Потери напряжения в низковольтных распределительных электрических сетях: y_kharechko — LiveJournal

Электроустановку здания, как правило, подключают к низковольтной распределительной электрической сети, которая состоит из понижающей трансформаторной подстанции (например, 10/0,4 кВ) и подключённой к ней воздушной (ВЛ) или кабельной (КЛ) линии электропередачи. При проектировании низковольтной распределительной электрической сети следует обеспечить нормируемые отклонения напряжений в точках подключения к ней электроустановок зданий. Согласно требованиям ГОСТ 29322–2014 (IEC 60038:2009) «Напряжения стандартные» напряжение в точке подключения однофазной электроустановки здания к низковольтной распределительной электрической сети должно быть равным, например, 230 В ± 10 %, трёхфазной – 400 В ± 10 % (см. http://y-kharechko.livejournal.com/5633.html).
Наибольшие напряжения в низковольтной распределительной электрической сети будут наблюдаться около источника питания при минимальной нагрузке, наименьшие напряжения – на конце ВЛ или КЛ при максимальной нагрузке. Поэтому напряжение в точке подключения электроустановки здания около источника питания должно быть не более 230 В + 10 % и 400 В + 10 %, а в наиболее удалённой точке подключения – соответственно не менее 230 В – 10 % и 400 В – 10 %. Нормируемые отклонения напряжений можно обеспечить, если потери напряжения в низковольтных распределительных электрических сетях не превышают 20 % от номинального напряжения.
Рассмотрим, как нормируют максимально допустимые потери напряжения в низковольтных распределительных электрических сетях.
В п. 7.23 Свода правил по проектированию и строительству. Проектирование и монтаж электроустановок жилых и общественных зданий (СП 31-110–2003) сказано, что, «… суммарные потери напряжения от шин 0,4 кВ ТП до наиболее удаленной лампы общего освещения в жилых и общественных зданиях не должны, как правило, превышать 7,5 %».
Это требование воспроизведено в п. 8.23 новых СП 256.1325800.2016 «Электроустановки жилых и общественных зданий. Правила проектирования и монтажа» (см. http://y-kharechko.livejournal.com/31515.html): «Суммарные потери напряжения от шин 0,4 кВ ТП до наиболее удаленного осветительного прибора общего освещения в жилых и общественных зданиях не должны, как правило, превышать 7,5 %».
Таким образом, оба СП предписывают обеспечить суммарные потери напряжения в низковольтных распределительных электрических сетях и подключённых к ним электроустановках зданий, не превышающие 7,5 %. Однако в приложении А ГОСТ 29322 сказано, что стандартом МЭК 60364-5-52:2009 «Низковольтные электрические установки. Часть 5-52. Выбор и монтаж электрического оборудования. Системы электропроводок» «для электроустановок, подключаемых к электрическим сетям общего пользования, установлены следующие максимальные падения напряжения: для электрических светильников – 3 %, для других электроприемников – 5 %». Следовательно, на низковольтную распределительную электрическую сеть остаётся только 2,5 % допустимой потери напряжения. Поэтому процитированные требования СП следует рассматривать в качестве ошибки.
Аналогичная ошибка допущена в приложении G ГОСТ Р 50571.5.52 (см. http://y-kharechko.livejournal.com/15513.html), в котором нормировано «падение напряжения между источником питания и любой точкой нагрузки». В требованиях первоисточника – стандарта МЭК 60364-5-52 здесь указан ввод электроустановки. То есть международный стандарт установил максимально допустимые падения напряжения только в низковольтной электроустановке.

Заключение. Максимально допустимые потери напряжения в низковольтной распределительной электрической сети равны 20 % номинального напряжения.

Допустимые Потеря напряжения в сети

    Для подачи к электроприемникам напряжения, близкого к номинальному, в числе прочих мер площадь сечения проводников следует выбирать таким образом, чтобы потеря напряжения в них не превышала некоторого допустимого значения. Так как отклонения напряжения зависят от потерь напряжения и одновременно с ограничением последних принимаются меры по регулированию напряжения трансформаторов путем изменения их коэффициентов трансформации, то расчет местных сетей на потерю напряжения дает возможность обеспечить отклонения, не выходящие за допустимые пределы. Соответственно и выбираются допустимые потери напряжения в элементах сети для каждого конкретного случая. Практически потеря напряжения принимается в воздушных линиях напряжением 6—10—35 кВ — 8%, в кабельных — 6%, в сетях 380 и 220 В на всем их протяжении (от ТП до последнего электроприемника)—5—6% от номинального напряжения.  [c.25]

    Общие положения. Потери напряжения в линиях ПУЭ не нормируются, так как имеются рациональные средства регулирования напряжения, в их числе ручное или автоматическое переключение ответвлений на обмотках высшего напряжения трансформаторов, включение на параллельную работу линий и трансформаторов и т. д. Определим максимально допустимую потерю напряжения в звене сети любого напряжения, включающую элементы трансформатор—линия — электроприемник, или генератор — линия — электроприемник. Учитывая, что выходное напряжение генератора или вторичной обмотки трансформатора превышает номинальное напряжение сети на 5% пределы регулирования сети составляют 5% потери напряжения в трансформаторах не превосходят 5% допускаемое отклонение у электроприем-ников составляет 5%, нетрудно определить, что допустимые потери напряжения в линии составят без регулирования 5%, а при регулировании 10%. При этом (сеть без регулирования напряжения) напряжение первичной обмотки приемного трансформатора будет равно номинальному, что в свою очередь гарантирует напряжение вторичной его обмотки на 5% выше номинального. 

[c.76]

    Допустимые потери напряжения в сетях [c.102]

    Здесь рассматриваются расчеты по выбору площади сечений проводов линий местных сетей напряжением до 35 кВ. Обычно площадь сечения проводов сначала определяется по условиям экономической выгоды (экономический расчет), а затем проверяется по нагреву, потере напряжения, а в ряде случаев и по тепловой устойчивости действию токов короткого замыкания (электрический расчет).

Воздушные линии, кроме того, рассчитываются на механическую прочность и на соответствие стрел провеса проводов допустимым значениям с выбором необходимых типов опор (механический расчет). [c.21]

    В силовых сетях в процентах от номинального напряжения сети 8% для нормальных условий, 12% при аварийных режимах. Допустимая потеря напряжения при запуске короткозамкнутых электродвигателей до 15% от номинального напряжения при редких пусках и до 10% при частых пусках.  [c.31]

    Питание жилых домов высотой до 5 этажей включительно. Для питания таких зданий при отсутствии в квартирах электроплит применяются магистральные петлевые схемы с резервной перемычкой или без нее. Такая простейшая схема кабельной сети показана на рис, 7.1. Резервная перемычка 8 подключается при выходе из строя любой из питающих линий 9 или 10, которые должны рассчитываться на прохождение по ним тока аварийного режима и по допустимым потерям напряжения.

 [c.132]

    Ток от генератора к ваннам передается преимущественно медными шинами (плоскими полосами) или медными проводами круглого сечения. Поперечное сечение проводников рассчитывается в соответствии с силой пропускаемого тока. При расчете исходят из допустимого падения напряжения в сети (обычно 10%), длины сети и сопротивления проводников. Круглую медь применяют для силы тока примерно до 600 а, а для силы тока более 600 а применяют медные шины. В зависимости от условий, в шине бывает от 1 до 5 полос. Правильный расчет проводов и максимальное сокращение потерь электроэнергии в сети постоянного тока имеет для цеха хромирования большое значение, потому что применяется ток низкого напряжения, но значительной силы. 

