик расчёта энергопотерь во внутренней линии электропередач применительно к любому СНТ. Их анализ и разбор необходимых значений для вычисления конечного результата позволил отбросить те из них, которые предполагали замер специальных параметров в сети с помощью специального оборудования.

Предлагаемая Вам для использования в садоводческом товариществе методика основана на знании основ передачи электроэнергии по проводам базового школьного курса физики. При её создании были использованы нормы приказа Минпромэнерго РФ № 21 от 03.02.2005 г. "Методика расчёта нормативных потерь электроэнергии в электрических сетях", а также книга Ю.С Железко, А.В Артемьева, О.В. Савченко "Расчёт, анализ и нормирование потерь элекроэнергии в электрических сетях", Москва, ЗАО "Издательство НЦЭНАС", 2008.

Основа для рассматриваемого ниже расчёта технологических потерь в сети взята вот отсюда Методика расчёта потерь Ратуша А. Вы можете воспользоваться ею, изложенной далее. Разница у них в том, что здесь на сайте мы вместе разберём упрощенную методику, которая на простом, вполне реально существующем ТСН «Простор», поможет понять сам принцип применения формул и порядок подстановки в них значений. Далее Вы сможете самостоятельно рассчитать потери для своей существующей в ТСН электросети с любой конфигурацией и сложностью. Т.е. страница адаптирована к ТСН.

Исходные условия для расчётов.

В линии электропередач используется провод СИП-50, СИП-25, СИП-16 и немного А-35 (алюминиевый, сечением 35мм², открытый без изоляции);

Для простоты расчёта возьмём усреднённое значение, провод А-35.

У нас в садоводческом товариществе провода разного сечения, что чаще всего и бывает. Кто хочет, разобравшись с принципами расчётов, сможет посчитать потери для всех линий с разным сечением, т.к. сама методика предполагает производство расчёта потерь электроэнергии для одного провода, не 3 фаз сразу, а именно одного (одной фазы).

Потери в трансформаторе (трансформаторах) не учитываются, т.к. общий счётчик потребляемой электроэнергии установлен после трансформатора;

= Потери трансформатора и подключения к высоковольтной линии нам рассчитала энергоснабжающая организация «Саратовэнерго» а именно РЭС Саратовского района, в поселке «Тепличный». Они составили в среднем (4,97%) 203 кВт.ч в месяц.

Расчёт производится для выведения максимальной величины потерь электроэнергии;

Произведённые расчёты для максимального потребления помогут перекрыть те технологические потери , к-е не учтены в методике, но, тем не менее, всегда присутствуют. Эти потери достаточно сложно вычислить. Но, так как, они, всё-таки, не так значительны, то ими можно пренебречь.

Суммарная присоединённая мощность в СНТ достаточна для обеспечения максимальной мощности потребления;

Исходим из того, что при условии включения всеми садоводами своих выделенных каждому мощностей, в сети не происходит снижения напряжения и выделенной электро снабжающей организацией электрической мощности достаточно, чтобы не сгорели предохранители или не выбило автоматы защитного отключения. Выделенная электрическая мощность обязательно прописана вДоговоре электроснабжения .

Величина годового потребления соответствует фактическому годовому потреблению электроэнергии в СНТ - 49000 кВт/ч;

Дело в том, что, если суммарно садоводы и электроустановки СНТ превышают выделяемое на всех количество электроэнергии, то соответственно расчёт технологических потерь должен уточняться для другого количества потребленных кВт/ч. Чем больше СНТ съест электроэнергии, тем больше будут и потери. Корректировка расчётов в этом случае необходима для уточнения величины платежа за технологические потери во внутренней сети , и последующего утверждения её на общем собрании.

К электрической сети, через 3 одинаковых по параметрам фидера (длина, марка провода (А-35), электрическая нагрузка), подключено 33 участка (домов).

Т.е. к распределительному щиту СНТ, где расположен общий трёхфазный счётчик, подключены 3 провода (3 фазы) и один нулевой провод. Соответственно к каждой фазе подключены равномерно по 11 домов садоводов, всего 33 домов.

Длина линии электропередач в СНТ составляет 800 м..

