Снижение потерь напряжения – Экономика энергетики

Последовательное соединение конденсаторов весьма эффективно при быстро колеблющейся нагрузке, поскольку регулирующее действие конденсаторов (величина дополнительного напряжения) пропорционально току нагрузки и изменяется автоматически почти без инерции. Поэтому последовательные конденсаторы следует использовать в воздушных линиях 35 кВ и менее, питающих сильно колеблющиеся нагрузки с относительно низким коэффициентом мощности. Они также используются в промышленных сетях с сильно колеблющейся нагрузкой (Конюхова, 2002);

Снижение потерь напряжения

Потери напряжения Δ U Потеря напряжения на участке электрической сети определяется следующим образом:

(13.7)

где Р – активная мощность, кВт; Q – RP, kvar; R и Х соответственно активное и реактивное сопротивления линии электропередачи в Ом; – номинальное напряжение сети, В.

Активное и реактивное сопротивления практически постоянны, а активная и реактивная мощности переменны, причем характер этих изменений может быть различным:

– Если нагрузка изменяется медленно в соответствии с графиком -… изменения напряжения ;

– Если нагрузка быстро меняется – изменения напряжения ;

– Когда нагрузка асимметрично распределена по фазам сети -. Дисбаланс напряжения в трехфазной системе ;

– При нелинейных нагрузках -. Форма кривой несинусоидального напряжения (Ланцов, 2014).

Снижение потерь напряжения достигается путем:

1) выбор сечения проводов линии электропередачи В соответствии с допустимой потерей напряжения;

2) применение продольной емкостной компенсации реактивного сопротивления линии ( X ). Однако это приводит к более высоким токам короткого замыкания при X → 0. Из-за последовательного соединения конденсаторов К (продольная емкостная компенсация), потеря напряжения в линии задается формулой

(13.8)

где – часть индуктивного сопротивления, компенсируемая конденсаторами, Ом; – часть напряжения, соответствует активной мощности, В; – снижение потери напряжения за счет компенсации реактивной мощности, В.

Таким образом, конденсаторы, соединенные последовательно, компенсируют часть индуктивного сопротивления линии, тем самым уменьшая в линии и создается некоторое дополнительное напряжение в линии, зависящее от нагрузки.

Последовательное соединение конденсаторов имеет смысл только при значительной нагрузке RP . Если этот коэффициент близок к нулю, то потери напряжения в линии определяются в основном активным сопротивлением и активной мощностью. В таких случаях компенсация индуктивного сопротивления нецелесообразна.

Последовательное соединение конденсаторов весьма эффективно при сильно меняющейся нагрузке, поскольку регулирующее действие конденсаторов (величина дополнительного напряжения) пропорционально току нагрузки и изменяется автоматически почти без инерции. По этой причине последовательные конденсаторы следует использовать в воздушных линиях напряжением 35 кВ или менее, питающих сильно колеблющиеся нагрузки с относительно низким коэффициентом мощности. Они также используются в промышленных сетях с сильно колеблющейся нагрузкой (Конюхова, 2002);

3) компенсация РП ( Q ) для снижения его передачи через электросети с помощью когенерации и синхронных двигателей, работающих в режиме перегрузки. Регулирующее действие компенсирующих устройств можно определить по формуле

(13.9)

где – мощность блока компенсации.

Помимо снижения потерь напряжения, это один из эффективных способов экономии энергии за счет снижения общих потерь в сети;

4) Регулирование напряжения U в центре питания ( ):

(13.10)

который реализуется трансформаторами, оснащенными устройством для автоматической регулировки коэффициента трансформации в зависимости от нагрузки;

(5) напряжение может регулироваться на промежуточных трансформаторных подстанциях ( ):

(13.11)

с трансформаторами, оснащенными устройствами РПН на обмотках с различными коэффициентами трансформации (переключение без возбуждения, т.е. после отключения от сети).

Первый (/?) и второй (A) методы выбираются во время проектирования сети и не могут быть изменены позже. Третий ( ) и пятый ( ) эффективны

для регулирования во время сезонных изменений нагрузки в сети, но режимы работы компенсирующих устройств должны управляться централизованно, в зависимости от режима работы всей сети. Четвертый метод – регулирование напряжения в центре питания ( ) – позволяет энергокомпании регулировать напряжение в соответствии с графиком нагрузки сети (Ланцов, 2014).

Вычислим[4]: мы написали девять уравнений, содержащих девять неизвестных (два магнитных потока, три тока, четыре индуктивных ЭДС в обмотках).

Слободянюк А.И. Физика 10/18.10

Предыдущая страница

18.10 Линии электропередач

Энергетические ресурсы распределены на Земле неравномерно, поэтому электроэнергия почти всегда вырабатывается в одних местах, а потребляется в других. Поэтому его необходимо передавать, причем часто на большие расстояния. До сих пор не было разработано лучшего способа передачи энергии, чем с помощью многокилометровых линий электропередач – проводов. Даже если проводники в этих линиях изготовлены из алюминия, металла с низким электрическим сопротивлением, потери энергии могут быть очень высокими.

Давайте сделаем простой расчет. Предположим, что электрическая плита с мощностью P = 1 кВт, питается от напряжения питания[1], равного U = 220 В, расположенный на расстоянии l = 1 км, линия электропередачи выполнена из алюминиевого провода радиусом r = 1 мм. Найдем потери мощности при передаче.

Найдите сопротивление электрощита из формулы для мощности тока (P = U2 R) :

Сопротивление линии передачи:

(здесь ρ = 2,8-10-8 Ом-м, что является удельным сопротивлением алюминия; помните, что линия состоит из двух проводов). Относительная потеря передачи рассчитывается по формуле

Впечатляющий результат: потеря энергии составляет 30%! И когда энергия передается на расстояние в сотни или тысячи километров, а передаваемая мощность намного больше киловатта.

Эти расчеты показывают, что снижение потерь энергии при передаче имеет большое практическое значение.

Давайте формализуем эту проблему. Схема простейшей (лучше сказать: примитивной) линии передачи показана на рис. 273. Обозначим: R2 – сопротивление нагрузке, R1 – сопротивление линии передачи. В такой системе коэффициент эффективности (отношение энергии, полученной приемником, к энергии, возвращенной источником) составляет

Также можно ввести коэффициент потерь (отношение энергии, потерянной при передаче, к энергии, отданной источником):

На рисунке 274 показаны графики КПД линии передачи и коэффициента потерь в зависимости от отношения сопротивления линии передачи к сопротивлению нагрузки. Обратите внимание, что сопротивление линии передачи увеличивается с увеличением расстояния (потери возрастают). Кроме того, при увеличении мощности нагрузки ее сопротивление уменьшается – что также приводит к увеличению потерь энергии. Поэтому помните – включив другой электроприбор, вы увеличиваете потери энергии не только в абсолютном, но и в относительном выражении – стоит ли обогревать Вселенную за свой счет?

