Расчет потерь электроэнергии в линии: Методика «Методика расчета нормативных (технологических) потерь электроэнергии в электрических сетях»

Online Electric | Расчет потерь электроэнергии в линии электропередачи 0.4 кВ (воздушные, кабельные линии, СИП до 1000 В, 1 кВ)

Наименование параметраОбозначение параметраЕд. изм.Значение параметра
Исходные данные
Расчетный период времениTч
Среднее напряжение линии за период T (при неизвестных данных принимают UСР равным номинальному напряжению сети)UСРВ
Потребленная активная электроэнергия за период TWкВт·ч
Потребленная реактивная электроэнергия за период T. При неизвестной величине поле оставьте пустым, но при этом заполните поле cosφVквар·ч
Коэффициент мощности нагрузки. При неизвестной величине поле оставьте пустым, но при этом заполните поле Vcosφ
Количество параллельных цепейnшт 12
Количество фазных проводов в линииNшт 31
Длина линииLм
Удельное сопротивление провода с учетом материала и температурыr0Ом/км
Коэффициент заполнения графика нагрузки. При неизвестных данных принимают kЗ=0.5kЗ
Результаты расчета
Квадрат коэффициента формы графика нагрузкиk2Ф
Средний ток линииIСРА
Сопротивление линииRОм
Нагрузочные потери мощностиΔPСРкВт
Потери электроэнергии за период TΔWкВт·ч
Доля потерь от передаваемой электроэнергии за период TΔW%%

Расчёт электропотерь в СНТ. Потери в магистральных трёхфазных линиях. | Электромозг

Многие СНТ, оплачивающие электроэнергию по общему счётчику, стоят перед вопросом, а не слишком ли много потерь во внутренней электросети им приходится оплачивать? Может, приходится оплачивать не только технологические потери, но и воровство ушлых соседей?

Потери вполне можно оценить расчётом, и сейчас я расскажу, как это сделать. Существует несколько методов теоретического расчёта. Наиболее простым и доступным для широкого круга потребителей мне видится метод расчёта по формулам, изложенным в книге Ю.С. Железко, А.В. Артемьев, О.В. Савченко «Расчёт, анализ и нормирование потерь электроэнергии в электрических сетях», Москва, ЗАО «Издательство НЦЭНАС», 2008 (приложение 2). Его и рассмотрим в этой статье.

О расчёте потерь в однофазных отводах и линиях я рассказывал в предыдущей статье. Сейчас я расскажу о том, как правильно оценить потери в трёхфазных магистральных линиях и трёхфазных отводах. Как и в прошлый раз, расчёт будет включать в себя 4 этапа.

Расчёт сопротивления провода

Сначала посчитаем сопротивление провода (Ом/м) по формуле:

Предположим, магистральная линия селана СИПом сечением 35 мм². СИП — алюминиевый провод. Итого получаем 0,0287 / 35 = 0,00082 Ом/м.

При желании в удельное сопротивление материала провода можно ввести поправку на его температуру под нагрузкой. В данном случае взято сопротивление материала при 20°С.

Расчёт эквивалентного сопротивления линии

Поскольку магистральные линии имеют распределённую нагрузку, то рассчитывается не настоящее сопротивление линии, а эквивалентное, учитывающее эту неравномерность:

Предположим, длина магистральной линии от трансформатора до последней опоры равна 340 метров. Пусть коэффициент распределения нагрузки будет 2,5 (трансформатор стоит чуть в стороне, и от него до первого отвода есть метров 80-90).

Таким образом, эквивалентное сопротивление такой линии будет:

0,00082 * 340 / 2,5 = 0,112 Ом

Замечу, что для трёхфазной линии мы рассчитываем сопротивление только одного провода, а не суммируем длины всех четырёх проводов. Эти особенности учтены в последующих формулах расчёта.

Расчёт квадрата коэффициента формы графика нагрузки

Квадрат коэффициента формы графика нагрузки — это промежуточный параметр, который также потребуется нам в итоговой расчётной формуле.

При отсутствии исходных данных о коэффициенте заполнения графика нагрузки, в промышленных сетях допускается использовать коэффициент 0,5. Однако в СНТ ввиду сезонного и других факторов этот коэффициент может достигать значений 0,1 и даже менее (низкая плотность, высокие нагрузки).

В нашем случае используем коэффициент 0,2. Тогда квадрат коэффициента будет равен (1 + 2 * 0,2) / (3 * 0,3) = 2,33.

Расчёт потерь за расчётный период

Теперь осталось посчитать потери за расчётный период (Вт*ч):

Давайте посчитаем годовые потери в магистральной линии. Пусть годовое потребление по этой линии равно 51000 кВт*ч, а коэффициент мощности в сети 0,9 (при этом tg φ = 0,48):

(51000² * (1 + 0,48²) * 2,33) / (24 * 365 * 0,4²) * 0,112 = 600 кВт*ч

600 кВт*ч — это 0,7% от годового потребления 51000 кВт*ч (600 / 51000 * 100).

Таким образом, потери в магистральной линии составляют 1,2% от электроэнергии, отданной в неё.

Заключение

Внимание! Никакой теоретический расчёт, конечно, не может являться точным. Он может быть лишь оценочным, для приблизительного представления самого порядка технологических потерь.

Повысить точность расчёта можно, например, введя температурную поправку на удельное сопротивление материала провода в связи с его повышенной температурой при работе под нагрузкой. Также можно более точно подогнать коэффициент заполнения графика нагрузок именно под ваше СНТ, хотя это не всегда осуществимо.

Для облегчения расчётов мною написана специальная программа под Windows для расчёта электропотерь:

Скачать её можно с официальной страницы: http://novikov.gq/products/losses/losses.html.

На последней вкладке имеется подробная встроенная справка. Также в программе можно произвести расчёт потерь в однофазных отводах (вторая вкладка). На третьей вкладке имеется калькулятор эквивалентной длины провода. Надеюсь, программа окажется вам полезной.

Спасибо за то, что дочитали статью до конца. Если вы посчитаете информацию полезной, отметьте её, пожалуйста, лайком! Напишите свои мысли в комментариях. Подписывайтесь на мой канал. Спасибо и удачи!

Определение потерь мощности и электроэнергии в линии и в трансформаторе

При передаче электрической энергии от генераторов электростанций до потребителя около 12-18% всей вырабатываемой электроэнергии теряется в проводниках воздушных и кабельных линий, а также в обмотках и стальных сердечниках силовых трансформаторов.

При проектировании нужно стремиться к уменьшению потерь электроэнергии на всех участках энергосистемы, поскольку потери электроэнергии ведут к увеличению мощности электростанций, что в свою очередь влияет на стоимость электроэнергии.

В сетях до 10кВ потери мощности в основном обусловлены нагревом проводов от действия тока.

Потери мощности в линии.

Потери активной мощности (кВт) и потери реактивной мощности  (кВАр) можно найти по следующим формулам:

Формулы для расчета потери мощности в линии

где Iрасч – расчетный ток данного участка линии, А;

Rл – активное сопротивление линии, Ом.

Потери мощности в трансформаторах.

Потери мощности в силовых трансформаторах состоят из потерь, не зависящих и зависящих от нагрузки. Потери активной мощности (кВт) в трансформаторе можно определить по следующей формуле:

Потери активной мощности в трансформаторе

где ?Рст – потери активной мощности в стали трансформатора при номинальном напряжении. Зависят только от мощности трансформатора и приложенного к первичной обмотке трансформатора напряжения. ?Рст приравнивают  ?Рх;

?Рх— потери холостого хода трансформатора;

?Роб – потери в обмотках при номинальной нагрузке трансформатора, кВт; ?Роб приравнивают  ?Рк.

?Рк– потери короткого замыкания;

?=S/Sном – коэффициент загрузки трансформатора равен отношению фактической нагрузки трансформатора к его номинальной мощности;

Потери реактивной мощности трансформатора (кВАр) можно определить по следующей формуле:

Потери реактивной мощности в трансформаторе

где ?Qст – потери реактивной мощности на намагничивание, кВАр. ?Qст приравнивают ?.

? – намагничивающая мощность холостого хода трансформатора;

?Qрас – потери реактивной мощности рассеяния в трансформаторе при номинальной нагрузке.

Значения ?Рст(?Рх) и ?Роб(?Рк) приведения в каталогах производителей силовых трансформаторов. Значения ?Qст(?Qх) и ?Qрас  определяют по данным каталогов из следующих выражений:

Формулы для расчета потери реактивной мощности

где  – ток холостого хода трансформатора, %;

– напряжение короткого замыкания, %;

Iном – номинальный ток трансформатора, А;

Xтр – реактивное сопротивление трансформатора;

Sном – номинальная мощность трансформатора, кВА.

Потери электроэнергии.

На основании потерь мощности можно посчитать потери электроэнергии. Здесь следует быть внимательными. Нельзя посчитать потери электроэнергии умножив потери мощности при какой либо определенной нагрузке на число часов работы линии. Этого делать не стоит, т.к в течение суток или сезона потребляемая нагрузка изменяется и таким образом мы получим необоснованно завышенное значение.

Чтобы правильно посчитать потери электроэнергии используют метод, основанный на понятиях времени использования потерь и времени использовании максимума нагрузки.

Время максимальных потерь – условное число часов, в течение которых максимальный ток, протекающий в линии, создает потери энергии, равные действительным потерям энергии в год.

Временем использования максимальной нагрузки или временем использования максимума Тмах называют условное число часов, в течение которых линия, работая с  максимальной нагрузкой, могла бы передать потребителю за год столько энергии, сколько при работе по действительному переменному графику. Пусть

W(кВт*ч) – энергия  переданная по линии за некоторый промежуток времени,  Рмах(кВт) -максимальная нагрузка, тогда время использования  максимальной нагрузки:

Тмах=W/Рмах

На основании статистических данных для отдельных групп электроприемников были получены следующие значения Тмах:

  • Для внутреннего освещения – 1500—2000 ч;
  • Наружного освещения – 2000—3000 ч;
  • Промышленного предприятия односменного – 2000—2500 ч;
  • Двухсменного – 3000—4500 ч;
  • Трехсменного   – 3000—7000 ч;

Время потерь можно найти по графику, зная Тмах и коэффициент мощности.

Зависимость времени максимальных потерь от продолжительности использования максимума нагрузки

Теперь зная ? можно посчитать потери электроэнергии в линии и в трансформаторе.

Потери энергии в линии:

Потери энергии в линии

Потери энергии в трансформаторе:

Потери энергии в трансформаторе

где ?Wатр –общая потеря активной энергии (кВт*ч) в трансформаторе;

?Wртр –общая потеря реактивной энергии (кВАр*ч) в трансформаторе.