Расчёт потерь электроэнергии по суммарной длине линии.

Для расчёта потерь используется следующая формула:

ΔW = 9,3 . W² . (1 + tg²φ)·K ф ²·K L .L

ΔW - потери электроэнергии в кВт/ч;

W - электроэнергия, отпущенная в линию электропередач за Д (дней), кВт/ч (в нашем примере 49000 кВт/ч или 49х10 6 Вт/ч );

К ф - коэффициент формы графика нагрузки;

К L - коэффициент, учитывающий распределённость нагрузки по линии (0,37 - для линии с рапределённой нагрузкой, т.е. на каждую фазу из трёх подключены по 11 домов садоводов);

L - длина линии в километрах (в нашем примере 0,8 км);

tgφ - коэффициент реактивной мощности (0,6 );

F - сечение провода в мм²;

Д - период в днях (в формуле используем период 365 дней);

К ф ² - коэффициент заполнения графика, рассчитывается по формуле:

K ф ² = (1 + 2К з)
3K з

гдеК з - коэффициент заполнения графика. При отсутствии данных о форме графика нагрузки обычно принимается значение - 0,3 ; тогда: K ф ² = 1,78 .

Расчёт потерь по формуле выполняется для одной линии фидера. Их 3 по 0,8 километра.

Считаем, что общая нагрузка равномерно распределена по линиям внутри фидера. Т.е. годовое потребление по одной линии фидера равно 1/3 от общего потребления.

Тогда: W сум. = 3 * ΔW в линии .

Отпущенная садоводам электроэнергия за год составляет 49000 кВт/ч, тогда по каждой линии фидера: 49000 / 3 = 16300 кВт/ч или16,3·10 6 Вт/ч - именно в таком виде значение присутствует в формуле.

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

ΔW линии = 140,8 кВт/ч

Тогда за год по трём линиям фидера: ΔW сум. = 3 х 140,8 = 422,4 кВт/ч .

Учёт потерь на вводе в дома.

При условии, что все приборы учета потребляемой энергии размещены на опорах ЛЭП, то длина провода от точки присоединения линии, принадлежащей садоводу до его индивидуального прибора учёта составит всего 6 метров (общая длина опоры 9 метров).

Сопротивление провода СИП-16 (самонесущий изолированный провод, сечением 16 мм²) на 6 метров длины составляет всего R = 0,02ом .

P ввода = 4 кВт (примем за расчётную разрешённую электрическую мощность для одного дома).

Рассчитываем силу тока для мощности 4 кВт:I ввода = P ввода /220 = 4000Вт / 220в = 18 (А) .

Тогда: dP ввода = I² x R ввода = 18² х 0,02 = 6,48Вт - потери за 1 час при нагрузке.

Тогда суммарные потери за год в линии одного подключённого садовода: dW ввода = dP ввода x Д (часов в год) х К исп.макс. нагрузки = 6,48 x 8760 x 0,3 = 17029 Вт/ч (17,029 кВт/ч) .

Тогда суммарные потери в линиях 33 подключённых садоводов за год составят:
dW ввода = 33 х 17,029 кВт/ч = 561,96 кВт/ч

Учёт суммарных потерь в ЛЭП за год:

ΔW сум. итог = 561,96 + 422,4 = 984,36 кВт/ч

ΔW сум. %= ΔW сум / W сум x 100%= 984,36/49000 х 100%= 2%

Итого: Во внутренней воздушной ЛЭП СНТ протяжённостью 0,8 километра (3 фазы и ноль), проводе сечением 35мм², подключёнными 33 домами, при общем потреблении 49000 кВт/ч электроэнергии в год потери составят 2%

Разделение потерь на составляющие может проводиться по разным критериям: характеру потерь (постоянные, переменные), классам напряжения, группам элементов, производственным подразделениям и т. п. Для целей анализа и нормирования потерь целесообразно использовать укрупненную структуру потерь электроэнергии, в которой потери разделены на составляющие исходя из их физической природы и специфики методов определения их количественных значений.