[c.149]

    При расчете электрических сетей по потерям напряжения всегда возникает вопрос о допустимой (располагаемой) потере напряжения. Эта величина не является постоянной. Как уже отмечалось, напряжение холостого хода на шинах низкого напряжения трансформаторов принимается равным 105 % номинального. Тогда обшая потеря напряжения в сети, В, до наиболее удаленного электроприемника, включая потерю напряжения в трансформаторе, составляет [c.195]

    Приведенные наибольшие допустимые (располагаемые) потери напряжения являются предельными и учитывают лишь требования ПУЭ о наибольших допустимых отклонениях напряжения на зажимах электроприемииков от номинального. В ряде случаев эти предельные значения могут оказаться выше значений, отвечающих наименьшим приведенным затратам, т. е. экономически выгодных и соответствующих оптимальным схемам сетей. При проектировании следует стремиться к выбору схем, близких к оптимальным значениям допустимых потерь напряжения и их распределению по элементам сети. [c.196]

    Распределение допустимых потерь напряжения по участкам сети целесообразно производить по условиям наибольшей экономичности (по наименьшим расчетным затратам). Эти вопросы рассматриваются в гл. 16. Во многих случаях условие экономии цветных металов не соответствует минимальным расчетным затратам, однако вопросы экономии цветных металлов все еще являются актуальными, поэтому расчет сети по наименьшему расходу цветного металла следует считать целесообразным.

 [c.206]

    Пример 11.2. Выполнить расчет питающей четыре спроводной линии в 16-этажном жилом доме. Дом оборудован стационарными электрическими плитами установленной мощностью 5,8 кВт. Напряжение сети 380/220 В допустимую потерю напряжения в линии принять 2,3 %. Защиту линии и стояков выполнить автоматическими вьниючателями 

[c.210]

    Примечания 1. Пределы допустимых потерь напряжения определены только по экономическому критерию (наименьшим приведенным затратам). При этом в большинстве случаев суммарные потери напряжения не выходят за пределы допустимых по ПУЭ. Однако для весьма протяженных линий и высоких зданий и прн значительном удалении от ТП (что возможно в редких случаях) суммарные потери напряжения по табл. 16.1 могут оказаться выше допустимых по ПУЭ. В Этих случаях их следует пропорционально уменьшить до пределов, предусмотренных ПУЭ. 2. По опыту проектирования, потерн напряжения во внут-рнквартириых групповых линиях общего освещения могут приниматься равными 0,8—1 %.

Потери иапряжеиня в штепсельной сети и линиях питания электроплит в этих случаях можно не рассматривать, поскольку они не выходят за пределы, установленные соответствующими ГОСТ. 3. Как правило, приведенное в табл. 16.1 распределение потерь напряжения незначительно отклоняется от распреде-леиня, рассчитанного по наименьшему расходу цветного металла (см. гл. 11). [c.253]

    Распределительные сети обычно состоят из сетей двух напряжений. причем связь осущесталяется без регулированля напряже ння под нагрузкой. Чтобы упростить расчеты, целесообразно каждое из этих звеньев распределительной сети рассматривать отдельно. Подберем допустимые потери напряжения прн наибольших нагрузках в каждом звене, т. е. в распределительной сети одного напряжения, учитывая указанные выше условия, которые должны соблюдаться в центрах питания, и предельно допустимые отклонения напряжения у нагрузок. 

[c.104]

    Отклонения напряжения у электро-приемников от номинального допускаются в пределах от — -5 до —2,5% при освещении помещений холодильников от -)-5 до —5% при аварийном и наружном освещении, а также в жилых зданиях до 5%, а в отдельных случаях до — -10% для питания силовых электроприемников. Значительное повышение напряжения у двигателей увеличивает потребление ими реактивной мощности из сети и их нагрев вследствие роста потерь в стали. Понижение напряжения вызывает снижение вращающего момента и мощности двигателя в квадратичной зависимости от напряжения. Одновременно увеличивается ток, а также нагрев двигателя за счет роста потерь в меди. Периодические или резкие изменения нагрузки сети также могут вызвать колебания напряжения. Последние вредно сказываются на изменении силы света ламп, что вызывает утомляемость зрения и снижение производительности труда. Величина допустимых колебаний напряжения ограничивается для ламп в производственных помещениях не болое 4%, а в жилых зданиях не более 2,5% при повторяемости до 10 раз в час для электродвигателей, пускаемых без нагрузки, не более 15%, а пускаемых под нагрузкой (лифты) не более 10% от номинального напряжения сети. 

[c.157]

    При полной нагрузке трансформатора и коэффициенте моишо-сти os

потеря напряжения в трансформаторе составит 0,8(2,5ч-1,2)+0,6(3,7- 6. 4) =4,2-5-4.8%. Поэтому в распределительных сетях двух напряжений может быть потеряно 17,5— (4,2-i-4.8) = 13,3- 12,7%. Для того чтобы разделить эти потери между сетями высшего и низшего напряжения, рекомендуется исходить яз следующих значений нанбольшей допустимой потери мапряжения  [c.105]

    Суммарные потери напора в водопроводных сетях в падавляю-щем большинстве случаев исчисляются десятками метров. В отдельных случаях эти суммарные потери напора могут достигать 100 м. При суммарном падении напряжения в линиях электромодели в пределах 100—1 ООО е масштаб моделирования оказывается возможным принимать в пределах от 1 ж = 1 в до 1 л = 10 в. При выявлении погрешности в определении потерь напора замером падения напряжения на электромодели нами было установлено, что для определения потерь напора с погрешностью не более 0,1 -м и масштабе моделирования 1 -и = 1 в максимальная допустимая мощность срабатывания реле должна быть около 10 вт, а при той же погрешности и масштабе 1. и = 10 в — примерно 10 вт. [c.31]

---

Нормирование потерь в осветительных сетях

    Потери напряжения в осветительных сетях приводят к снижению светового потока у наиболее удаленных от источника питания светильников. Поэтому в процессе проектирования освещения всегда следует рассчитывать величину ожидаемых потерь, в первую очередь в наиболее протяженных и нагруженных линиях. Способы расчета потерь в зависимости от схемы групповой линии подробно изложены в статье Расчет потерь в кабеле. В данной работе рассмотрим вопросы нормирования допустимых потерь.

    Выполнять электрические сети с потерями, не превышающими допустимый уровень, необходимо для обеспечения требований по отклонению напряжения от номинального значения на зажимах силовых электроприемников и наиболее удаленных светильников. Для общественных и жилых зданий в соответствии с первым абзацем пункта 7.23 Свода правил СП 31-110-2003 отклонения напряжения не должны превышать в нормальном режиме ±5%, а предельно допустимые в послеаварийном режиме при наибольших расчетных нагрузках — ±10%. В сетях напряжением 12-50 В (считая от источника питания, например понижающего трансформатора) отклонения напряжения разрешается принимать до 10%.

    Для осветительных сетей промышленных предприятий допускают аналогичные (±5% в нормальном режиме и ±10% в послеаварийном) отклонения напряжения от номинального значения. Данные требования можно найти в нормах технологического проектирования (НТП) «Проектирование осветительных электроустановок промышленных предприятий. Внутреннее освещение. 1996. ВНИПИ «Тяжпромэлектропроект»».

    Выполнить приведенные требования при проектировании освещения проектировщик может лишь при условии, что службы эксплуатации электростанций и подстанций осуществляют регулировку напряжения в соответствии с пунктом 1.2.23 ПУЭ: «Устройства регулирования напряжения должны обеспечивать поддержание напряжения на шинах напряжением 3-20 кВ электростанций и подстанций, к которым присоединены распределительные сети, в пределах не ниже 105 % номинального в период наибольших нагрузок и не выше 100% номинального в период наименьших нагрузок этих сетей».

    Так как проектировщик осветительной сети не может отвечать за действия служб эксплуатации подстанций, то в проекте освещения выполняется только расчет потерь напряжения.