Советую почитать:

Расчет потерь электроэнергии в воздушной и кабельной линиях электропередачи. 1. Нагрузочные потери электроэнергии в воздушной и кабельной линиях

Комплекс программ РТП 3

Комплекс программ РТП 3 РТП 3 расчет установившегося режима с определением токов и потоков мощности в ветвях, уровней напряжения в узлах, коэффициентов загрузки и потерь мощности в элементах электрической

Подробнее

ИНФОРМАЦИОННЫЙ БЮЛЛЕТЕНЬ

ИНФОРМАЦИОННЫЙ БЮЛЛЕТЕНЬ Об организации в Министерстве энергетики Российской Федерации работы по утверждению нормативов технологических потерь электроэнергии при ее передаче по электрическим сетям (вместе

Подробнее

( ) 2. K и коэффициенте. P, квт. K cosϕ. Задача 1.

Задача 1. Рассчитать тип и мощность силового трансформатора 6/0,4 кв для трансформаторной подстанции, питающей группу потребителей общей установленной мощностью при коэффициенте спроса У K и коэффициенте

Подробнее

Система добровольной сертификации РИЭР

Система добровольной сертификации РИЭР «Согласовано» Руководитель Комиссии по утверждению нормативов удельного расхода топлива, нормативов создания запасов топлива, нормативов технологических потерь электрической

Подробнее

(с изменениями от 1 февраля 2010 г.)

Приказ Министерства энергетики РФ от 30 декабря 2008 г. 326 Об организации в Министерстве энергетики Российской Федерации работы по утверждению нормативов технологических потерь электроэнергии при ее передаче

Подробнее

Пример 1. Метод числа наибольших потерь

Пример 1. Метод числа наибольших потерь В качестве примера взято одно из существующих предприятий электрических сетей (ПЭС). Схема сети включает линии и трансформаторы напряжением 220, 110 и 35 кв. Схема

Подробнее

«Электроснабжение железных дорог»

МИНИСТЕРСТВО ТРАНСПОРТА РОССИЙСКОЙ ФЕДЕРАЦИИ ФЕДЕРАЛЬНОЕ АГЕНТСТВО ЖЕЛЕЗНОДОРОЖНОГО ТРАНСПОРТА Государственное образовательное учреждение высшего профессионального образования САМАРСКАЯ ГОСУДАРСТВЕННАЯ

Подробнее

Потери электрической энергии

Потери электрической энергии Укрупнённая структура потерь Отчётные потери Технологические потери Технические потери Расход на собственные нужды подстанций Потери, обусловленные инструментальны ми погрешностями

Подробнее

В Ы В О Д Ы Л И Т Е Р А Т У Р А

В Ы В О Д Ы 1. Разработан алгоритм формирования матрицы уравнения состояния монотонных цепей, который сводится к следующему: а) в монотонной L(C)-цепи выделяется произвольное R-дерево (дополнение). Отсутствие

Подробнее

ENERGODOC.BY ТКП (02230)

ТЕХНИЧЕСКИЙ КОДЕКС УСТАНОВИВШЕЙСЯ ПРАКТИКИ ТКП 460-2012 (02230) ПОРЯДОК РАСЧЕТА ВЕЛИЧИНЫ ТЕХНОЛОГИЧЕСКОГО РАСХОДА ЭЛЕКТРИЧЕСКОЙ ЭНЕРГИИ НА ЕЕ ПЕРЕДАЧУ ПО ЭЛЕКТРИЧЕСКИМ СЕТЯМ, УЧИТЫВАЕМОЙ ПРИ ФИНАНСОВЫХ

Подробнее

ПРЕДИСЛОВИЕ 3 ВВЕДЕНИЕ 5

ПРЕДИСЛОВИЕ 3 ВВЕДЕНИЕ 5 Глава 1. СТРУКТУРА СИСТЕМЫ ЭЛЕКТРОСНАБЖЕНИЯ И ЭЛЕКТРИЧЕСКОГО ХОЗЯЙСТВА ПРОМЫШЛЕННОГО ПРЕДПРИЯТИЯ 8 1.1. Понятие об электроснабжении и системах электроснабжения 8 1.2. Требования,

Подробнее

Схемы замещения ЛЭП. Лекция 4

Схемы замещения ЛЭП Лекция 4 Линия электропередач характеризуется параметрами, равномерно распределенными по длине линии. Точный учет влияния распределенных сопротивлений и проводимостей сложен и необходим

Подробнее

Выбор трансформатора тока

Выбор трансформатора тока Последовательность шагов при выборе трансформатора тока из каталога продукции производства Ritz Instrument Transformers GmbH следующая: 1.1. Выбор номинального напряжения U ном

Подробнее

Однофазный трансформатор.

050101. Однофазный трансформатор. Цель работы: Ознакомиться с устройством, принципом работы однофазного трансформатора. Снять его основные характеристики. Требуемое оборудование: Модульный учебный комплекс

Подробнее

МЕТОДИЧЕСКИЕ УКАЗАНИЯ

МИИСТЕРСТВО ОРАЗОВАИЯ РОССИЙСКОЙ ФЕДЕРАЦИИ Государственное образовательное учреждение высшего профессионального образования «Оренбургский государственный университет» Кафедра электроснабжения промышленных

Подробнее

УЧЕТ АКТИВНОЙ ЭЛЕКТРОЭНЕРГИИ

УЧЕТ АКТИВНОЙ ЭЛЕКТРОЭНЕРГИИ В ТРЕХФАЗНОЙ ЧЕТЫРЕХПРОВОДНОЙ СИСТЕМЕ ПРИ НЕСИММЕТРИЧНОМ РЕЖИМЕ АРУТШНЯН А. Г. ЗАО «Научно-исследовательский институт энергетики» (Республика Армения) В настоящее время примерно

Подробнее

Расчет потерь электроэнергии в кабельных линиях

Расчет потерь электроэнергии в кабелях (кабельных линиях и трансформаторах) в зависимости от сечения и материалов

Каждый день мы принимаем бесчисленное количество решений, легких и серьезных, важных и не очень. При этом каждому известно, что чем больше знаний по определенной теме мы имеем, тем легче нам сделать выбор. Согласно разрабатываемым в последнее время теориям выбора, обилие информации отнюдь не означает, что мы примем верные решения, ведь знания необходимо уметь применять к месту. Как это вступление относится к теме статьи? Давайте посмотрим.

Возведение любого объекта обязательно включает в себя этап разработки проекта. Согласно электрическим нагрузкам проводится выбор трансформаторов и сопутствующей защитной аппаратуры и измерительных приборов, а также выбирают кабели. К сожалению, в нашем несовершенном мире на выходе мы никогда не получим то же количество энергии или мощности, которое к нам поступило. Причина этому – потери мощности и энергии, сопровождающие работу электрооборудования.

Так как трансформаторы и кабели выходят с заводов готовыми к работе на протяжении около 30 лет, от правильного подбора этих элементов систем электроснабжения зависит экономическая выгода в долгосрочной перспективе. И снова мы сталкиваемся с необходимостью выбора. Какие же факторы необходимо учитывать при расчете потерь электроэнергии в кабелях, кабельных линиях и трансформаторах? Отчего зависят потери и можно ли от них избавиться?

Начнем с потерь в кабелях и кабельных линиях. Как известно, ток, протекающий по проводнику, вызывает его нагрев, а с увеличением тока тепловые потери растут в квадрате. Выходит, что одно из главных условий низких потерь – это соответствие электрических параметров, с которыми эксплуатируется объект, номинальным параметрам электрооборудования. Конечно, это зависит и от материала, из которого выполнены проводники. Так, алюминий, хоть он и легче и дешевле меди, обладает заметно большим сопротивлением, что заставляет думать о целесообразности его применения в современных электросетях.

Правильная схема соединения экранов кабелей также играет существенную роль в этом вопросе, ведь при использовании неверной схемы заземления токи в экранах могут быть равны токам в жилах кабелей или даже превышать их. Итак, мы видим, что потери электроэнергии в трехфазной линии могут быть представлены как произведение квадрата тока на активное сопротивление жилы кабеля. Снижая ток (а этого можно добиться повышением напряжения) мы снижаем потери. Уменьшая сопротивление путем выбора подходящего материала для жил или увеличением площади сечения кабеля мы также снижаем потери.

Кроме того, так как электроэнергия расходуется со временем, уменьшая время работы кабелей, можно добиться уменьшения потерь электроэнергии. Хочется сказать, что нет тока – нет потерь. К сожалению, это не так в случае трансформаторов.

Трансформаторы относятся к электрическим машинам, преобразующим каждую секунду ток и напряжение. Из-за более сложной конструкции потери электроэнергии в трансформаторах намного сложнее, чем в кабелях. Представим, что мы отключаем отходящую от трансформатора линию, чтобы экономить электроэнергию. Однако из-за того, что в трансформаторе имеются две обмотки, низшего и высшего напряжения, а также массивный магнитопровод, со стороны питания трансформатор все же работает и потребляет электроэнергию даже при разомкнутой вторичной обмотке. В магнитопроводе и корпусе трансформатора всегда циркулируют вихревые токи, вызванные переменным магнитным полем. Поэтому такие потери называется потерями холостого хода. Они присутствуют всегда, только если трансформатор не полностью обесточен.

Под нагрузкой к потерям холостого хода добавляются и нагрузочные потери, вызванные протеканием больших токов по обмоткам трансформаторов. Нагрузочные потери зависят от коэффициента загрузки трансформатора, и, соответственно, от токов, сечения и материала жил проводников. Более того, в случае трансформаторов потери мощности будут зависеть от толщины пластин в сердечнике, толщины и качества лака, которым покрыты эти пластины, а также от марки, качества и характеристик стали, используемой в магнитопроводе.

Снижения потерь можно добиться использованием более современных моделей трансформаторов, имеющих меньшее значение мощности холостого хода и соответствующих директиве EcoDesign, и частичным или полным периодическим отключением трансформаторов согласно графикам электрических нагрузок.

Как мы увидели, расчет потерь энергии и мощности – комплексная процедура, зависящая не только и не столько от самих кабелей и трансформаторов, но и от того, как они используются. Если же вам требуется провести испытания изоляции вашего электрооборудования, обращайтесь в ТМРсила-М, где опытные специалисты с радостью вам помогут.

 

9.9. Расчет потерь электроэнергии в электрических сетях до 1000 в

Электрические сети до 1000 В по сравнению с распределительными сетями 6-10

кВ характерны тем, что в них практически отсутствует информация о нагрузках узлов для проведения расчетов режимов. Могут быть известны лишь токовые нагрузки голов­ных участков линий либо энергия, отпущенная по линиям от трансформаторных под­станций

6 -10/0,38 кВ. Кроме того, в них обычно имеет место несимметричная загрузка фаз. Каждая линия на всей длине или на ее части может представляться с равномерно распределенной нагрузкой.