На основе такого подхода фактические потери могут быть разделены на четыре составляющие:

1) технические потери электроэнергии, обусловленные физическими процессами, происходящими при передаче электроэнергии по электрическим сетям и выражающимися в преобразовании части электроэнергии в тепло в элементах сетей. Теоретически технические потери могут быть измерены при установке соответствующих приборов, фиксирующих поступление и отпуск электроэнергии на рассматриваемом объекте. Практически же оценить действительное их значение с приемлемой точностью с помощью средств измерения нельзя. Для отдельного элемента это объясняется сравнительно малым значением потерь, сопоставимым с погрешностью приборов учета. Например, измерение потерь в линии, фактические потери энергии в которой составляют 2 %, с помощью приборов, имеющих погрешность ±0,5 %, может привести к результату от 1,5 до 2,5 %. Для объектов, имеющих большое количество точек поступления и отпуска электроэнергии (электрическая сеть), установка специальных приборов во всех точках и обеспечение синхронного снятия их показаний практически нереальна (особенно для определения потерь мощности). Во всех этих точках счетчики электроэнергии и так установлены, однако мы не можем сказать, что разность их показаний и есть действительное значение технических потерь. Это связано с территориальной разбросанностью многочисленных приборов и невозможностью обеспечения полного контроля правильности их показаний и отсутствия случаев воздействия на них других лиц. Разность показаний этих приборов представляет собой фактические потери, из которых следует выделить искомую составляющую. Поэтому можно утверждать, что измерить технические потери на реальном сетевом объекте нельзя. Их значение можно получить только расчетным путем на основе известных законов электротехники;

2) расход электроэнергии на СН подстанций, необходимый для обеспечения работы технологического оборудования подстанций и жизнедеятельности обслуживающего персонала. Этот расход регистрируется счетчиками, установленными на трансформаторах СН подстанций;

3) потери электроэнергии, обусловленные погрешностями ее измерения (недоучет электроэнергии, метрологические потери). Эти потери получают расчетным путем на основе данных о метрологических характеристиках и режимах работы приборов, используемых для измерения энергии (ТТ, ТН и самих электросчетчиков). В расчет метрологических потерь включают все приборы учета отпуска электроэнергии из сети, в том числе и приборы учета расхода электроэнергии на СН подстанций;

4) коммерческие потери, обусловленные хищениями электроэнергии, несоответствием показаний счетчиков оплате электроэнергии бытовыми потребителями и другими причинами в сфере организации контроля за потреблением энергии. Коммерческие потери не имеют самостоятельного математического описания и, как следствие, не могут быть рассчитаны автономно. Их значение определяют как разницу между фактическими потерями и суммой первых трех составляющих.

Три первые составляющие укрупненной структуры потерь обусловлены технологическими потребностями процесса передачи электроэнергии по сетям и инструментального учета ее поступления и отпуска. Сумма этих составляющих хорошо описывается термином -технологические потери. Четвертая составляющая — коммерческие потери - представляет собой воздействие «человеческого фактора» и включает в себя все проявления такого воздействия: сознательные хищения электроэнергии некоторыми абонентами с помощью изменения показаний счетчиков, потребление энергии помимо счетчиков, неуплату или неполную оплату показаний счетчиков, определение поступления и отпуска электроэнергии по некоторым точкам учета расчетным путем (при несовпадении границ балансовой принадлежности сетей и мест установки приборов учета) и т. п.

Структура потерь, в которой укрупненные составляющие потерь сгруппированы по различным критериям, приведена на рис. 1.1.

Каждая составляющая потерь имеет свою более детальную структуру.

Нагрузочные потери включают в себя потери:

в проводах линий передачи;
силовых трансформаторах и автотрансформаторах;
токоограничивающих реакторах;
заградителях высокочастотной связи;
трансформаторах тока;
соединительных проводах и шинах распределительных устройств (РУ) подстанций.

Последние две составляющие в силу отсутствия практики их поэлементных расчетов и незначительной величины обычно определяют на основе удельных потерь, рассчитанных для средних условий, и включают в состав условно-постоянных потерь.