     В России главный законодатель по проектированию освещения, по существу, отсутствует, и, как следствие, вводимые в ГОСТы требования по потерям в осветительных сетях ни с кем не согласовываются. Поэтому в действующих на сегодняшний день ГОСТах и других руководящих документах можно найти различные подходы к нормированию потерь. Особенно сложно воспринимаются ГОСТы, представляющие собой перевод на русский язык международных стандартов МЭК, которые утверждены и введены в действие в России. В силу несоответствия некоторых технических понятий и определений в разных языках такие переводы часто вызывают неоднозначность принятых в них норм.

    В своде правил по проектированию и строительству СП 31-110-2003, требования которого учитывают и проектировщики, и инспекторы Ростехнадзора, в третьем абзаце пункта 7. 23 установлена норма: «С учетом регламентированных отклонений от номинального значения суммарные потери напряжения от шин 0,4 кВ ТП до наиболее удаленной лампы общего освещения в жилых и общественных зданиях не должны, как правило, превышать 7,5%». Здесь словосочетание «как правило» означает, что данное требование является преобладающим, а отступление от него должно быть обосновано.

    Допустимые потери в кабелях питающей сети (от шин 0,4 кВ ТП до ВРУ здания) указаны в действующей в настоящее время Инструкции по проектированию городских электрических сетей РД 34.20.185-94. В пункте 5.2.4. сказано: «Предварительный выбор сечений проводов и кабелей допускается производить исходя из средних значений предельных потерь напряжения в нормальном режиме: в сетях 10 (6) кВ не более 6 %, в сетях 0,38 кВ (от ТП до вводов в здания) не более 4 — 6 %.

    Большие значения относятся к линиям, питающим здания с меньшей потерей напряжения во внутридомовых сетях (малоэтажные и односекционные здания), меньшие значения — к линиям, питающим здания с большей потерей напряжения во внутридомовых сетях (многоэтажные многосекционные жилые здания, крупные общественные здания и учреждения)».

    Чтобы одновременно выполнить требования СП 31-110-2003 и РД 34.20.185-94 может потребоваться обеспечить суммарные потери в кабеле от ВРУ до щита освещения и в кабелях групповых линий не более 1,5% в малоэтажных и односекционных зданиях, и не более 2,5% в многоэтажных и многосекционных зданиях.

    Во всех случаях расчет потерь должен начинаться со сбора информации о всех кабельных линиях (сечение жил, материал жил, длина) от ТП до щита освещения. Расчет возможных потерь в этих кабелях иногда позволяет увеличить допустимые потери в групповых линиях и этим снизить стоимость осветительной сети здания.

    С 1 января 2013 года введен в действие ГОСТ Р 50571.5.52-2011 «Электроустановки низковольтные. Часть 5-52. Выбор и монтаж электрооборудования. Электропроводки», который является аутентичным переводом международного стандарта IEC 60364-5-52:2009. В нем в справочном приложении G «Падение напряжения в установках потребителей. Максимальное значение падения напряжения» приведены нормы падения напряжения между источником питания и любой точкой нагрузки: «Для установок низкого напряжения, питающихся непосредственно от общей системы электроснабжения низкого напряжения, допускаются потери 3% для освещения и 5% для других пользователей». При этом «когда длина электропроводки более чем 100 м, эти падения напряжения могут быть увеличены на 0,005% на метр электропроводки вне 100 м, но не более, чем на 0,5%». К сожалению, в данном ГОСТ нет конкретного указания, на что распространяются указанные потери: только от ВРУ здания до наиболее удаленного светильника, или от шин 0,4 кВ ТП до наиболее удаленного светильника. Но, по видимому, речь идет о потерях, начиная от ВРУ здания. Иначе ГОСТ входит в сильное противоречие с СП 31-110-2003 и РД 34.20.185-94. Также нет четкого указания, в каком случае можно увеличивать потери на 0,005% на метр электропроводки: с учетом длины кабеля от ВРУ до щита освещения или нет. В соответствии с пунктом 520.3.1 ГОСТ Р 50571.5.52-2011 электропроводкой называется «Совокупность из голых или изолированных проводников или кабелей или шин и частей, которые их защищают и в случае необходимости заключают в себе кабели или шины». Данное определение не проясняет возникающие вопросы.

ГОСТ Р 50571.16-2007 «Электроустановки низковольтные. Часть 6. Испытания» допускает падение напряжения до 4% (п. 612.10). Именно этим стандартом руководствуются электроиспытательные лаборатории во время испытаний электроустановок. Но, при больших потерях напряжения в питающих линиях, напряжение на зажимах наиболее удаленных светильников может оказаться недостаточным для их нормальной работы. Хотя инженеры электроиспытательной лаборатории могут и не сделать замечаний. А если учесть, что в соответствие с ГОСТ 32144-2013 (до 1 июля 2014 г. действовал ГОСТ Р 54149-2010) «Нормы качества электрической энергии в системах электроснабжения общего назначения» отклонение напряжения в точке передачи электрической энергии не должны превышать 10 % номинального значения (п. 4.2.2), то может возникнуть ситуация, что наиболее удаленные светильники не включатся. Хотя при этом все требования стандартов будут соблюдены.

    Исходя из рассмотренных в статье требований к нормированию потерь в электрических сетях, можно сделать вывод: для установок внутреннего освещения следует нормировать потери от ВРУ здания до наиболее удаленного светильника не более 2,5-3%, если потери от шин 0,4 кВ ТП до ВРУ менее 4,5%.

    При увеличении потерь питающей линии потери напряжения внутри здания следует уменьшать. Но, так как требование третьего абзаца пункта 7.23 в СП 31-110-2003 имеет рекомендательный характер, в ряде случаев можно обосновать увеличение потерь до 8-8,5% от шин 0,4 кВ ТП до наиболее удаленного светильника. Например, при использовании люминесцентных светильников с электронными ПРА, которые устойчиво работают при пониженных напряжениях. В этом случае необходимо к обоснованию приложить паспорт на светильник, в котором должны быть указаны предельные режимы его работы.

    Что бы не допустить использования для групповых линий кабелей больших сечений, следует подбирать сечение кабеля от ВРУ до щита освещения по допустимым потерям не более 0,5-1%. Для каждой осветительной установки выбирают оптимальное распределение потерь между всеми участками электрической сети.

     Сети наружного освещения допускают потери напряжения у наиболее удаленных светильников не более 5 % номинального напряжения сети, а у наиболее удаленных прожекторов — 2,5 %. Эти требования приведены в Инструкции по проектированию наружного освещения городов, поселков и сельских населенных пунктов СН 541-82. Но, как правило, проектировщики стараются не выходить за пределы 3%, так как используемые для наружного освещения разрядные лампы высокого давления имеют сильную зависимость светового потока от напряжения.

2 сентября  2013 г.

К ОГЛАВЛЕНИЮ (Все статьи сайта)

Допустимые потери напряжения в линиях местных сетей

К местным сетям относятся сети номинальным напряжение 6 – 35 кВ. Местные сети по протяженности значительно превосходят протяженность сетей районного значения. Расход проводникового материала и изоляционных материалов значительно превосходят их потребность в сетях районного значения. Это обстоятельство требует ответственно подходить к проектированию сетей местного значения.

Передача электроэнергии от источников питания к электроприемникам сопровождается потерей напряжения в линиях и трансформаторах. Поэтому напряжение у потребителей не сохраняет постоянного значения.

Различают отклонения и колебания напряжения.

Отклонения напряжения обусловлены медленно протекающими процессами изменения нагрузок в отдельных элементах сети, изменением режимов напряжения на источниках питания. В результате таких изменений напряжения в отдельных точках сети меняется по величине, отклоняясь от номинального значения.

Колебания напряжения – это быстро протекающие (со скоростью не менее 1% в минуту) кратковременные изменения напряжения. Возникают при резких нарушениях нормального режима работы при резких включениях или отключениях мощных потребителей, коротких замыканиях.

