Энергетические балансы. Классификация видов потерь электроэнергии и их терминологическое определение

Потери электроэнергии за время Т в последовательных элементах схем замещения определяются как

Рис. 5.11. Зависимость времени потерь от годовой продолжительности использования максимума активной нагрузки.

          В обычных расчетах изменения во времени напряжения в сети и сопротивления проводников (за счет изменения их температуры в зависимости от проходящего тока и температуры окружающей среды) не учитывается. Изменения нагрузки учитывают, используя значения потерь мощности при максимальной нагрузки элемента ΔΡ_мах и годовое время максимальных потерь τ (сокращенно – время потерь). Тогда потери энергии за год составят:

где  индексом max обозначены величины, относящиеся к режиму максимальной нагрузки; R – сопротивление элементов сети, соответствующее температуре провода +20˚С; α_t=R_СРГ/R учитывает отличие активного сопротивления проводов Rсрг при среднегодовой температуре t_СРГ от принятого в расчетах. Если R определено по (5.1), т.е. для t= +20˚С, то для районов с t_СРГ выше +5˚С значение α_t  можно принимать равным 1,0, для Москвы – 0,94, Свердловска  -  0,93, Иркутска – 0,89, Якутска – 0,87.

Зависимость времени потерь τ от годового числа часов использования максимума активной нагрузки Т_МАХ для условия

cos φ_{MAX =} cos φ_t = cos t приведена  на рис.5.11. Эта же кривая с некоторым приближением соответствует и условию cos φ_t ≠  cos t, если значения коэффициентов мощности в максимум нагрузки и средневзвешенного за год различаются менее чем на 0,04-0,05, что практически имеет место в большинстве случаев. Таким образом, влияние перетоков рективной  мощности на потери энергии учитывается в исходном значении потерь мощности при максимальной нагрузке ΔΡ_МАХ .

           Зависимость времени потерь от параметров, характеризующих  конфигырацию годового графика передаваемой активной мощности Т_МАХ и  Ρ_МIN  / Ρ_МАХ , устанавливает также следующее выражение:

Суммарные годовые потери энергии, МВт · ч, в различных элементах сети определяются по следующим формулам:

в воздушных линиях электропередачи где ΔР_кор  - среднегодовые потери мощности на корону, МВт  (см.табл. 7.7)

в кабельных линиях электропередачи

где в двухобмоточных трансформаторах и автотрансформаторах

где ΔР_Х – потери ХХ (потери в сали), МВт;  ΔР_н – потери КЗ, МВт;

в трехобмоточных трансформаторах и автотрансформаторах

где индексами 1,2 и 3 обозначены величины, относящиеся соответственно к первичной, вторичной и третичной обмоткам; в обычных расчетах принимается τ₁  = τ₂  = τ₃ ;

          в синхронных компенсаторах где ΔР_НОМ – потери мощности в компенсаторе при Q_НОМ  (для крупных СК равны 1-1,5% Q_СК ); k_П – коэффициент, учитывающий долю потерь, независящих от нагрузки, обычно равен 0,3-0,5; Т_СК   - время работы компенсатора; Q_НАГР / Q_СК  - коэффициент нагрузки в максимальном режиме; τ_СК =0,2 Т_СК; в зоне наиболее вероятных значений    Т_СК   = 4000 –8000; при этом допущении (5.75) принимает вид

          в батареях конденсаторов

      где Т_Б – время работы батареи. Оно принимается равным 7000ч для нерегулируемых батарей и 5000-6000ч для регулируемых;

в реакторах

        где ΔР_Р – потеря мощности в реакторе при U_НОМ (см.табл.6.31-6.35);  Т_Р – время работы реактора в течение года. Для отключаемых шунтирующих реакторов  Т_Р  равно 6000 ч при Т_МАХ  ≤ 4000 и 3000-5000 с при Т_МАХ > 4000; для неотключаемых реакторов Т_Р  = 8760 ч.

В технико-экономических расчетах (см.§ 8.4) суммарные потери подразделяют на переменные и постоянные ΔW^/  и  ΔW^//  , обусловленные соответственно потрерями мощности, зависящеми и не зависящими от нагрузки (потери в поперечных и продольных ветвях схем замещения