В то же время в каждой линии или даже ко всей сети, питающейся от одной трансформа­торной подстанции, обычно подключаются однородные потребители, что позволяет для опреде­ления потерь электроэнергии с успехом применять метод времени наибольших потерь. Поэтому основная задача заключается в определении потерь мощности, а переход от потерь мощности к потерям энергии не представляется затруднительным.

В зависимости от поставленных эксплуатационных и проектных задач разработа­ны различные подходы для определения потерь энергии, которые описаны в специаль­ной литературе [30, 31, 64]. Здесь же рассмотрим лишь один из методов, основанный на связи между потерями напряжения и потерями мощности в сети до 1000 В [30, 31]. Его особенно удобно использовать в условиях эксплуатации, когда потери напряжения от источника питания до наиболее электрически удаленной точки сети могут быть найдены на основании замеров.

Для участка сети с сопротивлением R и наибольшей нагрузкой на конце IНБ потери мощности в процентах относительно передаваемой мощности можно записать в виде:

(9.53)

Потери напряжения в режиме наибольшей нагрузки в процентах относи­тельно номинального напряжения

(9.54)

Тогда

Отсюда

(9.55)

где коэффициент перехода от потерь напряжения к потерям мощности

(9.56)

При X ≈ 0, что характерно для кабельных сетей с малыми площадями сече­ний проводников,

а при cosφ = 1 kНМ= 1.

При равномерно распределенной нагрузке вдоль линии, что характерно для сетей до 1000 В, и той же суммарной нагрузке IНБ формулы (9.53) и (9.54) прини­мают вид

Соответственно

(9.57)

Зная потери мощности в режиме наибольших нагрузок, можно найти потери электроэнергии в процентах относительно отпущенной энергии:

(9.58)

где ТНБа — время использования наибольшей активной мощности, W — энергия, отпущенная потребителям данной линии.

В разветвленных сетях коэффициент kНМ зависит от конфигурации схемы и количества нагрузок линии, несимметрии токов по фазам и потерь мощности в нулевом проводе, площади сечения фазных и нулевых проводов. Специальные исследования показали [31], что для оценочных расчетов потерь энергии можно принимать kНМ = 0,8 при неравномерности нагрузки фаз до 10% и kНМ = 0,6 — при неравномерности нагрузки более 10 %.

Распространяя потери энергии, полученные по формуле (9.58) для репрезен­тативной выборки линий, на всю сеть района, абсолютную величину потерь нахо­дят по формуле

(9.59)

где Wc — электроэнергия, отпускаемая в сеть района до 1000 В за расчетный период.

Для обобщенной оценки потерь электроэнергии в сетях до 1000 В может быть, так же как и для распределительных сетей 6 — 10 кВ, использован вероятностно-статистический метод. Так, в [64] приводится следующая зависимость для оценки потерь:

(9.60)

где ℓ — протяженность сети, км; n — количество линий, шт; a, b — коэффициен­ты регрессии; Wc — отпуск энергии потребителям, кВт*ч.

9.10. ПОТЕРИ ЭЛЕКТРОЭНЕРГИИ В КОМПЕНСИРУЮЩИХ УСТРОЙСТВАХ

Потери электроэнергии в батареях конденсаторов, подключаемых парал­лельно нагрузке, определяют по одной из формул [63]:

(9.61)

где ΔрБК — удельные потери, кВт/квар, для конденсаторов до 1000 В принимают­ся равными 0,004 и для конденсаторов выше 1000 В — 0,002; Q6k — номинальная мощность батареи; ТЭ — эквивалентное число часов работы батареи на полную мощность; WQ — выработка «реактивной энергии» батареей за расчетный период.

Потери электроэнергии в синхронном компенсаторе состоят из доли, не за­висящей от его нагрузки, и доли, характеризующей нагрузочный режим его рабо­ты. Приближенно потери электроэнергии можно определять по формуле

(9.62)

где kУД — удельное потребление активной мощности в процентах выдаваемой (по­требляемой) реактивной, принимается kУД = 1,4%; WQ — выработка (потребление) «реактивной энергии».

Значение потерь электроэнергии в неуправляемых шунтирующих реакторах

или (9.63)

где ΔРХШР — значение потерь мощности холостого хода по паспортным данным; Т ШР — число часов работы шунтирующего реактора за расчетный период; kШР — удельные потери мощности, кВт/квар; QШР — мощность реактора.

Вопросы для самопроверки

1. Как определить коэффициент полезного действия электрической сети?

2. С чем связаны коммерческие потери электроэнергии?

3. Какие потери электроэнергии относятся к техническим?

4. Какие факторы выступают в качестве конкурирующих при выборе путей рационального построения электрической сети?

5. В чем заключается структурный анализ потерь электроэнергии?

6. Как определяются потери электроэнергии холостого хода в трансформа­торах?

7. Какие составляющие входят в потери электроэнергии холостого хода в

воздушных и кабельных линиях?

8. От чего и как зависят потери электроэнергии в линиях электропередачи на корону?

9. Какие параметры влияют на потери электроэнергии в сопротивлениях

линии?

10. От чего зависит активное сопротивление провода линии, находящейся под нагрузкой?

11. В чем сущность метода характерных суточных режимов? Какие сутки принимают в качестве характерных?

12. Как определяются нагрузочные потери электроэнергии по методу сред­них нагрузок?

13. Какими способами можно определить средние нагрузки сети?

14. Что учитывает коэффициент формы графика нагрузки?

15. Что понимается под среднеквадратичным током и среднеквадратичной мощностью?

16. Какие имеются связи между среднеквадратичным током и параметрами графиков нагрузки?

17. Как определяются потери электроэнергии по методу среднеквадратич­ных параметров?

18. В чем сущность метода времени наибольших потерь?

19. Что понимается под временем наибольших потерь? От чего оно зависит?

20. Как определяются потери электроэнергии по методу времени наиболь­ших потерь?

21. Чем отличается метод раздельного времени наибольших потерь от мето­да наибольших потерь?

22. В каких случаях целесообразно применять метод раздельного времени наибольших потерь вместо метода наибольших потерь?

23. Что понимается под временем наибольших потерь от передачи активной (реактивной) мощности?

24. Как определяются потери электроэнергии по методу раздельного време­ни наибольших потерь?

25. В чем сущность метода эквивалентного сопротивления?

26. Для каких сетей применяется метод эквивалентного сопротивления?

27. Как определяются потери электроэнергии методом эквивалентного со­противления?

28. Как определяются эквивалентные сопротивления линий и трансформаторов?

29. В чем сущность вероятностно-статистического метода?

30. Какие параметры входят в регрессионные зависимости для определения потерь электроэнергии?

31 В чем сущность метода определения потерь электроэнергии в сетях до ЮООВ основанного на связи между потерями напряжения и потерями мощности?

32 Как определяются потери электроэнергии в электрических сетях до 1000В?

33. Как определяются потери электроэнергии в батареях конденсаторов, синхронных компенсаторах и шунтирующих реакторах?

34. Будут ли иметь место потери активной мощности и энергии в линии при передаче по ней только реактивной мощности? Почему?

35. Будут ли в линии электропередачи потери активной мощности и энер­гии, если она включена с одной стороны и разомкнута с другой? Почему?

36 Каким может быть годовое наибольшее значение времени использова­ния наибольшей нагрузки и наибольшее значение времени наибольших потерь?

Пример расчета технических потерь линий T&D

Введение в потери

Существуют два типа потерь в линиях передачи и распределения.

  1. Технические убытки и
  2. Коммерческие убытки.
Пример расчета технических потерь линий передачи и распределения

Необходимо рассчитать технические и коммерческие потери. Обычно технические потери и коммерческие потери рассчитываются отдельно.

Потери при передаче (технические) напрямую влияют на тариф на электроэнергию , но коммерческие потери не распространяются на всех потребителей.

Технические потери распределительной линии в основном зависят от электрической нагрузки, типа и размера проводника, длины линии и т.д.

Попробуем рассчитать технические потери одной из следующих распределительных линий 11 кВ 😉

Пример – ЛЭП 11 кВ

ЛЭП 11 кВ имеют следующие параметры:

  • Основная длина ЛЭП 11 кВ составляет 6.18 км .
  • Общее количество распределительных трансформаторов на фидере:
    25 кВА = 3 №
    63 кВА = 3 №
    100 кВА = 1 №
  • 25 кВА трансформатор:

    – Потери в стали = 00044 Потери в меди = 720 Вт
    – Средние потери в линии LT = 63 Вт
  • Трансформатор 63 кВА:
    – Потери в стали = 200 Вт
    – Потери в меди = 1300 Вт
    – Средние потери в линии LT = 260 Вт
  • в трансформаторе 90 ВА: 100 ВА
    – Потери в железе = 290 Вт
    – Потери в меди = 1850 Вт
    – Потери в линии LT = 1380 Вт
  • Максимальный ток 12 А.
  • г. Отправлено во время фидера 4 кВтч
  • блок, проданный во время фидера 353592 кВтч
  • Коэффициент разнообразия Нормативной нагрузки на Урбанское питание 1,5 и для сельских фидер 2,0

Расчет

Общая подключенная нагрузка = Количество подключенных трансформаторов

Общая подключенная нагрузка = (25×3) + (63×3) + (100×1) =  364 кВА


Пиковая нагрузка = 1.732 x Напряжение сети x Макс.

Пиковая нагрузка = 264 / 1,732 x 11 x 12 = 228


Коэффициент разнесения (DF) = Подключенная нагрузка (в кВА) / Пиковая нагрузка


Коэффициент нагрузки (LF) =

Отправляемая единица (в кВтч) / 1,732 x Напряжение сети x Макс. усилитель х П.Ф. x 8760

Коэффициент нагрузки (LF) = 4 / 1,732 x 11 x 12 x 0,8 × 8760 =  0,3060


Коэффициент нагрузки по потерям (LLF) = (0.8 x LF x LF)+ (0,2 x LF)

Коэффициент нагрузки по потерям (LLF) = (0,8 x 0,3060 x 0,3060) + (0,2 x 0,306) =  0,1361

Расчет годовых потерь в железе

4 Всего потери в кВтч  =
Потери в железе в Ваттах x Количество ТП на фидере x 8760 / 1000

Общие годовые потери в железе (25 кВА ТС) =
100 x 3 x 8760 кВтч /
= 26

Общая годовая потеря железа (63 кВА TC) =
200 x 30006 5256 K кВтч

Total Годовая потеря железа (100 кВА TC) =
290 x 3 x 8760 / 1000 = 2540 кВтч

Общая годовая утрата железа =
2628 + 5256 + 2540 = 10424 кВтч

Расчет потерь меди

Общая годовая потеря меди в кВтч =
потери в ВАТТ № ТП на фидере LFX LF X8760 / 1000

Суммарные годовые потери в меди (25 кВА ТС) =
720 х 3 х 0.3 × 0,3 × 8760/1000 = 1771 кВтч

Общая годовая потерю меди (63 кВА TC) =
1300 x 3 000 0,3 × 0,3 × 8760/1000 = 3,3 × 8760/1000 = 3199 кВтч

Общая годовая потеря меди (100 кВА TC) =
1850 x 1 x 0,3 × 0,3 × 8760/1000 = 1458 кВтч

Общая годовая меди потери =
1771 + 3199 + 1458 = 6490 кВтч


потери линии (кВтч) =

0,105 x (соедин. нагрузка x 2) x Длина x Сопротивление x LLF / (LDF x DF x DF x 2)

Потери линии ВТ = 1.05 x (265 × 2) x 6,18 x 0,54 x 0,1361 /1,5 x 1,15 x 1,15 x 2 = 831 кВтч


Пиковые потери мощности =

(3 x Общие потери в линии LT) / (PPL x DF x DF x 1000)

Пиковые потери мощности = 3 x (3 × 63 + 3 × 260 + 1 × 1380) /1,15 x 1,15 x 1000 = 3,0


LT Потери в линии (кВтч) x (P LLF) x 8760

LT Потери в линии = 3 x 0,1361 x 8760 =   3315 кВтч


Годовые потери в стали4 )

Общие технические потери = (831+ 3315 + 10424 + 6490) = 21061 кВт·ч


% Технические потери = (Общие потери) / (Единицы, отправляемые ежегодно) x 100 60 7 % Технические потери 90 90 90 90 = (21061 / 4
) х 100 = 4.30%

% Технические потери = 4,30%

Потери в линии передачи переменного тока

Потери в линии передачи переменного тока

Курт Хартинг


24 октября 2010 г.