Отклонения напряжения выражаются в процентах по отношению к номинальному напряжению сети

Колебания напряжения рассчитываются следующим образом:

где наибольшее и наименьшее значения напряжения в одной и той же точке сети.

Чтобы обеспечить нормальную работу электроприемников, на их шинах необходимо поддерживать напряжение, близкое к номинальному.

ГОСТ устанавливает следующие допустимые отклонения в нормальном режиме работы:

В послеаварийных режимах допускается дополнительное понижение напряжения на 5% к указанным величинам.

Чтобы обеспечить должный уровень напряжения на шинах электроприемников, применяют следующие меры:

• Применяют трансформаторы с коэффициентами трансформации, которые учитывают потерю напряжения как в обмотках трансформатора, так и в питающей сети. Например, (см. рис. 10.1), допустим, что напряжение на низкой стороне подстанции, приведенное к высокой стороне равно 105 кВ. При коэффициенте трансформации фактическое напря-жение на шинах низкого напряжения будет равно:

При коэффициенте трансформации фактическое напряжение на шинах низкого напряжения будет ближе к номинальному:

• Обмотки трансформаторов снабжаются ответвлениями, которые позволяют менять коэффициент трансформации в некоторых пределах. Напряжение, в узлах схемы, расположенных ближе к источнику питания обычно выше номинального, а в удаленных – ниже номинального. Чтобы на вторичной стороне трансформаторов, включенных в этих узлах, получить напряжение требуемого уровня, необходимо подобрать ответвления в обмотках трансформаторов. В узлах с повышенным уровнем напряжения устанавливаются коэффициенты трансформации выше номинального, а в узлах с пониженным уровнем напряжения коэффициенты трансформации трансформаторов устанавливаются ниже номинальных.

• Схему сети, номинальное напряжения, сечения проводов выбирают таким образом, чтобы потеря напряжения не превышала допустимого значения.

Допустимая потеря напряжения устанавливается с некоторой степенью точности, исходя из нормированных значений отклонений напряжения на шинах электроприемников:

• для сетей напряжением 220 – 380 В на всем протяжении от источника питания до последнего электроприемника от 5 – 6,5%;

• для питающей сети напряжением 6 – 35 кВ – от 6 до 8% в нормальном режиме; от 10 до 12 % в послеаварийном режиме;

• для сельских сетей напряжением 6 – 35 кВ –до 10 % в нормальном режиме.

Эти значения допустимой потери напряжения подобраны таким образом, чтобы при надлежащем регулировании напряжения в сети удовлетворялись требования ПУЭ в отношении отклонений напряжений на шинах электроприемников.

Допустимые потери напряжения в сетях освещения

Силовые сети внутри зданий по потере напряжения проверяют достаточно редко (во всяком случае я ), т.к. они имеют относительно небольшую длину, нагрузку и не так чувствительны к пониженному напряжению, а вот сети внутреннего освещения необходимо просчитывать всегда.

При проектировании внутреннего освещения перед проектировщиком встает вопрос: а какое допустимое значение потери напряжения в сетях освещения?

Для начала рассмотрим структурную схему питания светильника:

Структурная схема питания светильника

На схеме представлены 4 основных элемента:

• трансформаторная подстанция;
• вводно-распределительное устройство;
• щит освещения;
• светильник.

Между каждыми элементами цепочки передачи электроэнергии происходит падение напряжения.

Общие потери напряжения до светильника можно записать выражением:

∆U=∆U0+∆U1+∆U2

А теперь обратимся к нашим любимым  СП 31-110-2003 и ТКП 45-4.04-149-2009.

7. 23 С учетом регламентированных отклонений от номинального значения суммарные потери напряжения от шин 0,4 кВ ТП до наиболее удаленной лампы общего освещения в жилых и общественных зданиях не должны, как правило, превышать 7,5%.

9.23 В нормальном режиме работы при загрузке силовых трансформаторов в ТП, не превышающей 70 % от их номинальной мощности, допустимые (располагаемые) суммарные потери напряжения от шин 0,4 кВ ТП до наиболее удаленной лампы общего освещения в жилых и общественных зданиях, учитывающие потери холостого хода трансформаторов и потери напряжения в них, приведенные ко вторичному напряжению, не должны, как правило, превышать 7,5 %. При этом потери напряжения в электроустановках внутри зданий не должны превышать 4 % от номинального напряжения, для постановочного освещения — 5 %.

Отсюда следует, что ∆U=7,5%.

Возникает еще один вопрос: как распределить эти проценты по трем участкам?

Я  предлагаю следующее распределение:

Распределение потерь напряжения в сетях освещения

В наружных сетях, т.е. от трансформаторной подстанции до вводного устройства здания закладывать не более 4%. Это самое оптимальное значение, т.к. при меньшем значении необходимо будет значительно увеличивать сечение кабельной линии. В идеале нужно стремиться, чтобы эти потери были как можно меньше. На потери напряжения внутри здания у нас остается 3,5%. При нагрузке около 1кВт и длине группы порядка 40м вполне хватает 2%, чтобы не увеличивать сечение до 2,5мм² . Такие потери позволяют проектировать сети освещения кабелями сечением 1,5-2,5мм², что является наиболее рациональным. На потери напряжения от ВРУ до ЩО остается 1,5%. Здесь я все-таки предлагаю заложить 1,0%, а оставшиеся 0,5% предусмотреть для резерва, которые можно будет добавить на любой участок в случае необходимости.

Правильное распределение потерь напряжения позволит сэкономить на кабелях. На мой взгляд это самое оптимальное распределение. Если ВРУ и ЩО находятся рядом, то  ∆U1 можно взять меньше, соответственно ∆U2 будет больше.

P.S. Если сети внутреннего освещения очень маленькие, а объект находится достаточно далеко от ТП, то я считаю, что потери напряжения от ТП до ВРУ можно взять и 6%, чтобы не завышать сечение кабельной линии. Совсем недавно проектировал подобный объект. Расстояние до объекта (мойка) 450м, а нагрузка составляет 35кВт. Алюминиевый кабель 4×95мм² был выбран (заказчиком) по потере напряжения, как я понял с учетом 4%, я лишь отразил его в проекте. В данном случае можно смело было брать кабель на порядок ниже, т.к. сети освещения очень маленькие. Дешевле было бы даже запроектировать сети освещения сечением 2,5мм², чем закладывать 450м кабеля 4×95мм² вместо 4×70мм².

Нормативные документы по теме:

1 СП 31-110-2003 (Проектирование и монтаж электроустановок жилых и общественных зданий).

2 ТКП 45-4.04-149-2009 (Системы электроснабжения жилых и общественных зданий).

Я думал, что в моем арсенале имеются все необходимые программы для расчета  потерь напряжения. Оказалось не все)) В одном из следующих выпусков представлю свою программу по расчету потери напряжения в сетях внутреннего освещения.

Советую почитать:

ОПРЕДЕЛЕНИЕ ДОПУСТИМЫХ ПОТЕРЬ НАПРЯЖЕНИЯ В СЕТИ 0,38 кВ — КиберПедия

Исходными данными для расчета электрических сетей являются допустимые нормы отклонения напряжения. Для сельскохозяйственных потребителей при нагрузке 100% оно не должно выходить за пределы –5%, а при нагрузке 25% за пределы +5% от номинального.

Допустимые потери напряжения в линиях 10кВ и 0.38кВ определяются путем составления таблиц отклонения напряжения. Как правило, при составлении таблиц рассматривают ближайшую и удаленную трансформаторные подстанции в режиме максимальной (100%) и минимально (25%) нагрузки. В нашем случае следует определить потери напряжения и надбавку для проектируемой ТП.

Определяем допустимые потери напряжения и надбавку трансформатора.

Определяем отклонение напряжения:

	(3.1)
	(3.2)

где , – отклонение напряжения при 100% и 25% нагрузке, %;

– потеря напряжения при 100% и 25% нагрузке, %;

– надбавки при 100% и 25% нагрузке, %.