Выход из этой неприятной ситуации был найден на заре электрической эры. Она включает в себя повышение электрического напряжения в линиях электропередач. Увеличение напряжения приводит к уменьшению тока и, следовательно, к еще большему уменьшению потерь. Однако мы уже говорили об этом в предыдущем разделе.

Поэтому для снижения потерь необходимо увеличить напряжение линии электропередачи. С другой стороны, повышение напряжения в бытовых сетях смертельно опасно – всегда существует опасность непреднамеренного поражения электрическим током.

Поэтому напряжение в бытовых сетях не слишком высокое[2]: 220 В в нашей стране, 127 В в некоторых странах, также используются 110 В, 240 В. Кроме того, создавать электрогенераторы с высоким ЭМП довольно сложно и опасно. Поэтому электроэнергия производится и потребляется при низком напряжении, но передается при высоком напряжении.

Эти обстоятельства привели к тому, что традиционные линии электропередач строятся по схеме, показанной на рис. 275.

Наша задача – проанализировать влияние электрического импеданса линии передачи. R1 в такой системе передачи электроэнергии. Для упрощения расчетов опустим активное сопротивление генератора и всей первичной цепи – обычно его размеры намного меньше длины линии передачи. Будем также считать, что трансформаторы одинаковые, только включены в противоположных направлениях: во сколько раз увеличивается напряжение первого, во столько же раз уменьшается напряжение второго. Кроме того, мы сохраняем существующие обозначения сопротивления нагрузки и линии передачи.

Метод расчета характеристик этой цепи не отличается от метода расчета, который мы использовали ранее, поэтому наше изложение здесь будет более кратким. Мы получим систему уравнений, описывающих характеристики этой цепи, и сразу же построим соответствующие векторные диаграммы для этих уравнений. Возможность использования метода векторного графика обоснована тем, что генератор производит переменную ЭДС, изменяющуюся по гармоническому закону, поэтому все характеристики (токи, напряжения, магнитные потоки, индуктивная ЭДС) также будут изменяться по гармоническому закону на той же частоте.

Как и ранее, в качестве основы для векторных диаграмм возьмем магнитный поток в сердечнике понижающего трансформатора, а его временную зависимость запишем в виде

¯phi_2 = ¯phi_ <20>cos ¯omega t¯ . (3)

Вектор этого колебания представлен в виде горизонтального вектора (рис. 276а). Изменение магнитного потока индуцирует в первичной и вторичной обмотках[3] этого трансформатора ЭДС, которые, согласно закону индукции Фарадея, следующие

¯арепсилон Warepsilon<(2)>_ = -N_2 = N_2 u_ <20> u_omega u_sin u_t = N_2 u_ <20> u_omega u_cos u_left(u_t – u_frac <2>right) _varepsilon<(2)>_. = -N_1 ¯phi’_1 = N_1 ¯phi_ <20> ¯omega ¯sin ¯omega t = N_1 ¯phi_ <20> ¯omega ¯cos ¯left(¯omega t – ¯frac<¯pi> <2>right) ¯end) . (4)

Соответствующие векторы колебаний перпендикулярны вектору колебаний магнитного потока и также показаны на рис. 276a.

ЭДС индуктивности во вторичной обмотке этого трансформатора создает в цепи приемника электрический ток, сила которого определяется законом Ома

Warepsilon<(2)>_ = I_2 R_2) , (5)

который, помимо прочего, утверждает, что вектор колебаний тока в этой цепи имеет то же направление, что и вектор индукции (рис. 276b). Построенные векторы магнитного потока (.

) и текущий I2, позволяют определить направление вектора тока в линии передачи. Для этого используем уравнение, определяющее магнитный поток в сердечнике понижающего трансформатора

¯phi_2 = ¯lambda N_1 I_1 + ¯lambda N_2 I_2 ¯) . (6)

Это уравнение “проиллюстрировано” на рис. 276c, угол между векторами тока линии передачи и магнитного потока (т.е. сдвиг фаз между соответствующими колебаниями) задается (

). Число витков в первичной обмотке этого трансформатора обозначим через N1 и во вторичном N2. Следовательно, коэффициент трансформации равен (

Òкаппа = Òfrac). По нашим предварительным соображениям, этот коэффициент должен быть меньше единицы. Предположим, что повышающий трансформатор также содержит такое же количество обмоток, только в обратном порядке: на первичной обмотке N2, во втором порядке N1.

Перейдем к цепи линии передачи, где ток подчиняется закону Ома

Varepsilon<(2)>_ + ■varepsilon<(1)>_. = I_1 R_1) . (7)

Уже определенные направления векторов тока I1 и ЭДС индукции в первичной обмотке понижающего трансформатора ¯(¯)(¯2) позволяют построить вектор электромагнитного поля во вторичной обмотке повышающего трансформатора ¯(¯varepsilon<(1)>_.Эта ЭДС создается изменяющимся магнитным потоком в сердечнике повышающего трансформатора.

). Вектор этого потока перпендикулярен вектору индукции (.).) (это показано на рис. 276d). Запишем также уравнения закона М. Фарадея, связывающего изменение магнитного потока с ЭДС индукции в обмотках повышающего трансформатора

Как и в любом трансформаторе, векторы колебательной ЭДС в обмотках совпадают (рис. 276d). Поскольку мы пренебрегаем активным сопротивлением в цепи осциллятора (которое можно учесть при необходимости), уравнение закона Ома для этой цепи имеет вид

Varepsilon<(1)>_ + ■varepsilon = 0. (9)

Поэтому вектор колебаний ЭДС ε генератора направлен противоположно вектору ЭДС индукции в первичной обмотке согласующего трансформатора (рис. 276e).

Наконец, запишем уравнение для магнитного потока в сердечнике повышающего трансформатора

¯phi_1 = ¯lambda N_2 I_0 + ¯lambda N_1 I_1 ¯) , (10)

Соответствующая векторная диаграмма показана на рисунке 276g.

Вычислим[4]: мы написали девять уравнений, содержащих девять неизвестных (два магнитных потока, три тока, четыре ЭДС индукции в обмотках).

Таким образом, наша система уравнений является полной и может быть решена. Мы не будем решать эту систему целиком: для анализа потерь мощности в линии электропередачи нам нужно определить только токи в цепи потребителя и в линии электропередачи, поэтому мы ограничиваемся расчетом этих величин. Поэтому стратегия “борьбы с системой уравнений” заключается в том, чтобы как можно быстрее исключить магнитные потоки и индуктивную ЭДС в обмотках трансформатора, выразив их через амплитуды токов и ЭДС искомого генератора.