Представлено в качестве курсовой работы по физике 240, Стэнфордский университет, осень 2010 г.

Рис. 1: Резистивные потери на алюминиевой передаче линия как функция радиуса в виде процентной потери за 1000 км.

Введение

По данным Министерства энергетики штата Калифорния. потерял около 19,7 х 10 9 кВтч электроэнергии через передачи/распределения в 2008 году. [1] Эта сумма потери энергии составили 6,8% от общего количества электроэнергии, использованной в состоянии в течение этого года. По средней розничной цене 2008 г. 0,1248 долл. США/кВтч, что составляет потерю электроэнергии на сумму около 2,4 млрд долл. США. в Калифорнии и убыток в размере 24 миллиардов долларов на национальном уровне. [1] Этот отчет пытается объяснить и количественно оценить два основных источника потерь в высоких Линии электропередачи переменного напряжения: резистивные потери и потери на корону.То Первое происходит из-за ненулевого сопротивления обнаруженного металла провода. Потери на корону — это ионизация воздуха, возникающая при поля вокруг проводника превышают определенное значение.

Резистивная (кожа) потеря

Хотя проводники в линии передачи имеют крайне низкое удельное сопротивление, они не идеальны. Этот раздел стремится количественно определить эту потерю путем вычисления глубины и мощности скин-слоя факторы затухания.

Теория

Величина резистивных потерь в системе может быть найдено с использованием уравнений линии электропередачи без короны, чтобы найти количество энергии, подаваемой в любую точку провода и вычитая первоначальную мощность.Уравнения для этого ниже: [2]



В приведенном выше уравнении c — скорость света, а L, индуктивность на единицу длины линии передачи определяется как:

Рис. 2: Потери на корону в киловаттах на километр провода в зависимости от радиуса. Al 3 фазы 765кВ линия передачи и формула Пика были использованы для получения этот график.

Уравнения для расчета R l , сопротивления на единицу длины, можно показать ниже. Он включает формулу для определения толщины скин-слоя проволоки (δ), которая показывает, как далеко вглубь проводник 90% мощности переносится током. [3]

I B в этом уравнении есть коррекция фактор, найденный с использованием первых двух функций Бесселя I.

Используя приведенные выше уравнения, общее количество мощность, теряемая из-за сопротивления, равна мощности на данном расстоянии минус начальная мощность.Поскольку сумма убытка в процентах фиксированная сумма независимо от начальной мощности, перечисленные результаты записываются в процентах от общей мощности. Перечисленные выше параметры и сводку результатов этих уравнений можно найти в таблице 1. В Это, есть оценки потерь типичной линии электропередач США, сделанной из алюминий (вариант 1), европейская линия электропередач на частоте 50 Гц (вариант 2) и линия из серебра (случай 3). Сравнение случаев 1 и 3 показывает, что строительство длинного кабеля передачи может сэкономить потери на сопротивлении (около 19 миллионов долларов в год), но строительство обойдется значительно дороже (18 долларов).5Б) в 2010 г. рыночные цены.

Параметр Чемодан 1 Чемодан 2 Чемодан 3
д Разделение строк 10 м
и Радиус проводника 0,015 м
Л Индуктивность на метр 2.6 мкГн/м
ф Частота 60 Гц 50 Гц 60 Гц
σ Проводимость металла 3,82 × 10 7 См/м (алюминий) 3,82 × 10 7 См/м 6,17 × 10 7 См/м (Ag)
I Б Поправочный коэффициент Бесселя 1.1 1,1 1,1
δ Толщина кожи 10,5 мм 11,5 мм 8,3 мм
Р л Сопротивление на метр 29,1 мкОм/м 26,5 мкОм/м 22,9 мкОм/м
α коэффициент затухания 18.6 x 10 -9 17,0 x 10 -9 14,7 x 10 -9
мк 0 Проницаемость свободного пространства 4π x 10 -7 Г/м
с Скорость света 3 x 10 8 м/с
%P Rloss (1 км) 37.2 части на миллион 34,0 частей на миллион 29,3 частей на миллион
%P Rloss (1000 км) 3,66% 3,34% 2,89%
Таблица 1: Значения резистивных потерь с использованием параметров выборки и приведенные выше формулы.

Измеренные значения

В документе компании American Electric Power (AEP), опубликованном в 1969 г. авторы делают оценку, что объем потерь мощности от Эффекты, не основанные на короне, составляют около 4 МВт на расстоянии 100 миль при мощности 1 ГВт. система передачи.[7] Преобразование в метрические единицы дает потерю около 25 МВт или 2,5% на линии электропередачи протяженностью 1000 км. Это число в соответствии с резистивными потерями, приведенными в современнике, опубликованный отчет AEP. [11] В этом отчете резистивная потери составляли от 3,1 МВт/100 миль до 4,4 МВт/100 миль, в зависимости от конфигурации проводки. Это соответствует между Потеря мощности 1,9% и 2,8% на 1000 км.

Потеря короны

Потери на корону — еще один важный тип потери мощности в линии передачи.По существу, потери на корону вызваны ионизацией молекул воздуха вблизи проводников ЛЭП. Эти короны делают не искрить по линиям, а нести ток (отсюда и потери) в воздух по проводу. Коронный разряд в линиях электропередачи может привести к шипящие/кудахтающие звуки, свечение и запах озона (генерируемый распад и рекомбинация молекул O 2 ). Цвет и распределение этого свечения зависит от фразы сигнала переменного тока на любой заданный момент времени.Положительные короны гладкие и синего цвета, в то время как отрицательные короны красные и пятнистые. [5] Потеря короны происходит только когда межфазное напряжение превышает порог коронного разряда. В отличие от резистивная потеря, при которой количество потерянной мощности составляло фиксированный процент от вход, процент мощности, потерянной из-за короны, является функцией напряжение сигнала. Потери мощности коронного разряда также сильно зависят на погоду и температуру.

Теория

Уравнение фактора короны было эмпирически выведено Ф.В. Пик и опубликовано в 1911 г. [4] В более поздней публикации он изменил оригинал уравнение, и он показал, что общая сумма потерь мощности в проводе из-за эффект короны был равен следующему уравнению: [5]

Примеры этих значений и их значение см. Таблица 2.

Параметр Пример значения
к 0 Фиксированная константа 241
г 0 Разрушительный градиент в воздухе 21.1 кв/см
к д Нормированный коэффициент плотности воздуха
1 (25 °C, давление 76 см)
1
и Радиус проводника 3,5 см (см. рис. 2)
д Расстояние между проводниками 1000 см
ф Частота 60 Гц
к и Коэффициент неровности провода 0.95 (состаренные провода)
В 0 Линейное напряжение относительно нейтрали
(1/1,73 x напряжение между проводниками)
442 кВ
(765 кВ/1,73)
Разрушающее критическое напряжение
(g 0 k i a k d ln(d/a))
397 кв
Потери на корону кВт/км/линия 25 кВт/км
Corona Loss %
(линия 1000 км при 2.25 ГВт)
3,3%
Таблица 2: Пример расчета потерь на коронный разряд на основе Формула Пика.

Как видно на рис. 2, радиус проводника оказывает большое влияние на общее количество потерь короны. Один из способов получение линий с большим эффективным радиусом за счет использования пучки, где одновременно сохраняются 2-6 отдельных, но близких строк напряжение через прерывистые разъемы.Это уменьшает количество металла. необходимо для достижения заданного радиуса и потерь на корону. Переходные расчеты потерь на корону можно найти в ссылке [10].

Рис. 3: Полная потеря 2,25 ГВм 3 фазы Линия электропередачи 765 кВ в зависимости от радиуса.

Измеренные значения

В ссылке [6] авторы измерили потери на корону 765 кВ, 3 фаза, а линия передачи в комплекте должна быть около 1.87кВт/км в норме Погода. Это составляет всего около 0,083% потерь на 1000-километровой линии. Однако в плохую погоду авторы измерили потери в 84,3 кВт/км. или около 3,7% потерь. Используя эти цифры и среднюю цену электричество, дневной ливень на 100-километровом участке проводов 765 кВ стоит электрической компании около 25 000 долларов.

При напряжении более 765 кВ Исследовательский институт Hydro-Quebec измерил количество потерь короны на напряжения до 1200 кВ. [8] Они обнаружили, что потери короны 6 и 8 жгутов проводов было 22.7 кВт/км и 6,2 кВт/км соответственно. Эти числа измерялись в условиях «сильного искусственного дождя». Расхождения между [6] и [8], возможно, из-за разных радиусов и проводников интервал.

Наконец, исследователи в Финляндии измерили количество потерь на корону в линиях электропередачи в условиях мороза. [9] Это В статье также показано значительное снижение потерь на коронный разряд при связывании проводов: около 2,5-5x для каждого проводника, добавленного между 1-3. Под морозом условиях они показывают, что потери в линиях составляют около 21 кВт на 2 жгут проводов трехфазной линии электропередачи 400 кВ.

Рис. 4: Стоимость 2,25 ГВт 3 фазы 765 кВ линия передачи в зависимости от радиуса. Стоимость линия передачи была найдена путем взятия общего объема провода и умножить на рыночную цену алюминия в 2010 г. (1,14 долл. за фунт).