Для нашего случая имеем, отклонение напряжения у потребителя:

(3.3)

где – отклонение напряжения у потребителя, %;

– отклонение напряжения на шинах 10 кВ, %;

– падение напряжения в линии 10кВ, %;

– надбавка трансформатора 10/0,4 кВ, %;

– падение напряжения в трансформаторе 10/0,4 кВ, %;

– падение напряжения в линии 0,38кВ (складывается из падений во внешних и внутренних сетях), %.

Таблица 3.1 – Отклонения и потери напряжения

Элементы схемы	Нагрузка
100%	25%
Шины питающей подстанции	+6	-1
ВЛ – 10кВ	-7,5	-1,9
Трансформатор 10/0,38 кВ: -надбавка -потери напряжения	+7,5 -4	+7,5 -1
Линия 0,38 кВ: -потери во внутренних сетях -потери во внешних сетях	-2 -5
Потребитель	-5,0	+3,6

 

 

ВЫБОР ЧИСЛА И МОЩНОСТИ ТРАНСФОРМАТОРОВ

Определяем число трансформаторных подстанций для населенного пункта Белобоки. Так как наш поселок не является протяженным, имеющим равномерно распределенную нагрузку, то приближенное число ТП можно определить по следующей формуле:

(4.1)

где – площадь населенного пункта, км²;

— допустимая потеря напряжения в сети напряжением 0,38 кВ (из таблицы 3.1).

Принимаем две трансформаторные подстанции.

 

ОПРЕДЕЛЕНИЕ ЧИСЛА И МОЩНОСТИ ТРАНСФОРМАТОРНЫХ ПОДСТАНЦИЙ

На плане населенного пункта намечаем трассы ВЛ 380/220 В. Разбиваем их на участки длиной не более 100 м, группируем однородные потребители и присваиваем им номера.

Для определения места расположения ТП на план населенного пункта наносим оси координат и определяем координаты нагрузок групп жилых домов и отдельных потребителей.

Расчетная нагрузка группы из пяти жилых домов:

— дневная:

— вечерняя:

Расчетная нагрузка группы из четырех жилых домов:

— дневная:

— вечерняя:

Расчетная нагрузка группы из трех жилых домов:

— дневная:

— вечерняя:

Определяем центр нагрузок:

(5.1)

где , – координаты центра нагрузки групп, м;

– расчетная нагрузка потребителей или их групп, кВт.

Таблица 5.1 — Результаты расчета нагрузок отдельных потребителей и однородных групп и их координаты

Номер потребителей и групп	Наименование потребителей	Расчетная мощность	Координаты нагрузок, м	Коэффициент мощности
		x	y
1.1	5 домов	2,39	7,95			0,9	0,93
1.4	4 дома	2,12	7,08			0,9	0,93
1.3	4 дома	2,12	7,08			0,9	0,93
1.2	4 дома	2,12	7,08			0,9	0,93
1.6	4 дома	2,12	7,08			0,9	0,93
1.7	4 дома	2,12	7,08			0,9	0,93
1.16	4 дома	2,12	7,08			0,9	0,93
1.15	4 дома	2,12	7,08			0,9	0,93
1.14	4 дома	2,12	7,08			0,9	0,93
1.13	4 дома	2,12	7,08			0,9	0,93
1.8	3 дома	1,73	5,76			0,9	0,93
1.9 (341)	Столярный цех					0,83
1.11 (346)	Мельница					0,78
1.10 (352)	Гречерушка					0,83
1.12 (531)	Бригадный дом
	Итого:	55,2	87,43
2.5	5 домов	2,39	7,95			0,9	0,93
2.6	5 домов	2,39	7,95			0,9	0,93
2.13	4 дома	2,12	7,08			0,9	0,93
2.12	4 дома	2,12	7,08			0,9	0,93
2.11	4 дома	2,12	7,08			0,9	0,93
2.8	4 дома	2,12	7,08			0,9	0,93
2.9	4 дома	2,12	7,08			0,9	0,93
2.10	4 дома	2,12	7,08			0,9	0,93
2.15	3 дома	1,73	5,76			0,9	0,93
2.14	3 дома	1,73	5,76			0,9	0,93
2.4 (536)	Фельдшерская
2.2 (536)	Фельдшерская
2.3 (552)	Магазин
2.1 (540)	Столовая					0,89	0,93
	Итого:	54,96	93,9

 

Так как нагрузки вечернего максимума большие, расчет координат подстанции ведем по вечернему максимуму.

Для первого КТП:

Для второго КТП:

 

 

Скоординируем расположения первой КПТ с координатами центра нагрузок:

Х=207,59м

Y=421,71м

КТП располагается на свободном от застроек месте, однако для удобства подключения отходящих линий сместим КТП вниз на 30м, ближе к столярному цеху и мельнице, которые потребляют значительную часть мощности. Примем координаты КТП: Х=207,59м; Y=390м.

Скоординируем расположения второй КПТ с координатами центра нагрузок:

Х=488,54м

Y=340,14м

Размещение КТП в данном месте не представляется возможным так как координаты центра нагрузок попадают на проезжую часть. По этой причине сместим место расположения КТП на плане на 80м вниз и 30м влево, ближе к столовой и магазину, которые потребляют значительную часть мощности. Примем координаты КТП: Х=460м; Y=260

 

Допустимые потери напряжения в местных электрических сетях

6.10. Допустимые потери напряжения в местных

электрических сетях

          К местным электрическим сетям, в первую очередь это относится к  сетям напряжением до 1 кВ, непосредственно подключены электроприемники. В соответствии с ГОСТ 13109-97] на зажимах электроприемников во всех режимах должны быть обеспечены допустимые отклонения напряжения, которые он устанавливает. Так, нормально допустимые значения отклонений напряжения равны +5% от номинального значения. Обратимся к примеру электрической сети, представленной на рис.6.16, состоящей из трансформатора и линии, например, напряжением 380В, к которой в разных точках подключены электроприемники.  В линии 12 наиболее высокое напряжение имеет место в точке 1 , а  наиболее низкое — в точке 2. Для обеспечения требуемого качества напряжения у наиболее близких к трансформатору электроприемников (точка 1) отклонение напряжения не должно быть больше  5%, а у наиболее удаленных электроприемников (точка 2) оно не должно быть ниже -5%. С учетом этого максимальный уровень напряжения  в узле 1 должен быть не выше 1,05 , а минимальный уровень напряжения  в узле 2 должен быть не ниже 0,95 . В итоге имеем, что в сети определенного класса напряжения, где в любой точке, в том числе в самом начале и конце, могут быть подключены электроприемники, предельно допустимая потеря напряжения  равна

                                                                                            (6.81)

Легко подсчитать, что она составляет 10%

          Действительная потеря напряжения в сети, определяемая формулой

,

зависит от передаваемой мощности. Мощность нагрузки в сети постоянно меняется в пределах от минимального  до максимального  значений. Очевидно, потеря напряжения в первом случае наименьшая, а во втором наибольшая. Конечно, при изменении передаваемой мощности изменяются уровни напряжения  в сети. Если фактическое напряжение в узле 1 станет ниже  (см. формулу (6.81)), то допустимая потеря напряжения  станет меньше .

          Для предотвращения этого используют возможности регулирования напряжения трансформаторами. Особенно эффективны в  этом отношении трансформаторы с регулированием напряжения под нагрузкой (см. § 13.5), позволяющие при изменении нагрузки поддерживать требуемые напряжения  на шинах вторичного напряжения. В соответствии с ПУЭ установка таких трансформаторов обязательна на подстанциях со вторичным напряжением

6-20 кВ, к которым присоединены распределительные сети. Применяемые понижающие трансформаторы с обмотками высшего напряжения 6-10 кВ, как правило не имеет такого регулирования (выпускаются с ПБВ). В них изменение напряжения на шинах вторичного напряжения за счет ПБВ  можно произвести только при отключении нагрузки на какое-то время, что используется весьма редко. Поэтому допустимая потеря напряжения  в питаемых от них линиях меньше.