Потери холостого хода включают в себя постоянные (не зависящие от нагрузки) потери:

в силовых трансформаторах (автотрансформаторах); компенсирующих устройствах (синхронных и тиристорных компенсаторах, батареях конденсаторов и шунтирующих реакторах);
оборудовании системы учета электроэнергии (ТТ, ТН, счетчиках и соединительных проводах);
вентильных разрядниках и ограничителях перенапряжения;
устройствах присоединения высокочастотной связи (ВЧ-связи); изоляции кабелей.

Потери, обусловленные погодными условиями (климатические потери) включают в себя три составляющие:

потери на корону в воздушных линиях электропередачи (BЛ) 110 кВ и выше;
потери от токов утечки по изоляторам BЛ;
расход электроэнергии на плавку гололеда.

Расход электроэнергии на СН подстанций обусловлен режимами работы различных (до 23) типов ЭП. Этот расход можно разбить на шесть составляющих:

на обогрев помещений;
вентиляцию и освещение помещений;
системы управления подстанцией и вспомогательные устройства синхронных компенсаторов;
охлаждение и обогрев оборудования;
работу компрессоров воздушных выключателей и пневматических приводов масляных выключателей;
текущий ремонт оборудования, устройства регулирования напряжения под нагрузкой (РПН), дистилляторы, вентиляцию закрытого распределительного устройства (ЗРУ), обогрев и освещение проходной (прочий расход).

Погрешности учета электроэнергии включают составляющие, обусловленные погрешностями измерительных ТТ, ТН и электрических счетчиков. Коммерческие потери также могут быть разделены на многочисленные составляющие, отличающиеся причинами их возникновения.

Все перечисленные составляющие подробно рассмотрены в последующих главах.

Критерии отнесения части электроэнергии к потерям могут быть физического и экономического характера. Некоторые специалисты считают, что расход электроэнергии на СН подстанций надо относить к отпуску электроэнергии, а остальные составляющие - к потерям. Расход на СН подстанций по характеру использования электроэнергии действительно ничем не отличается от ее использования потребителями. Однако это не является основанием считать его полезным отпуском, под которым понимают электроэнергию, отпущенную потребителям. Расход же электроэнергии на СН подстанций является внутренним потреблением сетевого объекта. Кроме того, при таком подходе необоснованно предполагается, что расход части энергии в элементах сетей на доставку другой ее части потребителям (технические потери), в отличие от расхода на СН подстанций, не является полезным.

Приборы учета не изменяют потоков мощности по сети, они лишь не совсем точно их регистрируют. Поэтому некоторые специалисты считают теоретически неверным относить недоучет электроэнергии, обусловленный погрешностями приборов, к потерям (ведь объем электроэнергии не изменяется от того, каким образом приборы ее регистрируют!).

Можно согласиться с теоретической правильностью таких рассуждений, как и — одновременно — с их практической бесполезностью. Определять структуру потерь нас заставляет не наука (для научных исследований все подходы имеют смысл), а экономика. Поэтому для анализа отчетных потерь следует применять экономические критерии. С экономических позиций потери - это та часть электроэнергии, на которую ее зарегистрированный полезный отпуск потребителям оказался меньше электроэнергии, полученной сетью от производителей электроэнергии. Под полезным отпуском электроэнергии понимается не только та электроэнергия, денежные средства за которую действительно поступили на расчетный счет энерго-снабжающей организации, но и та, на которую выставлены счета, то есть потребление энергии зафиксировано. Выставление счетов является практикой, применяемой к юридическим лицам, потребление энергии которыми фиксируется ежемесячно. В отличие от этого ежемесячные показания счетчиков, фиксирующих потребление энергии бытовыми абонентами, обычно неизвестны. Полезный отпуск электроэнергии бытовым абонентам определяют по поступившей за месяц оплате, поэтому вся неоплаченная энергия автоматически попадает в потери.

Расход электроэнергии на СН подстанций не является продукцией, оплачиваемой конечным потребителем, и с экономической точки зрения ничем не отличается от расхода электроэнергии в элементах сетей на передачу остальной ее части потребителям.

Занижение объемов полезно отпущенной электроэнергии приборами учета (недоучет) имеет такой же экономический характер, как и две описанные выше составляющие. То же самое можно сказать и о хищениях электроэнергии. Поэтому все четыре описанные выше составляющие потерь с экономической точки зрения одинаковы.