Сводка

В этом отчете показано, как оценить как коронавирус, так и резистивных потерь в проводе, а также приведены экспериментальные результаты.Рис. 3 дает оценку общей суммы потерь в системе как функция радиуса проводника. Глядя на эту цифру, количество потери резко падают, когда радиус провода увеличивается примерно до 4 см. Если из твердого металла (как предполагают вышеприведенные формулы), это будет довольно громоздкий размер. Из-за этого сетевые компании связывают меньшие линии, чтобы снизить затраты на строительство и потери до минимума возможно.

На рис. 4 показана общая сумма теоретической мощности потери и стоимость 1000 км высоковольтной линии электропередачи.Как провод становится больше, величина потерь уменьшается примерно как 1/r (резистивная) и квадратично к 0 (корона). Провода большего размера также подвергаются квадратичному большие затраты и в конечном итоге достичь точки безубыточности, когда радиусы проводников не имеют финансового смысла. Необходимо отметить, что эта цифра (ошибочно) предполагает сплошную однородную проволоку. Линии электропередач, помимо того, что в комплекте, также содержат более дешевый стальной сердечник на внутренняя часть провода. Это связано с тем, что после прохождения глубины кожи в провода, по которому передается 90% мощности, удельное сопротивление провода становится менее важным.

© 2010 К. Хартинг. Автор дает разрешение копировать, распространять и демонстрировать это произведение в неизмененном виде, с ссылка на автора только в некоммерческих целях. Все остальные права, включая коммерческие права, сохраняются за автором.

Ссылки

[1] М. Боулз, » Профили электроэнергетики штата, 2008 г., «Информация об энергетике США» Администрация, DOE/EIA 0348(01)/2, март 2010 г.

[2] В. Хейт и Дж. Бак, Инженерное дело Электромагнетизм (Mcgraw-Hill, 2006), стр. 346, 486.

[3] Ф. Рашиди и С. Ткаченко, Электромагнитный Взаимодействие поля с ЛЭП от классической теории до ВЧ Радиационные эффекты (WIT Press, 2008).

[4] Ф. В. Пик, «Закон короны и Диэлектрическая прочность воздуха», Transactions of A.I.E.E. 30 , 1889 (1911).

[5] Ф. В. Пик, Диэлектрические явления в высоковольтном оборудовании. Engineering (McGraw-Hill, 1929), стр. 169-214.

[6] N, Kolcio и др. , «Радиовлияние и Аспекты потерь от коронного разряда на линиях 765 кВ AEP» IEEE Transactions on Power Аппараты и системы ПАС-88 , №9, 1343 (1969).

[7] Г. С. Вассел и Р. М. Малишевский, «АЭП 765-кВ Система: соображения системного планирования» IEEE Transactions on Power Аппараты и системы ПАС-88 , 1320 (1969).

[8] Н. Г. Трин, П. С. Марувада и Б. Пуарье, «А. Сравнительное исследование коронных характеристик пучков проводников для Линии электропередачи 1200 кВ», «Транзакции IEEE по силовому оборудованию и Системы ПАС-93 ,940 (1974).

[9] К. Лахти, М. Лахтинен и К. Ноусиайнен, «Передача инфекции Потери линии короны в условиях инея», IEEE Transactions на Power Delivery 12 , 928 (1997).

[10] С. Ли, О. Малик и З. Чжао, «Вычисление Переходные процессы в линии передачи, включая эффекты короны», IEEE Сделки по поставке электроэнергии 4 , 1816 (1989).

[11] » Факты о передаче», American Electric Power,

.

Анализ потерь в линии и расчет электроэнергетических систем

Предисловие xiii

Предисловие xvii

Введение xix

1 Обзор 1

1.1 Потери активной мощности и потери электрической энергии 1

1.1.1 Основные виды потерь активной мощности 1

1.1.2 Расчет потерь электрической энергии 2

1.1.3 Потери в линиях электропередач и коэффициент потерь в линиях 3

1.1.4 Расчет и анализ потерь в линии 5

1.2 Расчет сопротивления переменному току 7

1.3 Влияние изменений температуры и напряжения на потери в линии в период измерения 7

1.3.1 Влияние изменения температуры на потери в линии в период измерения 7

1.3.2 Влияние изменения напряжения на потери в линии в период измерения 9

1.4 Влияние формы кривой нагрузки на потери в линии 10

1.4.1 Кривая нагрузки и кривая продолжительности нагрузки 10

1.4.2 Параметры характеристики кривой нагрузки 12

1.4.3 Связь между коэффициентом потерь и коэффициентом нагрузки 15

1.5 Влияние коэффициента мощности нагрузки и распределения нагрузки на потери в линии 16

1.5.1 Влияние коэффициента мощности нагрузки 16

1.5.2 Влияние распределения нагрузки многоветвевого Строка 17

1.6 Влияние погрешности измерительного прибора на потери в линии 18

1.6.1 Состав системы учета электроэнергии и состав погрешности учета 18

1.6.2 Состав погрешности электронного счетчика электроэнергии 18

1.6.3 Влияние системы учета Ошибка при расчете коэффициента потерь в линии 19

2 Расчет потерь в линии по кривой токовой нагрузки 21

2.1 Метод среднеквадратичного значения тока и метод коэффициента потерь 21

2.1.1 Метод среднеквадратичного значения тока 21

2.1.2 Метод потерь фактора 22

2.1.3 Другие методы расчета 22

2.2 Вывод функциональных отношений F ( F ) по идеальной кривой нагрузки 23

2.2.1 Вывод F ( F ) Формула Кривая идеальной нагрузки с двумя переменными 23

2.2.2 Вывод кривой F ( f ) Кривая идеальной нагрузки с четырьмя переменными 26

2.3 Вывод приближенной формулы F ( f ) Статистическая по Математический метод 28

2.3.1 Биномиальная приблизительная формула F ( F ( F ) 29

2.3.2 Триномиальная приблизительная формула F ( F ) 30

2.3.3 Приближенная формула семьи F ( F ) Кривые с четырьмя переменными 30

2.4 Вывод формулы F ( f ) методом математического анализа 31

2.4.1 Метод прямого интегрирования 31

2.4.2 Подраздел Метод интегрирования 32

2.4.2 Кривая токовой нагрузки 33

3.1 Вероятностные значения кривой нагрузки и ее параметров 33

3.1.1 Вероятностное значение кривой продолжительности нагрузки 33

3.1.2 Вероятностные значения минимальной скорости нагрузки и скорости нагрузки 34

3.1.3 Формула Барта для коэффициента потерь 35

9

3.2 Анализ формулы Россандера как функции распределения 35

3.2.1 Формула Россандера для кривой продолжительности нагрузки 35

3.2.2 Экспоненциальная функция распределения 36

3.2.3 Вывод формулы коэффициента потерь 37

3.2.4 Сравнение метода прямого интегрирования и метода анализа функции распределения 40

3.3 Сравнение различных формул коэффициента потерь 40

3.3.1 Процедуры сравнения формулы коэффициента потерь, подготовленные методом Монте-Карло 41

3.3.2 Результаты сравнения различных формул коэффициента потерь 41

3.4 Трехрежимное деление кривой длительности активной нагрузки 42

3.4.1 Три режима управления нагрузкой в ​​электроэнергетической системе 42

3.4.2 Различия и взаимосвязи между тремя режимами работы 43

3.4.3 Вероятностное разделение трех режимов работы 43

4 Расчет потерь в линии по кривой мощности нагрузки 49

4.1 Расчет потерь в линии с учетом коэффициента мощности 49

1 Максимальная полная мощность определяется максимальной активной мощностью 49

4.1.2 Максимальная полная мощность определяется максимальной реактивной мощностью 50

4.2 Максимальный коэффициент мощности нагрузки Метод Трегера 51

4.3 Метод среднегодового коэффициента мощности Глазынова 51

4.4 Метод кривой эквивалентной нагрузки 53

4.4.1 Метод кривой эквивалентной нагрузки Cweink 53

4.4.2 Усовершенствование и расширение метода Cweink 54

4.4.3 Equal Time Equivalent Метод кривой нагрузки 55

4.4.4 Метод кривой неравномерной эквивалентной нагрузки во времени 57

4.5 Анализ погрешностей различных методов расчета потерь в линии 64

4.5.1 Анализ относительной погрешности потерь в линии, рассчитанных методом среднеквадратичного значения тока 64

4.5.1 .5.2 Анализ относительной погрешности потерь в линии, рассчитанных методом коэффициента потерь 66

5 Расчет потерь в линии после компенсации реактивной мощности 69

5.1 Расчет параметров кривой нагрузки после компенсации реактивной мощности 69

5.1.1 Расчет реактивной мощности Недокомпенсация 69

5.1.2 Расчет параметров кривой реактивной нагрузки при слабой перекомпенсации 70

5.1.3 Расчет параметров кривой реактивной нагрузки при сильной перекомпенсации 72

5.2 Расчет эффекта компенсации реактивной мощности на снижение потерь 72

5.2.1 Расчет эффекта компенсации при высоком натуральном коэффициенте мощности 73

5.2.2 Расчет эффекта компенсации реактивной мощности при низком натуральном коэффициенте мощности 75

5.3 Расчетные графики годовой электроэнергии Потери при планировании и проектировании электрических сетей 79

5.3.1 Расчетные кривые годовых потерь электроэнергии в ЛЭП 35–110 кВ 79

5.3.2 Расчетные кривые годовых потерь электроэнергии в ЛЭП 220 кВ 81

5.3.3 Расчетные кривые годовых потерь электроэнергии в сетях электропередачи сельскохозяйственного назначения, потребляющих электроэнергию, в квартальном исчислении 82

6 Закон об изменении потерь электроэнергии в электрических сетях 87

6.1 Основы анализа изменения потерь в линиях 87

6.1. 1 Биномиальные потери в линии 87

6.1.2 Условия минимального уровня потерь в линии 88

6.2 Расчет и анализ потерь холостого хода 89

6.2.1 Выражение высшего порядка 89

6.2.2 Квадратное выражение 91

6.2.3 Квазиквадратное выражение 91

6.3 Расчет и анализ коэффициента потери нагрузки C 92

6.3.1 Расчет коэффициента потери нагрузки 92

6.3.2

6.4 Определение уровня напряжения по требованию снижения потерь 105

6.4.1 Характеристики напряжения различных нагрузок и суммарных нагрузок распределительных линий 105

6.4.2 Контроль уровня напряжения и снижение потерь электроэнергии 106

7 Анализ и Контроль показателей потерь в линиях электрических сетей 109

7.1 Анализ состава потерь в линиях 109

7.1.1 Коэффициенты потерь в линиях и общий коэффициент потерь в линиях сетей различного напряжения 109

7.1.2 Коэффициент потерь в линиях без нагрузки и коэффициент потерь в линиях под нагрузкой 110

7.2 Анализ влияния Структура электроснабжения сети по коэффициенту потерь в сети 113