          Таким образом, на допустимую потерю напряжения влияют многие факторы. Учесть все их весьма затруднительно.

          В практических расчетах часть принимают следующие значения допустимой потери напряжения:

          — для сетей напряжением 380  В от шин низшего напряжения подстанции до последнего электроприемника

          — для сетей напряжением 6-10 кВ

6.11.  

Western Power Distribution — Что вызывает убытки?

Необработанные значения потерь и нормы потерь должны рассчитываться за длительные периоды (не менее 3 лет), чтобы гарантировать стабильность и надежность, поскольку потери за данный год могут быть незначительными из-за изменчивости и неопределенности, таких как опасность сбора данных, климатические условия. Чтобы увидеть эффект от снижения потерь, WPD необходимо уметь определять базовый уровень текущих потерь.

Потери в распределительной сети можно в широком смысле определить как разницу между электроэнергией, поступающей в распределительную сеть, от базовой генерации или встроенных генераторов либо вышестоящих / того же уровня / нижестоящих сетей, и электрической энергией, выходящей из распределительной сети, для целей потребления и должным образом. учтены в процентах за определенный период.

Потери в распределительных сетях обычно делятся на три категории: —

• Технические потери;
• Нетехнические потери;
• Прочие факторы.

Технические потери

Технические потери делятся на две области: фиксированные и переменные: —

Фиксированные убытки

Общая сумма технических потерь состоит из фиксированного компонента (функции самой сети, независимо от нагрузки в сети) и переменной составляющей, зависящей от уровня нагрузки в сети.На переменные потери также могут влиять коэффициент мощности, дисбаланс сети и влияние гармоник.

Некоторая электрическая энергия рассеивается сетевыми компонентами и оборудованием, такими как трансформаторы или проводники, в результате подключения к сети и подачи напряжения. Даже если потребителям не поступает электричество, в системе возникают потери только из-за того, что она находится под напряжением. Эти потери принимают форму тепла и шума и называются «фиксированными потерями» или «потерями холостого хода», потому что они не зависят от того, сколько электроэнергии поставляет сеть.

Известно, что в трансформаторах существуют два типа потерь: —

• «Потери в стали» — это потери, возникающие из-за изменения магнитной полярности стали в сердечниках трансформатора в каждом цикле переменного тока. Это заставляет материал пульсировать (который издает гудящий шум) и нагреваться.
• «Медные потери» — это потери, возникающие из-за циркуляции наведенных токов в проводящих частях, которые не являются медными обмотками, например, в железном корпусе или стальном сердечнике трансформатора.

Помимо неэффективности трансформатора, еще одним источником постоянных потерь является электрическая изоляция сетевого оборудования. Дефекты электрической изоляции приводят к протеканию через них очень малых токов в трансформаторах, воздушных линиях, подземных кабелях и другом сетевом оборудовании. Эти типы фиксированных потерь называются «диэлектрическими потерями» или «потерями на ток утечки». Потери на коронный разряд, частный случай этого типа потерь, возникают в воздушных линиях высокого и сверхвысокого напряжения.Они меняются в зависимости от уровня напряжения, физического диаметра провода и погодных условий, таких как дождь и туман.

Хотя фиксированные потери не меняются с током, они зависят от приложенного напряжения. Однако, поскольку приложенное напряжение относительно стабильно, пока сетевое оборудование находится под напряжением, они по существу фиксированы. Следовательно, фиксированные потери являются функцией самой сети и зависят, главным образом, от количества компонентов, находящихся под напряжением. Как правило, фиксированные потери составляют примерно от четверти до трети общих технических потерь в распределительных сетях.Существует ряд меньших эффектов, которые также могут способствовать техническим потерям в сети:

Переменные потери

Переменная составляющая потерь создается тепловым эффектом электричества, проходящего через кабели и обмотки. Все проводники, будь то катушки в трансформаторах, алюминиевые или медные провода в воздушных линиях или подземных кабелях и даже в распределительных устройствах, предохранителях или измерительном оборудовании, имеют внутреннее электрическое сопротивление, которое вызывает их нагрев при прохождении электрического тока.В результате переменные потери изменяются по мере увеличения и уменьшения потоков мощности (пропорционально квадрату тока), сети передачи испытывают более низкий уровень потерь, поскольку при более высоких напряжениях требуется меньший ток для передачи того же количества электроэнергии. Дополнительные факторы, такие как влияние дисбаланса сети, коэффициент мощности и качество электроэнергии, также могут влиять на переменные потери, поскольку они влияют на величину токов, протекающих по проводникам.

Кроме того, переменные потери также зависят от длины и поперечного сечения сетевой линии, поскольку они изменяются пропорционально сопротивлению проводника.Сопротивление проводника уменьшается с увеличением площади его поперечного сечения. Следовательно, влияние потерь уменьшается при использовании кабелей большего диаметра. Аналогичный принцип применим и к переменным потерям в трансформаторах, где площадь поперечного сечения обмоток и используемые в них материалы влияют на переменные потери.

Как правило, переменные потери составляют примерно от двух третей до трех четвертей общих технических потерь энергосистемы. Они либо стремятся снизить потоки мощности в системе, либо снизить сопротивление путей транспортировки.Снижение уровня использования сетевых активов может способствовать снижению как тока, так и сопротивления. Любые более высокие капитальные вложения, необходимые для сокращения потерь, должны показывать положительный анализ затрат и выгод за весь срок службы.

Нетехнические потери

Нетехнические потери вызваны действиями, не связанными с энергосистемой. Они относятся к потерям энергии, которые не связаны напрямую с транспортировкой электроэнергии и происходят независимо от физических, технических характеристик сети (технические потери).Случаи нетехнических потерь не могут быть устранены путем модернизации оборудования или изменения конструкции сети. Вместо этого требуются расследования, аудиты и сотрудничество с другими органами. Этот вид потерь включает в себя забор электроэнергии с потерей доходов как для оператора сети, так и для поставщика.

Существует два основных типа нетехнических потерь: —

Кража при транспортировке

Существует несколько способов незаконного изъятия электроэнергии из сети.Воровство и мошенничество обычно составляют большую часть нетехнических потерь сети. Это важные проблемы для DNO, и для их решения требуются согласованные усилия со стороны целого ряда заинтересованных сторон. Трудно оценить точный размер потерь этого типа, поскольку большая их часть, вероятно, останется незамеченной.

При незаконном подключении к сети; у собственности нет установленного счетчика или зарегистрированного поставщика, это называется кражей при передаче.

Неизмеренная поставка

Не все поставки в распределительных сетях измеряются. Существует множество элементов электрического оборудования, для которых невозможно измерить потребление энергии с помощью обычных счетчиков, что непрактично и не рентабельно. В этих обстоятельствах существуют законные неограниченные поставки, спрос на энергию которых оценивается, а не точно измеряется. Все неизмеренные соединения могут рассматриваться как любой другой тип нагрузки при условии, что они зарегистрированы, должным образом оценены и учтены.Более того, связанные с потребителями неизмеренные подключения (например, уличное освещение) или часть собственного потребления DNO (например, вспомогательные услуги подстанций) могут быть надлежащим образом заключены с поставщиком энергии и оплачиваться по обычным тарифам, как и любое другое обычное потребление. Следовательно, неизмеренное потребление, связанное с потребителями или DNO, может быть исключено из нетехнических или технических потерь, соответственно, при условии, что оно заключено в надлежащий контракт. Только разница между реальным и расчетным неизмеренным потреблением является частью нетехнических потерь.