Начнем со схемы генератора: из уравнения (9) выразим амплитуду ЭДС индукции первичной обмотки повышающего трансформатора

{varepsilon<(1)>_ = {varepsilon_0} , (11)

тогда из уравнений (8) получим амплитуду индуктивной ЭДС во вторичной обмотке

Теперь давайте посмотрим на “другую сторону” приемного контура. Выразим амплитуду индуктивной ЭДС на вторичной обмотке понижающего трансформатора уравнением (5)

и из уравнения (4) амплитуду ЭДС в первичной обмотке:

Мы уже можем рассмотреть уравнение для тока в контуре линии передачи (7), уравнение (теорема косинусов для соответствующего векторного треугольника на рис. 276г) справедливо для амплитуд величин, колеблющихся в этом уравнении:

(¯varepsilon<(1)>_.)2 = (I_ <10>R_1)2 + (∗арепсилон<(2)>_)2 – 2 (∗varepsilon<(2)>_) ∗frac<(2)right) = (I_ <10>R_1)2 + (∗varepsilon<(2)>_)2 + 2 (∗varepsilon<(2)>_) ∗dot (I_ <10>R_1) ∗sin ∗varphi) . (15)

В этом уравнении фазовый сдвиг синуса явно “лишний”, что выразим через амплитуды токов с помощью векторной диаграммы 276с:

За основу возьмем уравнение (15) для единицы и выражение (14) для ЭДС:

¯прямо( ¯varepsilon_0 ¯frac Right)2 = (I_ <10>R_1)2 + ¯left( I_ <20>R_2 ¯frac Right)2 + 2left( I_ <20>R_2 frac right) Δdot( I_ <10>R_1) frac>> = (I_ <10>R_1)2 + I2_ <20> left( R_2 frac R_1)2 + 2 I2_ <20>R_2 R_1) . (17)

В этом уравнении только два неизвестных, и именно они нас интересуют – амплитуды токов. Нам нужно еще одно уравнение того же типа. Мы получаем его из векторной диаграммы для магнитного потока в сердечнике понижающего трансформатора 276 В (теорема Пифагора для векторного треугольника):

¯phi2_ <20>= (¯lambda N_1 I_<10>)2 – (¯lambda N_2 I_<20>)2) . (18)

К сожалению, в этом уравнении появилась амплитуда магнитного потока, поэтому мы должны срочно устранить ее, используя уравнение индукции ЭДС (4):

Подстановка этого выражения в уравнение (18) приводит к искомому уравнению

Левая сторона (I_ <20> ∙frac 2 = (∙lambda N_1 I_<10>)2 – (∙lambda N_2 I_<20>)2) . (20)

Это оставляет нам два уравнения (17) и (20) с двумя неизвестными, решение которых простое. Из (20) следует, что

и подставьте в уравнение (17):

¯лева( ¯varepsilon_0 ¯frac Right)2 = I2_ <20>left(R_1 ¯frac∗right)2 ∗left( 1 + ∗left(∗frac+ I2_ <20>left( R_2 ∗frac) + I2_ <20>left( R_2 ∗frac ■R_1)2 + 2 I2_ <20>R_2 R_1) ,

и получаем выражение для амплитуды тока в цепи приемника:

Наконец, используя уравнение (21), мы получаем выражение для амплитуды тока в линии передачи

Мы достигли цели, но выражения[5] довольно громоздки. Давайте упростим их, используя разумные приближения. Во-первых, предположим, что активное сопротивление нагрузки намного меньше индуктивного сопротивления вторичной обмотки понижающего трансформатора, поэтому пропустим сумму (

Этот метод основан на использовании специальных стабилизаторов напряжения на входе в дом или другое здание. Такие регуляторы бывают как однофазными, так и трехфазными. Они повышают cos и обеспечивают стабилизацию выходного напряжения в пределах + – 5% при колебаниях входного напряжения + – 30%. Их мощность может составлять от сотен ватт до сотен кВт.

Семь способов борьбы с потерями в воздушных линиях электропередачи

Семь способов борьбы с отключениями напряжения в воздушных электросетяхПричины потерь электроэнергии в воздушных линиях и способы их устранения на основе практического опыта.

Каждый, кто владеет домом в сельской местности, живет в частном секторе в городе или строит собственный дом, скорее всего, рано или поздно столкнется с проблемой нестабильной работы электросети. К ним относятся внезапные скачки напряжения, проблемы с защитой оборудования во время гроз и длительные периоды высокого или низкого напряжения в электросети.

Многие из этих проблем связаны с характером воздушных линий электропередачи, другие – с несоблюдением основных правил прокладки и обслуживания линий. К сожалению, в нашей стране все более популярным становится лозунг: “Спасение утопающих – дело рук самих утопающих”. Поэтому рассмотрим эти проблемы и их решения более подробно.

Откуда берутся потери в электрических сетях?

Во всем виноват ом.

Для тех, кто знаком с законом Ома, нетрудно запомнить, что U=I*R. Это означает, что падение напряжения на проводах электрической линии пропорционально ее сопротивлению и протекающему по ней току. Чем больше это падение, тем ниже напряжение на розетках в вашем доме. Поэтому сопротивление линии электропередачи должно быть уменьшено. А его сопротивление складывается из сопротивления питающего и обратного проводников – фазного и нейтрального от трансформатора подстанции до вашего дома.

Неясная реактивная мощность.

Вторым источником потерь является реактивная мощность, или, точнее, реактивная нагрузка. Если нагрузка чисто активная, например, лампы накаливания, электронагреватели, электроплиты, то электроэнергия потребляется почти полностью (КПД более 90%, cos приближается к 1). Но это идеальный случай, обычно нагрузка является емкостной или индуктивной. Реалистично косинус фи Нагрузка зависит от времени и имеет значение от 0,3 до 0,8, если не применяются специальные меры.

При реактивной нагрузке происходит неполное поглощение энергии, отражение от нагрузки и циркуляция блуждающих токов в проводниках. Это вызывает дополнительные потери в проводниках на нагрев, скачки напряжения и тока, что приводит к повреждениям. Например, частично загруженный асинхронный электродвигатель электропилы или пилорамы имеет cos 0,3- 0,5. Помимо тепловых потерь, высокие реактивные нагрузки вызывают большое “вранье” счетчиков электроэнергии.