7.2.1 Коэффициент повторного отпуска электроэнергии 113

7.2.2 Расчет эффекта снижения потерь от снижения коэффициента повторного отпуска электроэнергии 115

7.3 Анализ количественного состава реализации электроэнергии 117

7.3.1 Влияние объема реализации электроэнергии без потерь или объема реализации электроэнергии с потерями на коэффициент потерь в линиях 117

7.3.2 Расчет влияния транзитного отпуска электроэнергии на коэффициент потерь в линиях 119

7.4 Многофакторный анализ изменения потерь в линиях 122

7.4.1 Коэффициент структуры потерь и функция скорости увеличения потерь в ЛЭП 122

7.4.2 Функция структуры потерь и расчет увеличения потерь в ЛЭП 125

7.5 Предельный коэффициент потерь в линии и оптимальное распределение прироста отпуска электроэнергии 126

7.5.1 Предельный коэффициент потерь в линии 126

7.5.2 Оптимальное распределение прироста отпуска в линии 126

8 Теоретический расчет потерь электроэнергии в электрической сети Единицы измерения 131

8.1 Классификация потерь электроэнергии 131

8.1.1 Классификация потерь электроэнергии по возможности теоретического расчета 131

8.1.2 Классификация исчисляемых технических потерь по Закону об изменениях 131

8.1.3 Классификация потерь электрической энергии по различным объектам электросетевого хозяйства 131

8.2 Расчет потерь электрической энергии воздушных линий 132

8.2.1 Расчет потерь на корону при передаче электроэнергии ЛЭП 132

8.2.2 Расчет потерь тепла на сопротивление ВЛ 136

8.2.3 Расчет потерь электроэнергии в ЛЭП 137

8.3 Расчет потерь электрической энергии кабельных линий 141

8.3.1 Расчет потерь холостого хода (диэлектрических потерь в изоляционных слоях) кабельных линий 141

8.3.2 Расчет потерь под нагрузкой кабельных линий 141

8.4 Расчет Потери электроэнергии в главных трансформаторах 145

8.4.1 Потери активной мощности в главных трансформаторах 145

8.4.2 Расчет потерь электроэнергии в главных трансформаторах 146

8.4.3 Расчет потерь электроэнергии в главных трансформаторах при параллельной работе 147

8.5 Расчет потерь электрической энергии другого электрооборудования 148

8.5.1 Шунтирующие конденсаторы 148

8.5.2 Шунтирующие реакторы и последовательные токоограничивающие реакторы 149

8.5.3 Синхронный компенсатор 149

Ваттметр 8.5. и другие приборы 150

9 Расчет потерь электроэнергии многоветвевых линий 151

9.1 Базовая методика расчета потерь электроэнергии многоветвевых линий 151

9.1.1 Метод средневзвешенных значений 151

9.1.2 Метод поточечного упрощения участков 153

9.2 Метод эквивалентного сопротивления и расчет потерь электроэнергии распределительных трансформаторов 157

9.2.1 Расчет эквивалентного сопротивления линии 157

4 9.2 потерь электрической энергии распределительных трансформаторов 159

9.2.3 Эквивалентное сопротивление и равносопротивление общих распределительных трансформаторов 159

9.2.4 Расчет потерь электрической энергии методом эквивалентного сопротивления 161

9.3 Метод двухкомпонентного баланса 162

9.4 Метод коэффициента дисперсии 168

9.4.1 Расчет потерь мощности при типичном распределении нагрузки 168

9.4.2 Коэффициент дисперсии 169

9.4.3 Преобразование длины при различных сечениях

9.4.4 Расчет потерь мощности сложно распределенных нагрузок 170

9.4.5 Расчет потерь электроэнергии методом коэффициента дисперсии 171

9.5 Расчет потерь электроэнергии в многоветвевых линиях методом падения напряжения 173

9.5.1 Расчет потерь в линии методом коэффициента пропорциональности 173

9.5.2 Расчет потерь в линии методом измерения падения напряжения 175

9.6 Сравнение и Выбор методов расчета потерь электроэнергии в многоветвевых сетях 178

9.7 Расчет коэффициента снижения потерь после подключения распределенных ресурсов к системе 178

9.7.1 Расчет выгод от снижения потерь в течение периода генерации распределенных ресурсов 179

9.7.2 Расчет изменения линейных потерь в течение периода потребления распределенных ресурсов 181

9.7.3 Расчет выгод от снижения потерь в течение полного периода распределенных ресурсов 181

9.7.4 Оценка выгод распределенной энергосистемы 181

10 Расчет потерь в высоковольтной электросети 183

10.1 Характеристики и требования к расчету потерь 183

10.1.1 Классификация высоковольтных электрических сетей 183

10.1.2 Характеристики региональных электрических сетей и требования к расчету потерь 184

10.1.3 Характеристики префектурных электрических сетей и требования к расчету потерь 184

10.2 Метод измерения потерь в режиме реального времени для высоковольтных электрических сетей 184

10.2.1 Функция и метод оценки состояния 185

10.2.2 Расчет потерь в режиме реального времени методом оценки состояния в сочетании с Excel 186

10.2.3 Метод типового дня, основанный на измерении фактической нагрузки и оценке состояния 187

10.2.4 Метод комплексного анализа потерь на основе системных данных в режиме реального времени 189

10.3 Метод эквивалентной узловой мощности для расчета потерь в высоковольтной электросети 190

10.3.1 Эквивалентная узловая мощность и ее распределение 190

10.3.2 Соотношение потерь мощности и потерь электрической энергии при распределении эквивалентной узловой мощности 191

10.3.3 Метод расчета эквивалентной узловой мощности 195

10.4 Расчет потерь высоковольтных электрических сетей по потерям мощности в трех режимах 196

10.5 Расчет и анализ выборок 197

10.5.1 Проверка расчета потерь стандартной электрической сети с 39 узлами 197

10.5.2 Трехрежимный расчет на основе суммарных нагрузок и измеренной мощности потерь за 24 часа в одной провинции В течение 2004 г. 204

11 Анализ и расчет распределения потерь 209

11.1 Возникновение проблемы распределения потерь и возможные решения 209

11.1.1 Анализ модели источника питания с двойной нагрузкой 210 ​​

11.1.2 Анализ модели источника питания с тройной нагрузкой 211

11.1.3 Возможные решения для распределения потерь 214

1

1 Теоретическая подготовка к распределению потерь 214

11.2.1 Разделение трехрежимного участка кривой длительности активной нагрузки 214

11.2.2 Расчет влияния транзитного электроснабжения на потери в ЛЭП 214

11.2.3 Расчет предельного коэффициента потерь в сети 215

11.2.4 Расчет оптимального распределения повышенного отпуска электроэнергии 215

11.3 Анализ и расчет распределения повышенных потерь в региональных электрических сетях 216

11.3.1 Распределение потерь в основной части региональных электрических сетей на областные электрические сети 216

11.3.2 Распределение повышенных потерь при передаче и приеме электроэнергии в межобластных электрических сетях 216

11.4 Расчет распределения убытков при комплексной организации торговли 223

11.4.1 Распределение убытков для пилотного проекта прямой закупки электроэнергии крупными потребителями по модели «один ко многим» 223

11.4.2 Метод Шепли распределения убытков «многие ко многим» 224

11.4.3 Метод GMM на основе коэффициента предельных потерь 228

12 Технические меры по снижению потерь в линии 231

12.1 Выбор разумного режима подключения и режима работы 231

1

231

1.1 Внедрение высоковольтных сетей в крупных городах или центрах нагрузки 231

12.1.2 Повышение напряжения электросети, упрощение класса напряжения и снижение мощности повторяющихся подстанций 232

12.1.3 Обоснованное определение замкнутого контура или Работа контурной сети без обратной связи или изменение точек разрыва контурной сети 232

12.1.4 Реализация экономичного распределения мощности с помощью продольного и поперечного регулирующего трансформатора напряжения или последовательного конденсатора 235

12.1.5 Предотвращение удаленного питания от близлежащего или кругового источника питания 236

12.1.6 Разумная организация капитального ремонта оборудования и практика капитального ремонта линии под напряжением 237

12.1.7 Замена проводников, установка композитных проводников или строительство вторичных Кольцевые линии 238

12.2 Обоснованное определение уровня напряжения электрических сетей 238

12.3 Использование оборудования компенсации реактивной мощности и повышение коэффициента мощности 239

12.3.1 Расчет эффекта реактивной компенсации потерь 240

12.3.2 Оптимальная конфигурация оборудования компенсации реактивной мощности в электрических сетях 244

12.3.3 Использование реактивного потенциала и снижение реактивного потребления 245

12.4 Экономичная эксплуатация трансформаторов 9 12.4.1 Экономичная работа двухобмоточных трансформаторов одной модели 245

12.4.2 Экономичная работа двухобмоточных трансформаторов разных моделей 247

12.4.3 Экономичная эксплуатация трехобмоточных трансформаторов различных моделей 251

12.5 Регулировка и балансировка нагрузок 255

12.5.1 Регулировка кривых нагрузки 255

12.5.2 Балансировка нагрузок линий или трансформаторов и регулировка источников питания Клиенты Dual Power 256

12.5.3 Балансировка трехфазных нагрузок 258

12.6 Усиление технического обслуживания энергосистемы 258

12.7 Улучшение управления энергопотреблением и измерениями 259

12.8 Применение новых конструкций, новых материалов и новых технологий 259

12.8.1 Новая конструкция для снижения потерь в грозозащитных тросах высоковольтной линии электропередачи 260

12.8.2 Применение энергосберегающей аппаратуры и энергосберегающих проводников 260

12.8.3 Применение технологии гармонического контроля и технологии высокотемпературных сверхпроводников 261

13 Прогнозирование потерь в линии и план снижения потерь для электрических сетей 263

13.1 Одномерный прогноз потерь в линиях электропередачи и коэффициента потерь в линиях 263

13.1.1 Основа для прогнозирования показателя коэффициента потерь в линиях 263

13.1.2 Одномерный прогноз потерь в линиях электропередач 266

13.1.3 Одномерный прогноз коэффициентов потерь в линиях .2.3 Метод скользящего прогнозирования 272

13.3 Основное содержание и процесс подготовки плана снижения убытков 276

13.3.1 Содержание и основа подготовки плана снижения убытков 276

13.3.2 Подготовка плана снижения убытков 277

13.3.1 Внедрение и контроль плана снижения потерь 279

13.3.4 Внедрение примера плана снижения потерь 280

14 Анализ влияния потерь в сетях электросетевого хозяйства на электросетевые предприятия 281

14.1 Влияние линейных потерь на прибыль электросетевых предприятий 281

14.1.1 Расчет прибыли электросетевых предприятий 281

14.1.2 Точка безубыточности Объем реализации электроэнергии 282

14.1.3 Сумма прибыли и налога на единицу Объем реализации электроэнергии 282

14.1.4 Анализ факторов, влияющих на прибыль 282

14.2 Стоимость присоединения и цена электроэнергии присоединения 283

14.2.1 Значение разделения внутренних связей электросетевых предприятий 283

14.2.2 Расчетная модель цены электроэнергии в звене при простой структуре электроснабжения 283