В случае оборудования, такого как уличное освещение, светофоры и дорожные знаки, нецелесообразно измерять каждую единицу. Вместо этого счета оцениваются с использованием номинальной мощности оборудования, приблизительного времени использования и количества устройств. Нередко такие оценки являются неточными или инвентарный перечень оборудования устарел. Чтобы уменьшить эти потери, DNO должны работать вместе с клиентами с неизмеренными поставками, чтобы повысить точность инвентаризации и составить более точные счета.

Другие факторы

Другие факторы, влияющие на потери в сети: —

• Разбаланс фаз;
• Гармоники;
• Коэффициент мощности.

Дисбаланс фаз

Сеть, в которой нагрузка не равномерно распределена по всем трем фазам, будет иметь более высокие токи по крайней мере в одной фазе, что означает, что она не оптимизирована для потерь. Также в нейтральных проводниках будут протекать токи, если они есть. Из-за квадратичной зависимости потерь от тока этот дисбаланс нагрузки по трем фазам приведет к увеличению потерь.

Дисбаланс обнаружен во всех частях низковольтной сети из-за потребителей, которые используют одну или две фазы с разной потребляемой нагрузкой. В высоковольтной сети дисбаланс возникает из-за неравномерного распределения однофазных трансформаторов или двухпроводных ответвлений и различных нагрузок на каждую фазу для трехфазных потребителей. Наиболее очевидный способ уменьшить фазовый дисбаланс — это тщательно сбалансировать агрегированную нагрузку на каждой фазе, но, поскольку потребление потребителями не всегда предсказуемо и меняется в разное время суток, это может быть сложно.

Сельскую низковольтную воздушную сеть можно относительно просто перебалансировать по фазам, переместив служебное соединение на другую фазу воздушной магистрали. Это сложнее в городской подземной сети низкого напряжения, так как для этого необходимо вырыть существующие рабочие стыки и сделать новые стыки для перемещения поставок потребителей на разные фазы.

Вмешательства по изменению соединений помогут сбалансировать клиентов и нагрузку в сети на основе максимальных требований этих клиентов.Балансировка профилей нагрузки во времени очень сложна, поэтому в определенное время дня всегда будет наблюдаться некоторый дисбаланс. В будущем нагрузки будут меняться, поэтому при любых действиях, предпринимаемых для балансировки сети, необходимо учитывать, какие изменения могут произойти в будущем.

Гармоники

Гармонические эффекты по существу искажают профиль переменного тока. Они могут возникать в обмотках трансформатора, потому что переменный ток намагничивания не является идеально синусоидальным. Однако обычно это происходит на тройных гармониках (3-я, 6-я, 9-я и т. Д.).), поэтому в обычной трехфазной системе все они находятся в фазе и не вызывают никаких реальных гармонических напряжений. Однако, если другое оборудование, подключенное к сети, генерирует гармоники, они не будут подавляться в нейтральном проводе. Это может затем вызвать дополнительные потери I²R, поскольку в реальном выражении формула потерь принимает вид I²R + √H, где H = гармоники в сети, это увеличивает общую нагрузку на сеть, что, в свою очередь, увеличивает потери.

Коэффициент мощности

Есть два способа определить мощность в системе.Реальная мощность — это способность системы выполнять работу. Реактивная мощность — это произведение напряжения и протекающего тока. Коэффициент мощности — это отношение реальной мощности к реактивной. Если коэффициент мощности меньше единицы, ток должен увеличиваться, чтобы обеспечить необходимое количество реальной мощности, что приводит к потерям. Исторически это было проблемой для установок, используемых промышленными и коммерческими потребителями, где было замечено большинство нагрузок двигателей или силовых электронных устройств.Развитие бытовой силовой электроники и тепловых насосов означает, что в сетях эта проблема будет чаще проявляться в сетях низкого напряжения.

С 2010 года WPD включали в себя плату за чрезмерную реактивную мощность для высоковольтного и низковольтного оборудования, измеряемую за полчаса, через использование системных сборов, когда у потребителей коэффициент мощности отстает от 0,95, это необходимо для того, чтобы поддерживать реактивную мощность на уровне минимальный, как и при любой нагрузке, DNO должен учитывать реактивную мощность для расчета параметров схемы, даже если эта реактивная мощность не используется эффективно.

Потери на линиях распределения и передачи

Потери при передаче и распределении (T&D) — это суммы, которые не оплачиваются пользователями.

Потери T&D = (Потребляемая энергия на фидер (кВтч) — Энергия, выставленная потребителю (кВтч)) / Потребляемая энергия, кВтч x100.

Распределительный сектор считается самым слабым звеном во всем энергетическом секторе. Потери при передаче составляют примерно 17%, а потери при распределении составляют примерно 50%. Есть два типа потерь при передаче и распределении:

1.Технические потери
2. Нетехнические потери (коммерческие убытки)

Технические потери

Технические потери связаны с рассеиваемой энергией в проводниках, оборудовании, используемом в линии передачи, трансформаторе, линии передачи и распределительной линии и магнитные потери в трансформаторах. Технические потери обычно составляют 22,5% и напрямую зависят от характеристик сети и режима работы. Основная часть потерь в энергосистеме приходится на первичные и вторичные распределительные линии.Линии передачи и субпередачи составляют лишь около 30% от общих потерь. Следовательно, первичные и вторичные распределительные системы должны быть должным образом спланированы, чтобы обеспечить соблюдение установленных лимитов. Неожиданное увеличение нагрузки отразилось в увеличении технических потерь выше нормального уровня. Потери связаны с распределением электроэнергии и не могут быть устранены.

Есть два типа технических потерь.

а. Постоянные / фиксированные технические убытки

Постоянные убытки не меняются в зависимости от тока.Эти потери проявляются в виде тепла и шума, пока трансформатор находится под напряжением. От 1/4 до 1/3 технических потерь в распределительных сетях — это фиксированные потери. На фиксированные потери в сети можно повлиять следующими способами:

• Потери на короне
• Потери тока утечки
• Диэлектрические потери
• Потери холостого хода
• Потери, вызванные постоянной нагрузкой на измерительные элементы
• Потери, вызванные постоянная нагрузка элементов управления

(b) Переменные технические потери

Переменные потери зависят от количества распределяемой электроэнергии и, точнее, пропорциональны квадрату тока.Следовательно, увеличение тока на 1% приводит к увеличению потерь более чем на 1%. От 2/3 до 3/4 технических (или физических) потерь в распределительных сетях являются переменными потерями. При увеличении площади поперечного сечения линий и кабелей для данной нагрузки потери будут падать. Это приводит к прямому компромиссу между стоимостью потерь и стоимостью капитальных затрат. Было высказано предположение, что оптимальный средний коэффициент использования распределительной сети, который учитывает стоимость потерь при ее проектировании, может составлять всего 30 процентов.

• потери джоулей в линиях на каждом уровне напряжения
• потери полного сопротивления
• потери, вызванные сопротивлением контактов.

Основные причины технических потерь

Длинные распределительные линии

• На практике линии 11 кВ и 415 В в сельской местности протягиваются на большие расстояния для питания нагрузок, разбросанных по большим территориям. Таким образом, первичные и вторичные распределительные линии в сельской местности в основном проложены радиально, как правило, на большие расстояния.Это приводит к высокому сопротивлению линии и, следовательно, большим потерям I2R в линии.
• Случайный рост субпередач и распределительных систем в новые области.
• Крупномасштабная электрификация сельской местности через длинные линии 11 кВ и линии LT.

Несоответствующий размер проводов распределительных линий

Размер проводов должен выбираться на основе мощности стандартного проводника в кВА x км для требуемого регулирования напряжения, но сельские нагрузки обычно рассредоточены и обычно питаются по радиальным фидерам.Размер проводника этих фидеров должен быть подходящим.