Из статистики известно, что из-за некомпенсированной реактивной мощности потребитель теряет до 30 % электроэнергии. Для устранения таких потерь используются следующие инструменты компенсаторы реактивной мощности. Такие устройства серийно выпускаются промышленностью. Они варьируются от версий с “одной розеткой” до устройств, установленных на трансформаторе подстанции.

Оборотни в толстовках.

Третьим источником потерь является банальное воровство электроэнергии. Казалось бы, этим должны заниматься правоохранительные органы, но у них нет отделов энергоаудита. Таким образом, потребителю приходится иметь дело и с третьим источником потерь, поскольку по закону он должен иметь общехозяйственный или бытовой счетчик, и за кражу чесоточной овцы платит все стадо.

Оценка потерь в линии на конкретном примере.

Сопротивление линии R=(ρ*L)/S, где ρ – удельное сопротивление материала, из которого изготовлен кабель, L – его длина, S – площадь поперечного сечения. Для меди удельное сопротивление составляет 0,017, а для алюминия – 0,028 Ом*мм2/м. Медь имеет почти вдвое меньшие потери, но она намного тяжелее и дороже алюминия, поэтому для воздушных линий обычно выбирают алюминиевые кабели.

Таким образом, сопротивление одного метра 16 квадратных миллиметров алюминиевой проволоки составляет (0,028 x 1)/16=0,0018 Ом. Давайте посмотрим, каковы будут потери в линии длиной 500 м при нагрузке 5 кВт. Поскольку ток течет по двум проводам, длина линии удваивается, поэтому она составляет 1000 м.

Сила тока при мощности 5 кВт составит: 5000/220=22.7 А. Падение напряжения в сети составляет U=1000×0.0018×22.7=41В. Напряжение нагрузки составляет 220-41=179 В. Это уже меньше допустимого падения напряжения на 15%. При максимальном токе 63 А, на который рассчитана эта линия (14 кВт), то есть когда ближайшие соседи включают свои нагрузки, U=1000×0.0018×63=113 В! Вот почему на моей даче по вечерам почти не горит лампочка!

Способы справиться с потерями.

Первый – самый простой способ справиться с потерями.

Первый метод основан на Уменьшение сопротивления нейтрального провода.. Как вы знаете, ток течет по двум проводникам: нейтральному и фазному. Если увеличение сечения фазного провода обходится довольно дорого (стоимость меди или алюминия плюс демонтажные и монтажные работы), то сопротивление нейтрального провода можно уменьшить довольно просто и очень дешево.

Этот метод использовался с тех пор, как были проложены первые линии электропередач, но сейчас часто не используется из-за “эгоизма” или невежества. Она включает в себя повторное заземление нейтрального провода на каждом столбе линии электропередачи и/или на каждой нагрузке. В этом случае параллельно сопротивлению нейтрального провода между нейтралью трансформатора подстанции и нейтралью потребителя подключается сопротивление заземления.

Если заземление выполнено правильно, т.е. его сопротивление составляет менее 8 Ом для однофазной системы и менее 4 Ом для трехфазной системы, потери в сети могут быть значительно (до 50%) снижены.

Второй простейший метод снижения потерь.

Второй простейший метод также основан на снижение сопротивления. Только в этом случае необходимо проверить оба проводника – нейтральный и фазный. На воздушных линиях, находящихся в эксплуатации, имеются места локального увеличения сопротивления из-за разрывов проводников – скруток, скоб и т.д. В процессе эксплуатации эти места локально нагреваются и еще больше деградируют проводник, создавая угрозу его разрыва.

Эти пятна видны ночью из-за искр и свечения. Необходим периодический визуальный осмотр электролинии и замена особо поврежденных участков или всей линии.

Самонесущие проводники с алюминиевой изоляцией LV-ABC лучше всего использовать для ремонта. Они называются самонесущими, поскольку не требуют стального троса для подвески и не ломаются под тяжестью снега и льда. Эти кабели долговечны (срок службы более 25 лет), а специальные аксессуары позволяют легко и удобно крепить их к столбам и зданиям.

Третий способ справиться с потерями.

Конечно, третий способ – это замена устаревших “воздушных каналов” на новые.

В продаже имеются кабели типов SIP-2A, SIP-3, SIP-4. Сечение кабеля составляет не менее 16 квадратных миллиметров, и он может проводить ток до 63 А, что соответствует 14 кВт в однофазной сети и 42 кВт в трехфазной сети. Кабель имеет двойную изоляцию и покрыт специальным пластиком, который защищает изоляцию кабеля от солнечной радиации. Приблизительные цены LV-ABC можно найти здесь: http://www.eti.su/price/cable/over/over_399.html. Двухжильный кабель LV-ABC стоит от 23 рублей за погонный метр.

Четвертый метод контроля потерь.

Этот метод основан на использовании специальных стабилизаторов напряжения на входе в дом или другой объект. Такие стабилизаторы бывают как однофазными, так и трехфазными. Они повышают cos и обеспечивают стабилизацию выходного напряжения + – 5%, при колебаниях входного напряжения + – 30%. Их мощность может составлять от сотен ватт до сотен кВт.

Вот несколько сайтов, посвященных стабилизаторам: http://www.enstab.ru, http://www.generatorplus.ru, http://www.stabilizators.ru/, http://www.aes.ru. Например, однофазный стабилизатор “Lider”, мощностью 5 кВт, стоит 18500 рублей. Однако следует иметь в виду, что из-за асимметрии фаз и потерь в линии электропередачи напряжение на входе регулятора может упасть ниже 150 В. В этом случае срабатывает встроенная защита, и ничего не остается делать, как снизить потребление электроэнергии.

Пятый способ компенсации потери мощности.

Это способ использование устройств для компенсации реактивной мощности. Если нагрузка индуктивная, например, различные электродвигатели, то конденсаторы; если емкостная, то специальные катушки.

Шестой способ – борьба с воровством электроэнергии.

Опыт показывает, что наиболее эффективным решением является демонтаж электросчетчика из здания и установка его на столбе электропередач в специальной опломбированной коробке. В этой же коробке устанавливается вводной автоматический выключатель с огнестойким УЗО и ограничителями перенапряжения.

Седьмой метод борьбы с убытками.

Этот метод ограничения потерь с помощью трехфазного подключения. Это уменьшает токи на каждой фазе и, следовательно, потери в линии, а также позволяет равномерно распределить нагрузку. Это один из самых простых и эффективных методов. Как говорится: “классика жанра”.

Заключение.

Если вы хотите снизить потери электроэнергии, сначала проведите аудит своих электросетей. Если вы не можете сделать это самостоятельно, в настоящее время существует множество организаций, которые с радостью помогут вам за ваши деньги. Надеюсь, приведенные выше советы помогут вам понять, с чего начать и к чему стремиться. Все в вашей власти. Желаем вам удачи!