14.2.3 Модель расчета цены электроэнергии в звене при сложной структуре электроснабжения 284

14.2.4 Эквивалентное объединение параллельной структуры электроснабжения 285

14.3 Влияние Потери в линиях в составе многосекционных цен на электроэнергию 289

14.3.1 Тип цены на электроэнергию и сравнение методов расчета 289

14.3.2 Анализ состава двухсекционных цен на электроэнергию в рамках модели единого покупателя электроэнергии 290

14.3.3 Рекурсивный расчет многосекционных цен на электроэнергию 292

14.3.4 Контроль совокупного уровня цен на электроэнергию 294

14.3.5 Анализ и обсуждение 296

14.4 Анализ привязки цен на уголь и электроэнергию 297

14.4.1 Интерпретация существующей политики привязки цен на уголь и электроэнергию 297

14.4.2 Анализ связи между ценой в сети и ценой на уголь 300

14.4.3 Связь между ценой продажи и ценой в сети 302

14.5 Анализ фактора цены на электроэнергию в постпроектной оценке 303

14.5.1 Обратный расчет Наценка в конце выхода звена 304

14.5.2 Расчет коэффициента распределения наценки упрощенной сети электроснабжения 304

14.5.3 Расчет наценки сложной структуры электроснабжения 305

14.5.4 Расчет годовой выручки от продажи электроэнергии по отдельному проекту передачи и преобразования 307

15 Управление и использование информации о массовых потерях в линии для электроэнергетической системы 309

15.1 Оценка и функции двух информационных систем управления в рамках Руководство 309

15.1.1 Требования к функциональному дизайну для двух типов программного обеспечения 309

15.1.2 Функции информационных систем расчета и управления потерями в линии, разработанных Областными электросетевыми предприятиями 310

15.1.3 Комплексная система управления для теоретического расчета потерь в линиях, разработанная Региональным электросетевым предприятием 311

15.1.4 Новые требования к управлению 312

15.2 Процессы создания и поддержки стоимости для электросетевых предприятий 313

15.2.1 Информационно-ориентированное развитие крупных Предприятия и применение планирования ресурсов предприятия 313

15.2.2 Процессы создания и поддержки стоимости электросетевых предприятий 314

15.3 Состав моделируемой системы поддержки принятия решений 315

15.3.1 Структура и функции системы поддержки принятия решений 315

15.3.2 Интеллектуальная система поддержки принятия решений и групповая система поддержки принятия решений 318

15.3.3 Концептуальная модель электросетевого предприятия 319

15.3.4 Концептуальная бизнес-модель электросетевого предприятия 320

15.4 Использование информации о массовых потерях в линии 322

15.4.1 Базовая концепция хранилища данных 322

15.4.2 Основные понятия интеллектуального анализа данных и онлайн-анализа 323

15.4.3 Применение технологии хранилища данных в системах диспетчеризации и маркетинга электроэнергии 324

15.4.4 Углубленное использование информации о массовых потерях в линии – интеграция данных в диспетчеризацию и маркетинг Системы 328

Приложение А Расчетная кривая мощности потерь на корону Δ P cor 335

Приложение Б Расчет электрических параметров объектов электросетевого хозяйства 341

9 Б.1 Параметры ВЛ 341

Б.1.1 Параметры ВЛ 341

Б.1.2 Параметры ВЛ со стальным проводом 343

Б.1.3 Параметры двухпроводных однозаземленных ВЛ 343

920004 Б.1.3 Параметры ВЛ Параметры трансформатора. Измерительный анализ потерь мощности без нагрузки и взаимосвязь между током холостого хода и напряжением распределительных трансформаторов 351

D.1 Актуальный анализ измерений Δ P P 0 ( U ) общих трансформаторов 351

D.2 Фактический анализ измерений Δ P 0 0 ( U 0) трансформаторов низкой потери 351

D.3 Анализ фактических измерений I 0 ( U ) трансформаторов общего назначения 352

Ссылки 353

Индекс 357

Расчет технических потерь линии передачи/распределения:

Введение:

  • Существует два типа потерь в линии передачи и в линии распределения.
  • (1) Технические потери и
  • (2) Коммерческие убытки.
  • Необходимо рассчитать технические и коммерческие потери. Обычно технические потери и коммерческие потери рассчитываются отдельно. Потери при передаче (технические) напрямую влияют на тариф на электроэнергию, но коммерческие потери не распространяются на всех потребителей.
  • Технические потери распределительной линии в основном зависят от электрической нагрузки, типа и размера проводника, длины линии и т. д.
  • Попробуем рассчитать технические потери одной из следующих 11 кВ распределительных линий

Пример:

  • Распределительная линия 11 кВ имеет следующий параметр.
  • Основная длина линии 11 кВ составляет 6,18 км.
  • Общее количество распределительного трансформатора на фидере 25 кВА = 3 шт., 63 кВА = 3 шт., 100 кВА = 1 шт.
  • 25 кВА Потери в железе трансформатора = 100 Вт, потери в меди = 720 Вт, средние потери в низковольтной линии = 63 Вт.
  • 63 кВА Потери в железе трансформатора = 200 Вт, потери в меди = 1300 Вт, средние потери в низковольтной линии = 260 Вт.
  • 100 кВА Потери в железе трансформатора = 290 Вт, потери в меди = 1850 Вт, потери в низковольтной линии = 1380 Вт.
  • Максимальный ток составляет 12 ампер.
  • Единица, отправленная во время подачи, составляет  4 кВтч
  • Единица, проданная во время подачи, составляет 353592 кВтч
  • Нормативный коэффициент неоднородности нагрузки для городской линии равен 1,5, а для сельской линии равен 2,0

Расчет:

Общая подключенная нагрузка = количество подключенных трансформаторов.

  • Общая подключенная нагрузка = (25×3) + (63×3) + (100×1).
  • Общая подключенная нагрузка = 364 кВА.

 Пиковая нагрузка = 1,732 x напряжение сети x максимальный ток

  • Пиковая нагрузка = 1,732x11x12
  • Пиковая нагрузка = 228 кВА.

 Коэффициент разнообразия (DF) = подключенная нагрузка (в кВА) / пиковая нагрузка.

  • Коэффициент разнообразия (DF) = 364/228
  • Коэффициент разнообразия (DF) = 1,15

 Коэффициент нагрузки (LF) = отдаваемая единица (в кВтч) / 1,732 x напряжение сети x макс. х П.Ф. х 8760

  • Коэффициент нагрузки (LF)=4 / 1,732x11x12x0,8×8760
  • Коэффициент нагрузки (LF)=0,3060

 Коэффициент нагрузки при потерях (LLF)= (0,8 x LFx LF)+ (0,2 x LF)

  • Коэффициент потери нагрузки (LLF) = (0,8 x 0,3060 x 0,3060) + (0,2 x 0,306)
  • Коэффициент нагрузки по потерям (LLF) = 0,1361

 Расчет потерь в железе:

  • Суммарные годовые потери в железе, кВтч = потери в железе, ватты X Количество TC на фидере X8760 / 1000
  • Общие годовые потери в железе (25 кВА TC) = 100x3x8760 /1000 = 2628 кВтч
  • Общие годовые потери в железе (63 кВА TC) = 200x3x8760 /1000 =5256 кВтч
  • Общие годовые потери в железе (100 кВА TC) = 290x3x8760 /1000 = 2540 кВтч
  • Общие годовые потери железа = 2628 + 5256 + 2540 = 10424 кВтч

 Расчет потерь меди:

  • Суммарные годовые потери меди в кВтч = Cu Потери в ваттах XNos TC на фидере LFX LF X8760 / 1000
  • Общие годовые потери меди (25 кВА TC) = 720x3x0.3×0,3×8760/1000 = 1771 кВтч
  • Общие годовые потери меди (63 кВА TC) = 1300x3x0,3×0,3×8760 /1000 =3199 кВтч
  • Общие годовые потери меди (100 кВА TC) = 1850x1x0,3×0,3×8760 /1000 = 1458 кВтч
  • Общие годовые потери меди = 1771+3199+1458=6490 кВтч

Потери в линии HT (кВт-ч) = 0,105 x (нагрузка соединения x 2) x длина x сопротивление x LLF /( LDF x DF x DF x 2 )

  • Потери линии HT = 1,05 x (265 × 2) x 6,18 x 0,54 x 0,1361 /1,5 x 1,15 x 1,15 x 2
  • Потери линии HT = 831 кВтч

 Пиковые потери мощности = (3 x общие потери в линии LT) / (PPLxDFxDFx 1000)

  • Пиковые потери мощности = 3 x (3×63+3×260+1×1380)/1.15 х 1,15 х 1000
  • Пиковые потери мощности = 3,0

Потери в линии LT (кВтч) = (PPL.) x (LLF) x 8760

  • Потери линии LT = 3 x 0,1361 x 8760
  • Потери в линии LT = 3315 кВтч

 Общие технические потери = (потери в высокотемпературной линии + потери в низкотемпературной линии + годовые потери меди + годовые потери в железе)

  • Общие технические потери = (831+ 3315 + 10424 + 6490)
  • Общие технические потери = 21061 кВтч

% Технические потери = (Общие потери) / (Ежегодно отправляемые единицы) x 100

  • % Технические потери= (21061/4) x100= 4.30%

% Технические потери = 4,30%

Нравится:

Нравится Загрузка…

Связанные

Коэффициенты убытков » AESO

В рамках Процедуры 790 Комиссия по коммунальным предприятиям Альберты («Комиссия») поручила AESO пересчитать коэффициенты убытков за исторический период с 1 января 2006 г. по 31 декабря 2016 г. с использованием методологии, впервые примененной для 2017. Процесс пересчета факторов убытков включает консультации с участниками рынка, подачу документов о соответствии и размещение пересчитанных факторов убытков по мере их поступления.

Процедура Комиссии 790 — Модуль C

Следующие решения особенно важны для пересчета коэффициентов убытков за 2006-2016 гг.:

Модуль C Сборы за корректировку и возмещение

корректировки убытков и кредитов, которые первоначально были выставлены в счет в течение исторического периода с 1 января 2006 г. по 31 декабря 2016 г. В соответствии с Решением 25150-D02-2020, эти корректировки будут финансово урегулированы с участниками рынка после завершения расчетов. за три периода: с 2016 г. по 2014 г., с 2013 г. по 2010 г. и с 2009 г. по 2006 г.В приведенных ниже рабочих тетрадях корректировки оцениваются для каждого года с 2016 по 2006 год по мере их поступления и обобщаются кумулятивно для каждого из трех периодов.