Фактические потери являются строго детерминированной величиной, жестко связанной с денежными средствами, полученными за проданную энергию. Задача «исправления» отчетных потерь на основе учета погрешностей счетчиков бессмысленна, так как не может привести к изменению объема полученных (и недополученных) денежных средств.

Потерянный рубль остается потерянным независимо от того, по какой причине и где он потерян. Но для того, чтобы принять наиболее эффективные меры по снижению потерь, необходимо знать, где и по каким причинам они происходят. В связи с этим основной задачей расчета и анализа потерь является определение их детальной структуры, выявление конкретных очагов потерь и оценка возможностей их снижения до экономически оправданных значений. Одним из методов такой диагностики потерь является анализ небалансов электроэнергии на объектах (подстанциях, предприятиях сетей) и в сетевых организациях.

Потеря электроэнергии в электрических сетях в значительной степени влияет на экономичность их работы. Это очень важный показатель, позволяющий на практике определить состояние системы, учитывающей электрическую энергию и общую эффективность электроснабжения. В современных условиях проблемы электрических сетей постоянно накапливаются. Все они касаются технического переоснащения и реконструкции, дальнейшего развития средств управления и эксплуатации.

Потеря электроэнергии - серьезная проблема

Потери электроэнергии происходят во всех электрических сетях и являются серьезной проблемой для многих стран. Как утверждают международные эксперты, если показатели потерь во время ее передачи и распределения составляют не более 4-5 %, то состояние сетей можно считать удовлетворительным. Показатель в количестве 10-ти % считается предельно допустимым. При общих огромных объемах поставок электроэнергии, процент в физическом выражении составляет очень серьезную цифру.

Такое положение дел вызвано тем, что в ряде стран снизился уровень инвестирования в области совершенствования электро сетей, мероприятия, направленные на снижение потерь не дают должного эффекта. В результате, в системах электроснабжения, накопилось большое количество оборудования и средств учета, которые морально и физически давно устарели. Многое установленное оборудование не соответствует передаваемой по нему мощности.

Главные причины потерь электроэнергии

Все потери электрической энергии подразделяются на основные виды:

Абсолютные - представляют собой разницу между количеством электроэнергии поступившей изначально в сеть, и количеством электроэнергии, реально полученной потребителями.
Технические - зависят от физических процессов, происходящих при передаче, распределении и трансформации. Определяются с помощью математических расчетов и бывают переменными, зависящими от нагрузки и условно-постоянными.
Коммерческие - составляют разницу между абсолютными и техническими потерями.

Именно последний вид приносит реальные финансовые убытки. Теоретически, показатель коммерческих потерь должен иметь нулевое значение. На самом деле, при учете абсолютных и технических потерь, допускается масса погрешностей, которые накапливаются в больших количествах и вырастают в общие цифры. Для того, чтобы максимально снизить их, должны проводиться соответствующие мероприятия. Например, в случае невозможности использования более точных , нужно своевременно вносить поправки к показаниям действующих электросчетчиков.

Таким образом, потеря электроэнергии в электрических сетях, может быть снижена при условии своевременного и качественного проведения комплекса необходимых мероприятий.

Компенсация реактивной мощности

При передаче электрической энергии в каждом элементе электрической сети возникают потери. Для изучения составляющих потерь в различных элементах сети и оценки необходимости проведения того или иного мероприятия, направленного на снижение потерь, выполняется анализ структуры потерь электроэнергии.

Фактические (отчетные) потери электроэнергии определяют как разность электроэнергии, отпущенной в электрическую сеть и полезно отпущенной потребителям. Эти потери включают в себя составляющие различной природы: потери в элементах сети, имеющие чисто физический характер, расход электроэнергии на работу оборудования, установленного на подстанциях и обеспечивающего передачу электроэнергии, погрешности фиксации электроэнергии приборами ее учета и, наконец, хищения электроэнергии, неоплату или неполную оплату показаний счетчиков и т.п.