Эта статья была опубликована в “Экономия энергии” нет.2’2005

Снижение потерь электроэнергии в электросетях Динамика, структура, методы анализа и действия

Как показывает отечественный и зарубежный опыт, кризисные явления в стране в целом, и в частности в электроэнергетике, оказывают негативное влияние на такой важный показатель энергоэффективности передачи и распределения энергии, как ее потери в электрических сетях.

При этом характерно, что корреляция роста потерь в сетях и кризиса экономики имеет место не только в России и странах СНГ, но и в других странах, вступивших в период перехода от централизованных к рыночным методам управления экономикой. Это, конечно, предполагает ослабление контроля за энергопотреблением в этот период, снижение платежеспособности значительной части потребителей, прежде всего населения, рост хищений энергии, обострение проблем, возникающих из-за несовершенства традиционной системы учета энергии и т.д.

Чрезмерные потери электроэнергии в электрических сетях – это прямые финансовые потери для сетевых компаний. Экономия от снижения потерь может быть направлена на техническое переоснащение сетей, повышение заработной платы работников, улучшение организации передачи и распределения энергии, повышение надежности и качества энергоснабжения потребителей, снижение тарифов на энергию.

Снижение потерь электроэнергии в электрических сетях является комплексной проблемой, требующей значительных капитальных вложений, необходимых для оптимизации развития электрических сетей, совершенствования системы учета электроэнергии, внедрения новых информационных технологий в энергосбытовую деятельность и управление режимами сетей, обучения персонала и оснащения его средствами поверки приборов учета электроэнергии и т.д.

Цель статьи – рассмотреть динамику и структуру потерь электроэнергии в электрических сетях в России и за рубежом, методы анализа и основные мероприятия по снижению потерь в электрических сетях 0,38-110 кВ.

Динамика потерь электроэнергии в российских электросетях в 1994-2003 гг.

Динамика и структура потерь электроэнергии

Динамика потерь электроэнергии в российских электросетях в 1994-2003 годах представлена в таблице [1].

Это показывает, что за данный период разделение электроэнергии в сети увеличилось на 5%, абсолютные потери увеличились на 37%, а относительные – на 31%. При этом, если в середине 1980-х годов потери в сетях Минэнерго бывшего СССР составляли 9,2 %, то в 2003 году они достигли максимального уровня – 13,15 %. В некоторых энергосистемах относительные потери уже превысили 20% и более, в некоторых сетевых компаниях они достигают 40-50%.

Сетевые потери в некоторых энергосистемах

Анализ относительных потерь электроэнергии в энергосистемах в зависимости от доли промышленного потребления (в % от производственного отпуска) (рис. 1) показывает, что чем выше доля промышленного потребления (Тюменьэнерго 70,5%), тем ниже относительные потери – 6,7%. И наоборот, в энергосистемах со значительными нагрузками с небольшими двигателями и бытовыми нагрузками относительные потери электроэнергии намного выше (Дагэнерго, Калмэнерго).

В последние годы, в связи с включением нормативных потерь в тариф на услуги по передаче электроэнергии, возникла опасная тенденция адаптации этих нормативов к фактическим потерям. Такая практика приводит к росту тарифов на услуги по передаче электроэнергии и тарифов на электроэнергию для потребителей. Повышение тарифов на электроэнергию создаст дополнительные стимулы для воровства электроэнергии, что приведет к дальнейшему увеличению потерь и т.д.

Общие технические потери электроэнергии в электрических сетях российских предприятий в 2002 году составили 67,2 млрд. кВтч. Кроме того, потери в магистральных электрических сетях ФСК ЕЭС составили 9,7 млрд. кВтч. Зарегистрированные потери в 2002 году составили 103,1 млрд. кВтч, следовательно, небалансовые или коммерческие потери электроэнергии составляют около 27 млрд. кВтч.

Из общего объема технических потерь около 78% приходится на сети 110 кВ и ниже, из них 33,5% – на сети 0,4-10 кВ. Если учесть, что коммерческие потери в основном сосредоточены в сетях 0,4-10 кВ, то общая доля потерь в этих сетях в общегосударственных потерях составляет около 60%. Учитывая, что по объективным причинам нагрузка на электрические сети 0,4 кВ будет увеличиваться в связи с опережающим ростом потребления электроэнергии в жилых домах, доля потерь в распределительных сетях в ближайшие годы также увеличится. Поэтому необходимо будет увеличить усилия персонала по снижению потерь именно в этом классе напряжения сети.

Для сравнения, на рис. 2, 3 представлены данные об относительных потерях электроэнергии в электрических сетях стран, не входящих в Содружество Независимых Государств. На рисунке 2 показано, что потери электроэнергии в странах Западной Европы, Японии находятся в диапазоне 4,0 – 8,9%. Немного выше – 9,8-11,0% – в Канаде и Новой Зеландии, а также в большинстве стран Африки (рис. 3) [2].

Потери электроэнергии в электросетях в странах дальнего зарубежья

Анализ динамики абсолютных и относительных потерь электроэнергии в российских электросетях, режимов работы сетей и их нагрузки свидетельствует о том, что существенных причин для роста технических потерь практически нет. К ним в первую очередь относятся увеличение потерь электроэнергии на корону в линиях 110 кВ и выше из-за избытка реактивной мощности в часы минимальной нагрузки и увеличение нагрузки на сети низкого напряжения из-за увеличения доли потребления электроэнергии населением. Основной причиной увеличения потерь является рост коммерческой составляющей. Для того чтобы принять меры по сдерживанию этого роста и сокращению потерь, необходимо знать структуру коммерческих потерь.

Относительные потери электроэнергии в африканских электрических сетях

Структура коммерческих потерь электроэнергии

В идеале коммерческие потери электроэнергии в электросети, определяемые расчетами, должны быть равны нулю. В реальности сетевое производство, полезное производство и технические потери измеряются с ошибками. Их различия на самом деле являются структурными компонентами торговых потерь. Они должны быть минимизированы, насколько это возможно, путем принятия соответствующих мер по их снижению.

В целом, компоненты коммерческих потерь электроэнергии можно разделить на три группы:

– вызванные погрешностями измерения электроэнергии, поставляемой в сеть, и электроэнергии, поставляемой потребителям;

– вызванные недополучением продуктивного предложения в результате недостатков в энергосбытовой деятельности и хищений электроэнергии;

– Вызвано задолженностью по оплате электроэнергии.

1. коммерческие потери электроэнергии из-за ошибок измерения электроэнергии, поставляемой в сеть, и электроэнергии, поставляемой потребителям

Ошибки учета электроэнергии можно разделить на более чем 30 компонентов [3].