Процесс, который будет использоваться для финансового расчета корректировок Модуля C, и ожидаемый в настоящее время график этого процесса представлены в документе Процедура расчета Модуля C ниже.

28 июня 2021 года AESO сообщило участникам рынка и другим заинтересованным сторонам, что оно находится в процессе исправления небольшого количества ошибок, выявленных в системных топологиях, используемых для модуля C, и приступило к пересчету коэффициентов потерь модуля C для всех лет с 2006 по 2016 год, чтобы отразить исправления.AESO планирует завершить пересчет коэффициентов убыточности Модуля C за все годы в августе 2021 г., а итоговые корректировки будут урегулированы в финансовом отношении в четвертом квартале 2021 г. в связи с процессом сверки по Модулю C, описанным в Расчете Модуля C. Документ с процедурой размещен выше. Для получения дополнительной информации см. обновление, опубликованное в разделе взаимодействия с заинтересованными сторонами здесь.

В приведенных ниже рабочих тетрадях представлены пересчитанные по Модулю C суммы сборов, кредитов и возмещений, отражающие наилучшие оценки AESO на момент подготовки; эти суммы могут измениться в предварительных или окончательных отчетах, если корректировки объема или цены происходят до выпуска отчетов.

Сверочный расчет, включая исправление ошибок топологии системы (2006–2016 гг., расчет наличными 30 декабря 2021 г.): , 1,5 МБ) [Обновлено: 20 сентября 2021 г.] 

  • Предполагаемые сверочные корректировки модуля C — 2006 г. (20 сентября 2021 г.) (Excel, 1,2 МБ) [Обновлено: 20 сентября 2021 г.]
  • Расчетная сверочная корректировка модуля C — 2007 г. (06 августа 2021 г.) (Excel, 1,2 МБ) [Опубликовано: 6 августа 2021 г.]
  • Предполагаемые сверочные корректировки модуля C — 2008 г. (2021-08-06) (Excel, 1.2 МБ) [Опубликовано: 6 августа 2021 г.]
  • Расчетная сверочная корректировка модуля C — 2009 г. (13 августа 2021 г.) (Excel, 1,2 МБ) [Опубликовано: 13 августа 2021 г.]
  • Расчетная сверочная корректировка модуля C — 2010 г. (01.09.2021) (Excel, 0,7 МБ) [Опубликовано: 1 сентября 2021 г.]
  • Предполагаемые сверочные корректировки модуля C — 2011 г. (03.09.2021) (Excel, 0,7 МБ) [Опубликовано: 3 сентября 2021 г.]   
  • Приблизительные сверочные корректировки модуля C — 2012 г. (08.09.2021) (Excel, 0,7 МБ) [Опубликовано: 8 сентября 2021 г.]  
  • Расчетная сверочная корректировка модуля C — 2013 г. (08.09.2021) (Excel, 0.7 МБ) [Опубликовано: 8 сентября 2021 г.]
  • Расчетная сверочная корректировка модуля C — 2014 г. (9 сентября 2021 г.) (Excel, 0,7 МБ) [Опубликовано: 9 сентября 2021 г.]
  • Предполагаемые сверочные корректировки модуля C — 2015 г. (13 сентября 2021 г.) (Excel, 0,8 МБ) [Опубликовано: 13 сентября 2021 г.]
  • Предполагаемые сверочные корректировки модуля C — 2016 г. (13 сентября 2021 г.) (Excel, 0,8 МБ) [Опубликовано: 13 сентября 2021 г.]    
  • Первый расчетный период (2016–2014 гг., расчет денежными средствами 30 декабря 2020 г.):

    Второй расчетный период (2013–2010 гг., расчет денежными средствами 1 марта 2021 г.):

    • Расчетные корректировки модуля C – сводка за 2013–2010 гг. (2020-12-14) (Excel, 0.4 МБ) [Обновлено: 14 декабря 2020 г.]
    • Предполагаемые корректировки модуля C — 2013 г. (19 ноября 2020 г.) (Excel, 0,3 МБ) [Опубликовано: 19 ноября 2020 г.]
    • Предполагаемые корректировки модуля C — 2012 г. (25 ноября 2020 г.) (Excel, 0,3 МБ) [Опубликовано: 25 ноября 2020 г.]
    • Предполагаемые корректировки модуля C — 2011 г. (01.12.2020) (Excel, 0,3 МБ) [Обновлено: 1 декабря 2020 г.]
    • Предполагаемые корректировки модуля C — 2010 г. (14 декабря 2020 г.) (Excel, 0,3 МБ) [Обновлено: 14 декабря 2020 г.]

    Третий расчетный период (2009–2006 гг., расчет наличными 31 мая 2021 г.):

    • Расчетные корректировки модуля C — сводка за 2009–2006 гг. (2021-01-29) (Excel, 0.4 МБ) [Опубликовано: 29 января 2021 г.]
    • Предполагаемые корректировки модуля C — 2009 г. (21 декабря 2020 г.) (Excel, 0,3 МБ) [Опубликовано: 21 декабря 2020 г.]
    • Предполагаемые корректировки модуля C — 2008 г. (21 декабря 2020 г.) (Excel, 0,3 МБ) [Опубликовано: 21 декабря 2020 г.]
    • Предполагаемые корректировки модуля C — 2007 г. (2021-01-26) (Excel, 0,3 МБ) [Опубликовано: 26 января 2021 г.]
    • Предполагаемые корректировки модуля C — 2006 г. (2021-01-29) (Excel, 0,3 МБ) [Опубликовано: 29 января 2021 г.]

    Пересчитанные коэффициенты убытков

    AESO пересчитывает коэффициенты убытков за каждый год с 2016 по 2006 год в соответствии с решениями Комиссии по коммунальным предприятиям Альберты, упомянутыми выше.Коэффициенты потерь и дополнительная информация, используемая для их определения, публикуются за каждый год по мере их поступления.

    Финансовое обеспечение в связи с процессом переселения Модуля C

    Требования финансового обеспечения AESO изложены в правиле ISO 103.3 и применимы ко всем участникам рынка. В соответствии с правилом ISO 103.3, AESO должен рассчитать финансовые обязательства участника рынка, а затем участник рынка должен предоставить и поддерживать финансовое обеспечение, равное или превышающее сумму его финансового обязательства за вычетом любого необеспеченного кредитного лимита, предоставленного участнику рынка, как определено. в соответствии с этим правилом.AESO не может действовать по своему усмотрению в соответствии с правилом ISO 103.3, чтобы отказаться от изложенных в нем требований. В случае нарушения правил ISO AESO обязана сообщить об этом Администратору по надзору за рынком («MSA»), который в конечном итоге будет нести ответственность за соблюдение правил ISO.

    AESO пересмотрел это требование в свете Модуля C, что приведет к корректировкам начислений и кредитов убытков, которые первоначально были выставлены в счет в течение исторического периода с 1 января 2006 г. по 31 декабря 2016 г.Учитывая уникальные обстоятельства этого переселения за указанный выше исторический период, AESO не считает, что в общественных интересах расчет AESO, а также предоставление и поддержание участниками рынка дополнительных финансовых гарантий. AESO также признает важность минимизации нормативного бремени и затрат для участников рынка с учетом текущей экономической ситуации. Поэтому AESO потребовал от MSA воздержаться от применения Правила ISO 103.3 исключительно в отношении любых корректировок, вытекающих из Модуля C.

    MSA недавно удовлетворил запрос AESO, и условия отказа MSA можно посмотреть здесь. При условии, что отказ MSA остается в силе, AESO не будет запрашивать у участников рынка никаких дополнительных финансовых гарантий, связанных с корректировками, вытекающими из Модуля C.

    План платежей по Модулю C

    В соответствии с решениями Комиссии по коммунальным предприятиям провинции Альберта в ходе разбирательства 790 – Модуль C, AESO разработал и получил одобрение плана платежей для снижения риска того, что расчетный счет модуля C поставит под угрозу финансовую стабильность правомочной стороны.Правомочные стороны, утвержденные для участия в плане платежей, будут оплачивать расчетный счет Модуля C в течение 24 месяцев, включая проценты и сборы.

    Правомочная сторона может подать заявку на участие в плане выплат, заполнив форму Заявление на участие в плане выплат по фактору убытков . Заполненная форма заявки должна быть отправлена ​​по электронной почте по адресу [email protected] в течение 5 рабочих дней после выдачи предварительного заявления об урегулировании по модулю C.

    Инструкции и формы для подачи заявления на план платежей модуля C приведены ниже.

    Запросы на дополнительную информацию можно направлять Николь Кинч, бухгалтерскому отделу AESO, по электронной почте [email protected] или по телефону 403-539-2532.

    Факторы потерь BGE

    Естественно возникают потери в результате транспортировки электроэнергии от электростанций до пунктов утилизации. Эти потери зависят от местоположения и величины нагрузки, а также от уровня напряжения, типа оборудования, размера провода, конфигурации и места генерации.Существуют также потери «холостого хода», связанные с питающими трансформаторами.

    Метод определения потерь

    BGE использует комбинацию общепринятых методов сетевого анализа и приблизительных значений для расчета потерь. Метод состоит из следующих трех основных этапов.

    1. Потери, связанные с основными системами передачи и подсистемами передачи, определяются с использованием пакета PSS/ET Power Technologies, Inc. на основе исторических моделей нагрузки и генерации.Потери, которые варьируются в зависимости от условий нагрузки системы, а также потери трансформатора без нагрузки распределяются между потребителями, подключенными к участкам системы 230 кВ, 115 кВ, 34,5 кВ и 13,8/4 кВ, исходя из общей нагрузки при этом напряжении. Этот метод распределения аналогичен подходу PJM к распределению потерь 500 кВ.
    2. Потери в распределительных линиях аппроксимированы с помощью пакета PTI PSS/U. Эти потери распределяются между первичными и вторичными подключенными потребителями с использованием средней нагрузки системы подключенных потребителей для соответствующих классификаций потребителей.
    3. Потери, связанные с питанием распределительных трансформаторов, а также потери, вызванные нагрузкой распределительного трансформатора, аппроксимируются с использованием данных производителей трансформаторов и средней информации о нагрузке трансформатора для системы. Потери, связанные с нагрузками на вторичные и служебные соединения, аппроксимируются с использованием данных, основанных на средних значениях системы.

    Потери, связанные со сквозным потоком, компенсируются в соответствии с инструкциями и процедурами PJM.

    Полученные коэффициенты потерь оцениваются следующим образом. (Эти коэффициенты потерь не включают потери, связанные с неучтенной энергией)

    Класс напряжения Коэффициент потерь
    Первичное напряжение  
    230 кВ 0,878%
    115 КБ 1.622%
    34 кВ 2,473%
    13 и 4 кВ 3,660%
    Вторичное напряжение 6,665%

    Потери линии: упускают из виду и часто неправильно понимают

    Статья Созвездие