Фактические потери могут быть разделены на четыре составляющих:

– технические потери электроэнергии , складываются при передаче электроэнергии по электрическим сетям, обусловленные физическими процессами в проводах, кабелях и электрооборудовании;

– объем электроэнергии затраченный на собственные нужды подстанций , необходимый для обеспечения работы технологического оборудования подстанций и жизнедеятельности обслуживающего персонала, определяемый по показаниям счетчиков, установленных на ТСН;

– потери электроэнергии, обусловленные погрешностями их измерения (инструментальные потери) ;

– коммерческие потери , обусловленные хищениями электроэнергии, вмешательством в схему подключения, воздействием на приборы учета магнитом, несоответствием показаний счетчиков оплате за электроэнергию бытовыми потребителями и другими причинами в сфере организации контроля за потреблением энергии. Их значение определяют как разницу между фактическими (отчетными) потерями и суммой первых трех составляющих:

Три первые составляющие структуры потерь обусловлены технологическими потребностями процесса передачи электроэнергии по сетям и инструментального учета ее поступления и отпуска. Сумма этих составляющих хорошо описывается термином технологические потери. Четвертая составляющая - коммерческие потери - представляет собой воздействие "человеческого фактора" и включает в себя все его проявления: сознательные хищения электроэнергии некоторыми абонентами с помощью изменения показаний счетчиков, неоплату или неполную оплату показаний счетчиков и т.п..

Критерии отнесения части электроэнергии к потерям могут быть физического и экономического характера .

Сумму технических потерь, расхода электроэнергии на собственные нужды подстанций и коммерческих потерь можно назвать физическими потерями электроэнергии. Эти составляющие действительно связаны с физикой распределения энергии по сети. При этом первые две составляющие физических потерь относятся к технологии передачи электроэнергии по сетям, а третья - к технологии контроля количества переданной электроэнергии.

Экономика определяет потери как разность между отпуском в сеть и полезным отпуском по потребителям. Следует учесть, что полезный отпуск - не только та часть электроэнергии, которая было оплачена, но и та, за которую был выставлен счет энергосбытовой компании. В случае если потребление абонента не было зафиксировано в текущем расчетном периоде (обход, оплата, АИП и.т.д.) то начисление будет произведено по среднемесячному потреблению.

С точки зрения экономики расход электроэнергии на собственные нужды подстанций ничем не отличается от расхода в элементах сетей на передачу остальной части электроэнергии потребителям.

Недоучет объемов полезно отпущенной электроэнергии является такой же экономической потерей, как и две описанные выше составляющие. То же самое можно сказать и о хищениях электроэнергии. Таким образом, все четыре описанные выше составляющие потерь с экономической точки зрения одинаковы.

Технические потери электроэнергии можно представить следующими структурными составляющими:

– потери холостого хода, включающие потери в электроэнергии в силовых трансформаторах, компенсирующих устройствах (КУ), трансформаторах напряжения, счетчиках и устройствах присоединения ВЧ-связи, а также потери в изоляции кабельных линий;

– нагрузочные потери в оборудовании подстанций. К ним относятся потери в линиях и силовых трансформаторах, а также потери в измерительных комплексах электрической энергии,

– климатические потери, включающие в себя два вида потерь: потери на корону и потери из-за токов утечки по изоляторам ВЛ и подстанций. Оба вида зависят от погодных условий.

Технические потери в электрических сетях энергоснабжающих организаций (энергосистем) должны рассчитываться по трем диапазонам напряжения :

– в питающих сетях напряжения 35 кВ и выше;

– в распределительных сетях среднего напряжения 6 - 10 кВ;

– в распределительных сетях низкого напряжения 0,38 кВ.

Распределительные сети 0,38 - 6 - 10 кВ, эксплуатируемые районом электирических сетей (РЭС), характеризуются значительной долей потерь электроэнергии. Это связано с особенностями протяженности, построения, функционирования, организацией эксплуатации данного вида сетей: большим количеством элементов, разветвленностью схем, недостаточной обеспеченностью приборами учета соответствующего класса и т.п.

В настоящее время по каждому РЭС энергосистем технические потери в сетях 0,38 - 6 - 10 кВ рассчитываются ежемесячно и суммируются за год. Полученные значения потерь используются для расчета планируемого норматива потерь электроэнергии на следующий год.