Наиболее важными компонентами ошибок в системах учета, которые могут состоять из трансформатора тока, трансформатора напряжения, счетчика электроэнергии, линии, соединяющей счетчик электроэнергии с трансформатором напряжения, являются

1) погрешности измерения электроэнергии при нормальных условиях эксплуатации измерительной установки, определяемые классами точности трансформатора тока, трансформатора напряжения и счетчика электроэнергии (допустимые метрологические потери электроэнергии);

2) дополнительные погрешности измерения электроэнергии в фактических ненормальных условиях работы приборов учета, вызванные

– Недооценка коэффициента мощности нагрузки (дополнительная угловая ошибка);

– Влияние магнитных и электромагнитных полей различных частот на счетчик электроэнергии;

– Недогрузка и перегрузка трансформатора тока, трансформатора напряжения и счетчика электроэнергии;

– Дисбаланс и уровень напряжения, подаваемого на систему учета

– Эксплуатация счетчиков электроэнергии в неотапливаемых помещениях с недопустимо низкой температурой окружающей среды;

– Недостаточная чувствительность счетчиков электроэнергии при низких нагрузках, особенно в ночные часы;

3. систематические ошибки, возникающие в результате слишком длительного периода эксплуатации прибора учета. В частности, проведенная Мособлэнергонадзором проверка состояния электросчетчиков у бытовых потребителей в городах Московской области показала, что 81% всех проверенных электросчетчиков требуют замены и не соответствуют требованиям ГОСТ 6570-75 “Электросчетчики активной и реактивной энергии индукционные”. Общие технические условия” в отношении погрешностей измерений. Таким образом, 51 % электросчетчиков имеют отрицательную среднюю погрешность минус 13 %;

4) ошибки, возникающие из-за неправильных схем подключения счетчиков электроэнергии, трансформаторов тока и трансформаторов напряжения, в частности, нарушения фаз при подключении счетчиков;

5) ошибки, вызванные повреждением оборудования для учета электроэнергии;

6) ошибки в показаниях счетчиков электроэнергии, возникающие в результате:

– Ошибки или намеренное искажение показаний счетчиков;

– Неспособность снимать показания счетчиков в одно и то же время или несоблюдение установленных дат снятия показаний или графиков обхода счетчиков;

– Ошибки при определении коэффициентов пересчета показаний счетчиков электроэнергии.

Коммерческие потери в результате занижения объемов производственных поставок из-за недостатков в деятельности энергоснабжающих организаций

Эти потери состоят из нескольких компонентов:

– потери при выставлении счетов;

– Несоответствие между датами показаний счетчика и расчетным периодом;

– Выставление счетов за электроэнергию, потребленную абонентом по договорам на не тарифицированное потребление электроэнергии;

– Наличие потребителей, оказавшихся в затруднительном положении;

– Потери из-за кражи электроэнергии.

2.1 Потери при выставлении счетов вызваны:

1) Неточные данные о потребителях электроэнергии, в том числе:

– Недостаточная или ошибочная информация о заключенных договорах на использование электроэнергии;

– Ошибки при корректировке данных о потребителях и т.д;

2) Ошибки выставления счетов, включая:

– Невозможность выставления счетов потребителям из-за отсутствия точной информации о выставлении счетов и постоянного контроля за обновлением этой информации;

– Отсутствие контроля и ошибки при выставлении счетов клиентам, использующим специальные тарифы;

– Отсутствие контроля и проводки корректировочных счетов-фактур и т.д.

2.2 Несоответствие между расчетным периодом и датами снятия показаний счетчика

Большое количество потребителей и в целом недостаточный штат АО-энерго (контролеры, электрики), а также очень ограниченное использование автоматических систем учета электроэнергии, приводят к тому, что большинство потребителей снимают показания своих счетчиков до расчетного периода или делают это самостоятельно.

В обоих случаях происходит снижение полезной продукции и, соответственно, увеличение коммерческих потерь.

Особенно это касается второго случая, когда показания снимает сам потребитель, что позволяет ему занижать показатели потребления и откладывать оплату.

2.3 Расчет потребления электроэнергии абонентом на основании договоров на поставку электроэнергии без счетчиков

При отсутствии учета электроэнергии абонентом производится расчет потребления, что влияет на правильное определение продуктивного отпуска и, следовательно, на величину коммерческих потерь.

2.4 Потери при торговле электроэнергией, вызванные неработающими клиентами

Кризисные явления в стране, образование новых акционерных обществ привели к тому, что в большинстве энергосистем в последние годы появились жилые дома, общежития, целые усадьбы, не находящиеся на балансе ни одной организации. Электро- и теплоэнергия, поставляемая в эти дома, не оплачивается жильцами. Попытки энергосистем отключить неплательщиков терпят неудачу, поскольку жители подключаются к сети самостоятельно. Электроустановки в этих домах никем не обслуживаются, их техническое состояние грозит выходом из строя и не обеспечивает безопасность жизни и имущества жильцов.

2.5 Потери от хищения электроэнергии в результате незаконных подключений, мошенничества со счетчиками и т.д.

Это одна из самых значительных составляющих коммерческих потерь, которая волнует энергетиков в большинстве стран мира.

Обобщение международного и национального опыта борьбы с хищениями электроэнергии показывает, что с ними сталкиваются преимущественно бытовые потребители. Кражи электроэнергии промышленными и коммерческими предприятиями действительно имеют место, но размер этих краж нельзя считать определяющим.

Кражи электроэнергии демонстрируют достаточно четкую тенденцию к росту, особенно в регионах с плохой подачей тепла потребителям в холодное время года, а также практически во всех регионах в осенний и весенний периоды, когда температура уже значительно снизилась, а отопление еще не включено.

3. Торговые потери из-за несвоевременной оплаты электроэнергии – финансовые потери

Эта составляющая вызвана несвоевременными платежами после наступления срока платежа (включая неодновременную оплату электроэнергии бытовыми потребителями – так называемая сезонная составляющая).

Очень важная составляющая потерь при торговле электроэнергией обусловлена тем, что бытовые потребители объективно не могут одновременно снимать показания своих счетчиков и оплачивать электроэнергию. Как правило, платежи осуществляются с опозданием по отношению к фактическому потреблению электроэнергии, что, естественно, вносит неточности в определение фактического производственного предложения домохозяйствами и в расчет фактического небаланса электроэнергии, поскольку опоздание может составлять 1-3 месяца и более.

Текущая методология балансирования поставок электроэнергии населению основана на фактических платежах и принимается за 100%.

Однако в реальности электроснабжение домохозяйств происходит совершенно иначе, может быть определено очень приблизительно и довольно трудно прогнозируемо по многим причинам:

– Большая часть населения, особенно в сельской местности, платит раз в 2-3 месяца;

– Уровень оплаты зависит от сезона, так как владельцы крыш производят единовременные выплаты в летний период;

– Уровень коммерческих потерь значительно возрастает после повышения тарифов, поскольку население завышает показания счетчиков и оплачивает больше электроэнергии по старым, более низким тарифам. В результате производственное предложение населения увеличивается в месяц, предшествующий повышению тарифов, и снижается в последующие 1-3 месяца.

Хотя недоплату за электроснабжение домохозяйств нельзя считать полной потерей, сложность заключается в ее достоверной оценке, которая может быть выполнена только при определенных допущениях.

Второй составляющей коммерческих (финансовых) потерь являются долгосрочные безнадежные долги и неоплаченные счета:

– неудовлетворительные процедуры взыскания. Это относится и к той части клиентов, которые упорно не платят, имея многомесячную задолженность, которую невозможно принудительно взыскать даже в суде из-за отсутствия дохода по заявлениям судебных приставов;

– Плохое ведение учета неоплаченных счетов и управление платежами, включая потерю платежных документов и т.д.

Энергетические обследования электрических сетей и энергоснабжающей деятельности являются наиболее эффективным методом анализа технических и коммерческих потерь

Для определения приоритетности и последовательности внедрения мероприятий по снижению потерь необходимо тщательно проанализировать энергетические балансы электрических сетей в целом и их отдельных узлов (подстанций); техническое состояние, условия эксплуатации и погрешности приборов учета электроэнергии (трансформаторов тока и напряжения и счетчиков); организацию работ по внедрению мероприятий по снижению потерь. Другими словами, необходим достаточно подробный энергоаудит электрических сетей.

Необходимость проведения энергетических обследований для энергосбережения подтверждается не только опытом передовых предприятий и организаций, но и важнейшими государственными документами, а также рядом государственных стандартов.

Энергетические обследования должны проводиться в соответствии с Федеральным законом “Об энергосбережении”, Постановлением Правительства РФ от 2.11.1995 № 1087 “О неотложных мерах по энергосбережению”, а также в соответствии с Правилами проведения энергетических обследований организаций, утвержденными Минтопэнерго России 25.03.1998.

При проверке электрических сетей необходимо провести анализ:

– приведены данные по балансам и потерям электроэнергии в электрических сетях, результаты расчетов технических и коммерческих потерь электроэнергии и программное обеспечение для этих расчетов;

– системы для коммерческого и технического измерения электроэнергии

– организация управления сбытом электроэнергии;

– Режимы работы электрических сетей и качество электроэнергии;

– Техническое состояние основного оборудования электрических сетей;

– Меры по снижению потерь и повышению качества и эффективности электроэнергии.

Согласно энергетическим исследованиям, проведенным во многих электросетевых компаниях, меры по снижению потерь электроэнергии можно разделить на шесть групп:

1. меры по оптимизации режимов электрических сетей и улучшению их работы.

2. мероприятия по строительству, реконструкции, техническому перевооружению и развитию электрических сетей, внедрению энергосберегающего оборудования.

3. меры по улучшению биллинга и технического измерения, метрологического обеспечения измерения мощности.

4. меры по улучшению расчета нормативных потерь, балансов мощности для питающих линий, центров питания и всей энергосистемы.

5. меры по выявлению, предотвращению и сокращению хищения электроэнергии.

6. Действия, направленные на улучшение организации труда, стимулирование снижения потерь, повышение квалификации персонала, контроль эффективности его действий.

Литература

1 Лисицын, Н.В. Анализ динамики потребления электроэнергии в России в 1990-2001 годах // Энергетик. 2003. № 1. С. 3-7.

2. зарубежные энергетические объединения / А.Ф. Бондаренко, Н.В. Лисицын, Ф.Ю. Морозов. Москва: Издательство ЭНАС, 2001.

3. Zagorski Y. T., Komkova E. V. Пределы погрешности измерений при расчетном и техническом учете электроэнергии // Электричество. 2001. № 8. С. 14-17.

Поделитесь этой статьей в социальных сетях:

Все иллюстрации были приобретены в банке изображений Depositphotos или предоставлены авторами публикации.

Эта статья была опубликована в “Энергосбережение” нет.2’2005

распечатка статьираспечатать статью –>

Обсуждение на форумеОбсуждение на форумеПредыдущая статьяСледующая статья – Торговые убытки. Один из основных видов потерь, связанных как с хищением электроэнергии, так и с проблемой в организации учета потребления электроэнергии. Этот вид убытков нельзя определить самостоятельно, и математически он будет рассчитан как разница между показанными убытками и суммой первых трех видов убытков, показанных в первых трех пунктах.

Научная статья на тему “Современные способы снижения потерь электроэнергии в линиях электропередачи”.

СОВРЕМЕННЫЕ МЕТОДЫ ОГРАНИЧЕНИЯ ПОТЕРЬ ЭЛЕКТРОЭНЕРГИИ

ПОТЕРИ МОЩНОСТИ В ЛИНИЯХ ЭЛЕКТРОПЕРЕДАЧИ

1 2 Белицын И.В. , Белицын А.И.

1Белицын Игорь Владимирович – кандидат педагогических наук, доцент, кафедра электроснабжения промышленных предприятий, Федеральное государственное бюджетное образовательное учреждение высшего профессионального образования Алтайский государственный технический университет имени И.И. Ползунова. I.I. Алтайский государственный технический университет имени И.И. Ползунова;

2Белицын Александр Игоревич – ученик 11 Б класса, средняя школа № 101, г. Барнаул

Аннотация: В статье рассматривается тема снижения потерь электроэнергии. Систематизированы методы снижения потерь электроэнергии в линиях электропередачи. Также рассматриваются основные виды фактических потерь электроэнергии.

Ключевые слова: потери электроэнергии, виды потерь, методы снижения потерь.

Процесс производства и передачи электроэнергии – сложный технический процесс, из-за недоиспользования других ресурсов мы сталкиваемся с такой проблемой, как потери той самой энергии, которую мы передаем потребителю. В результате потребитель получает лишь часть энергии, поступающей в сеть. Разница между произведенной и полученной энергией представляет собой фактические (заявленные) потери.

Все фактические потери можно разделить на следующие виды:

– Технологические потери. Этот вид потерь возникает в электрических сетях во время передачи энергии потребителю, вследствие преобразования части передаваемой энергии в тепло в элементах сети.

– Потери, определяемые допустимой погрешностью системы учета. Зависит от климатических условий и режимов работы прибора.