Решение проблемы потерь электроэнергии, возникающих на ЛЭП, силовых трансформаторах в результате некачественной изоляции проводящих частей, использования оборудования с реактивной нагрузкой, хищения энергоносителя, является актуальной во всем мире.

Специалисты в области энергетики постоянно стремятся исправить ситуацию и разрабатывают мероприятия по сведению к минимуму разности между показателями произведенной электроэнергией и учтенной потребителями.

Причины потерь электрической энергии при ее транспортировке

Регулирование и учет всех видов потерь электроэнергии осуществляется на государственном уровне при помощи принятых законодательных актов. Разница в напряжении, варьирующегося в пределах 220 В- 380 В относится к одной из причин создавшейся ситуации. Для обеспечения таких показателей при транспортировке напрямую от генераторов электростанций до конечного потребителя сотрудникам энергетических служб необходимо прокладывать сети с проводами большого диаметра.

Такая задача является невыполнимой. Толстые провода, сечение которых будет соответствовать параметрам напряжения электрической энергии, соответствующей пожеланиям потребителей, невозможно монтировать на ЛЭП.

Укладка магистралей под землей относится к экономически не выгодным и не рациональным мероприятиям. Большой вес проводов не позволяет проводить электромонтажные работы без риска возникновения аварийных ситуаций и угрозы жизни работников.

Для предотвращения потерь электроэнергии по этой причине было принято решение об использовании высоковольтных линий электропередач, способных транспортировать электрический ток небольшой величины на фоне повышенного напряжения, достигающего значений до 10000 Вольт. В такой ситуации отпадает необходимость монтажа проводов с большим сечением.

Подробную информацию по законодательным актам вы сможете без труда найти в интернете.

Следующей причиной, обуславливающей потери энергетических ресурсов во время их транспортировки к потребителю, является недостаточно эффективная работа трансформаторов. Их установка вызвана необходимостью преобразования высокого напряжения и приведения его к значениям, используемых в распределительных сетях.

Плохой контакт проводников, увеличение их сопротивления со временем усугубляют ситуацию и также становятся факторами, которые обуславливают потери электрической энергии. В их список также необходимо внести повышенную влажность воздуха, вызывающей утечку тока на корону, а также изоляцию проводов, несоответствующую требованиям нормативной документации.

После доставки производителем энергии в организацию, занимающейся ее распределением между потребителями, происходит преобразование полученного высокого напряжения до значений 6-10 кВ. Но это еще не конечный результат.

Снова необходима ступенчатая трансформация напряжения до цифры 0,4 кВ, а затем до значений, нужных обычным потребителям. Они варьируются в пределах 220 В -380 В. На этом этапе функционирования трансформаторов снова происходит утечка энергии. Каждая модель агрегатов отличается КПД и допустимой на него нагрузкой.

При мощности потребления, которая будет больше или меньше расчетных ее значений, поставщикам снова не удастся избежать энергетических потерь.

К еще одному негативному моменту при транспортировке энергии относится несоответствие эксплуатационных характеристик используемой модели трансформатора, предназначенного для снижения напряжения в сети, величиной 6-10 кВ до 220 В и потребляемой потребителями мощности.

Такая ситуация приводит к выходу со строя преобразующего устройства и отсутствию возможности получить необходимые параметры электрического тока на выходе. Снижение напряжения приводит к сбою в работе бытовых приборов и увеличенному расходу энергии. И тогда снова фиксируются ее потери.

Разработка мероприятий по устранению таких причин поможет исправить такую ситуацию. Появится возможность свести потери во время ее транспортировки к конечному потребителю к минимуму.

Утечка электрической энергии в домашних условиях

К причинам потерь энергии после прохождения прибора учета конечного потребителя относятся:

излишний расход тока при нагреве проводников, возникающего в случае превышения расчетных параметров потребления электроэнергии;
отсутствие качественных контактов в розетках, рубильниках, выключателях, патронах для установки ламп, обеспечивающих искусственную освещенность помещений и других приборах коммутации;
емкостной и индуктивный характер нагрузки на распределительную сеть конечного потребителя;
использование устаревших моделей бытовой техники, потребляющих большое количество электроэнергии.