– Потребление для собственного использования подстанции. Электроэнергия, используемая для технической эксплуатации подстанции. Показания регистрируются счетчиками, установленными на вспомогательных трансформаторах.

– Коммерческие потери. Один из основных видов потерь, связанный как с хищением электроэнергии, так и с проблемой в организации учета потребления электроэнергии. Этот вид убытков не может быть определен самостоятельно и математически рассчитывается как разница между показанными убытками и суммой первых трех видов убытков, указанных в первых трех пунктах.

Все потери, о которых говорилось выше, будут составлять экономический показатель. И результат, не превышающий 10%, можно считать максимально допустимым, но эта цифра условна, так как зависит от многих факторов при проектировании энергосистемы. Потери электроэнергии можно разделить на три основных фактора:

1. хищение электроэнергии, неучтенное подключение к сети.

2. технические потери из-за недооценки продуктивного отпуска электроэнергии в сеть.

3. ошибка между фактически поставленной в сеть электроэнергией и электроэнергией, поставленной потребителю.

Завышение процента потерь указывает на существующие проблемы в системе электроснабжения, например, непроизводительное или устаревшее электрооборудование, существующие организационные проблемы при сборе платы за передачу с потребителей. В сочетании всех вышеперечисленных коммерческих проблем мы получаем, что сеть с высоким процентом потерь будет неэффективной.

Для снижения технических потерь электроэнергии рекомендуются следующие методы:

1. модернизация (замена) электрооборудования.

2. разумный выбор трансформатора.

3. компетентная работа диспетчерского персонала. Постоянное обучение, развитие персонала, так как работа диспетчера в конечном итоге зависит от выбранного режима работы оборудования.

4. рациональный выбор сечения проводника при проектировании, в процессе эксплуатации для уменьшения потерь можно заменить его большим сечением.

5. Сокращение времени, необходимого для обслуживания оборудования, что поможет снизить потребление электроэнергии для собственных нужд.

6 Периодический визуальный осмотр воздушных линий для выявления мест, где может произойти разрыв, часто из-за существующих скруток. При осмотре в ночное время на таких участках будет наблюдаться сильное искрение, и либо участок сети, либо всю линию необходимо заменить.

Также можно снизить потери на этапе проектирования, используя эффективное расстояние передачи при правильном напряжении, так как при передаче на большие расстояния большое количество энергии расходуется впустую. Поэтому поступающая энергия должна быть преобразована в 6-10 кВ в конечной точке, а затем снова преобразована в 0,4 кВ для распределения потребителю. Все эти действия также приводят к потерям, но их можно уменьшить при правильном проектировании.

Однако основным видом коммерческих потерь является хищение электроэнергии, которое можно разделить на три основных способа:

1. механический. Прямое вмешательство в работу счетчика электроэнергии, например, остановка вращения циферблата (в индуктивных счетчиках), нарушение пломбы, этот вид хищения можно определить визуально.

2 Магнитный. Вскрытие путем приближения неодимового магнита к счетчику, в настоящее время этот метод менее популярен благодаря использованию антимагнитных пломб, которые имеют индикатор, срабатывающий при приближении магнита.

3. электрический. Использование специальных устройств, для полной или частичной компенсации, или фальсификация непосредственно через линию электропередачи путем “проброса” кабелей в счетчик. Этот вид хищения можно обнаружить с помощью инструментальных проверок и визуального снятия показаний счетчиков.

Для борьбы с этим видом коммерческих потерь используются следующие методы:

1. Использование счетчиков электроэнергии высокого класса точности. Наиболее приемлемый класс точности в настоящее время составляет 0,5.

2) Использование автоматизированных систем учета электроэнергии в коммерческих целях, таких как ASCE. Система используется для контроля показаний

Система служит для контроля показаний приборов учета, то есть для исключения возможности как хищения, так и занижения показаний счетчиков электроэнергии.

3. регулярные объезды проблемных потребителей и участков с большими коммерческими потерями.

4. использование новых технологий для определения недоучета электроэнергии. Представленные меры являются лишь частью мер, которые необходимы

Представленные меры являются лишь частью мер, необходимых для борьбы с потерями электроэнергии в сети, но их реализация позволит не только снизить потери, но и улучшить работу энергосистемы, использовать более совершенное оборудование и т.д. Все меры, рассмотренные в данной статье, требуют финансовых вложений и в конечном итоге приводят к увеличению экономической составляющей и улучшению качества передаваемой электроэнергии, поставляемой потребителю.

1) Белицын, И.В. Методы и способы снижения дисбаланса напряжения воздушной линии электропередачи / И.В. Белицын // Международная научно-практическая конференция “Прикладные и теоретические исследования”. Самара. ЦНИК “Наука и просвещение”, 2017 г. С. 27-30.

2) Белицын И.В. Качество электроэнергии в распределенной генерации // М74 Модернизация и инновационное развитие топливно-энергетического комплекса: Материалы международной конференции, 2018. С. 69.

3) Белицын И.В. Проблемы контроля и анализа показателей качества электроэнергии и пути их решения / И.В. Белицын, Д.В. Рысев // Омский научный вестник, 2017. № 6. С. 53-58.

4 Белицын И.В., Котугин Е.А. Способ повышения точности измерений показателей качества электроэнергии // Мониторинг. Наука и техника, 2017. № 4. С. 47-52.

5 Белицын, И.В. Электромагнитная совместимость линии электропередачи с техническими системами / И.В. Белицын, Е.О. Мартко, А.Н. Попов. Вычислительные нанотехнологии, 2018. 1. 158-164.

Существует две возможности снижения потерь электроэнергии: уменьшение сопротивления проводников линии электропередачи и уменьшение протекающего в ней тока.

Как практически снизить потери напряжения в сети

Существует два способа снижения потерь электроэнергии: уменьшение сопротивления проводников линии электропередачи и уменьшение тока в линии.

Для уменьшения сопротивления линии используются проводники из материала с низким удельным сопротивлением (обычно медь или алюминий) и увеличивается площадь их поперечного сечения. Однако этот метод неэффективен – провода должны иметь малую массу.

Давайте рассмотрим вторую возможность. Увеличение напряжения с помощью трансформатора сопровождается уменьшением тока. Поэтому, прежде чем ток от генератора достигнет линии электропередачи, он должен быть преобразован в высокое напряжение (и низкий ток). Для этого на территории электростанции устанавливаются повышающие трансформаторы (повышающие подстанции).

Из-за высокого напряжения электроэнергия, передаваемая по линиям электропередач, не может быть использована потребителями напрямую, поэтому напряжение снижается в месте потребления. Для этого используются понижающие трансформаторы. Снижение напряжения происходит в несколько этапов.

 

Читайте далее:
Сохранить статью?