Установка распределительных трансформаторов вдали от центров нагрузки

Распределительные трансформаторы не расположены в центре нагрузки вторичной распределительной системы. В большинстве случаев распределительные трансформаторы расположены не по центру по отношению к потребителям. Следовательно, самые дальние потребители получают крайне низкое напряжение, даже если во вторичной обмотке трансформатора поддерживается хороший уровень напряжения. Это снова приводит к более высоким потерям в линии.Причина увеличения потерь в линии из-за падения напряжения на стороне потребителей. Следовательно, чтобы уменьшить падение напряжения в линии до самых дальних потребителей, распределительный трансформатор должен быть расположен в центре нагрузки, чтобы удерживать падение напряжения в допустимых пределах.

Низкий коэффициент мощности первичной и вторичной распределительной системы

В большинстве распределительных цепей LT обычно коэффициент мощности находится в диапазоне от 0,65 до 0,75. Низкий коэффициент мощности способствует высоким потерям при распределении.Для данной нагрузки, если коэффициент мощности низкий, потребляемый большой ток и потери, пропорциональные квадрату тока, будут больше. Таким образом, потери в линии из-за плохого коэффициента мощности могут быть уменьшены за счет улучшения коэффициента мощности. Это можно сделать, применив шунтирующие конденсаторы. Шунтирующие конденсаторы могут быть подключены либо во вторичной обмотке (сторона 11 кВ) силовых трансформаторов 33/11 кВ, либо в различных точках распределительной линии. Оптимальная мощность конденсаторных батарей для системы распределения составляет 2/3 от средней потребности в кВАр этой системы распределения.Точка обзора находится на 2/3 длины главного распределителя от трансформатора. Более подходящим способом улучшения этого коэффициента мощности распределительной системы и тем самым уменьшения потерь в линии является подключение конденсаторов к клеммам потребителей, имеющих индуктивную нагрузку. При подключении конденсаторов к отдельным нагрузкам потери в линии снижаются с 4 до 9% в зависимости от степени улучшения коэффициента мощности.

Плохое качество изготовления

Плохое качество изготовления играет важную роль в увеличении потерь при распределении.Суставы — источник потери мощности. Поэтому количество стыков должно быть минимальным. Для обеспечения надежных соединений следует использовать правильные методы соединения. Соединения с втулкой-штоком трансформатора, плавким предохранителем, изолятором, переключателем низкого напряжения и т. Д. Должны периодически проверяться и поддерживаться надлежащее давление во избежание искрения и нагрева контактов. Замена вышедших из строя проводов и услуг также должна производиться своевременно, чтобы избежать любой причины утечки и потери питания.

Фазовый ток фидера и балансировка нагрузки

Одним из самых простых способов снижения потерь в распределительной системе является балансировка тока в трехфазных цепях.Балансировка фаз фидера также имеет тенденцию балансировать падение напряжения между фазами, уменьшая разбаланс напряжения трехфазным потребителям. Величина силы тока на подстанции не гарантирует, что нагрузка сбалансирована по всей длине фидера. Дисбаланс фазы подачи может меняться в течение дня и в зависимости от сезона. Фидеры обычно считаются «сбалансированными», когда величины фазного тока находятся в пределах 10. Точно так же балансировка нагрузки между распределительными фидерами также снижает потери при аналогичном сопротивлении проводника.Это может потребовать установки дополнительных переключателей между фидерами, чтобы обеспечить соответствующее переключение нагрузки.

Влияние коэффициента нагрузки на потери

Потребляемая мощность варьируется в течение дня и в зависимости от сезона. Бытовые потребители обычно потребляют наибольшее количество электроэнергии в вечерние часы. Как правило, пиковая нагрузка на коммерческие клиенты приходится на ранний полдень. Поскольку текущий уровень (следовательно, нагрузка) является основным фактором потерь мощности в распределительной сети, поддержание более высокого уровня энергопотребления в течение дня снизит пиковые потери мощности и общие потери энергии.Изменение нагрузки называется коэффициентом нагрузки, и он варьируется от 0 до 1.

Коэффициент нагрузки = Средняя нагрузка в указанный период времени / пиковая нагрузка в течение этого периода времени.

Например, за 30 дней месяца (720 часов) пиковая нагрузка фидера составляет 10 МВт. Если фидером была подана общая энергия 5000 МВтч, коэффициент нагрузки для этого месяца будет (5000 МВтч) / (10 МВт x 720) = 0,69.

Меньшие потери мощности и энергии снижаются за счет увеличения коэффициента нагрузки, который выравнивает колебания нагрузки фидера по фидеру.Коэффициент загрузки был увеличен за счет предложения клиентам тарифов «время использования». Компании используют власть ценообразования, чтобы побудить потребителей переключить энергоемкие виды деятельности в непиковые периоды (например, электрическая вода и отопление помещений, кондиционирование воздуха, орошение и откачка фильтров в бассейне).

Благодаря финансовым стимулам некоторые потребители электроэнергии также позволяют коммунальным предприятиям дистанционно отключать большие электрические нагрузки с помощью радиочастоты или линии электропередачи в периоды пиковой нагрузки.Коммунальные предприятия могут попытаться спроектировать с более высокими коэффициентами нагрузки, пропустив одни и те же фидеры через жилые и коммерческие районы

Расчет и выбор трансформатора

Распределительные трансформаторы используют обмотки из медных проводников для индукции магнитного поля в сердечнике из кремнистой стали с ориентированной зернистой структурой. . Следовательно, трансформаторы имеют как потери нагрузки, так и потери в сердечнике без нагрузки. Потери в меди трансформатора меняются в зависимости от нагрузки на основании уравнения резистивных потерь мощности (Ploss = I2R).Для некоторых коммунальных предприятий экономичная загрузка трансформатора означает загрузку распределительных трансформаторов на полную или немного превышающую мощность на короткое время с целью минимизировать капитальные затраты и при этом сохранить длительный срок службы трансформатора. Однако, поскольку пиковая генерация обычно является наиболее дорогостоящей, при исследованиях общей стоимости владения (TCO) следует учитывать стоимость пиковых потерь в трансформаторе. Увеличение мощности распределительного трансформатора во время пика на один размер часто приводит к более низкому общему рассеянию пиковой мощности — в большей степени, если он перегружен.Потери возбуждения холостого хода трансформатора (потери в железе) возникают из-за изменения магнитного поля в сердечнике трансформатора всякий раз, когда он находится под напряжением. Потери в сердечнике незначительно зависят от напряжения, но по существу считаются постоянными. Фиксированные потери в железе зависят от конструкции сердечника трансформатора и молекулярной структуры листовой стали. Усовершенствованное производство стальных сердечников и введение аморфных металлов (таких как металлическое стекло) снизили потери в сердечнике.

Балансировка трехфазных нагрузок

Периодическая балансировка трехфазных нагрузок в сети может значительно снизить потери.Это может быть сделано относительно легко в воздушных сетях и, следовательно, дает значительные возможности для экономически эффективного снижения потерь при наличии соответствующих стимулов.

Отключение трансформаторов

Одним из методов снижения фиксированных потерь является отключение трансформаторов в периоды низкой нагрузки. Если на подстанции в периоды пиковой нагрузки требуются два трансформатора определенного размера, в периоды низкой нагрузки может потребоваться только один, так что другой трансформатор может быть отключен для снижения фиксированных потерь.

Это приведет к некоторому компенсирующему увеличению переменных потерь и может повлиять на надежность и качество электроснабжения, а также на рабочее состояние самого трансформатора. Однако эти компромиссы не будут исследоваться и оптимизироваться, если не будет принята во внимание стоимость потерь.

Другие причины технических потерь

• Неравномерное распределение нагрузки между тремя фазами в системе низкого напряжения, вызывающее высокие токи нейтрали.
• Утечка и потеря мощности
• Перегрузка линий.
• Ненормальные условия эксплуатации силовых и распределительных трансформаторов.
• Низкое напряжение на клеммах потребителей, вызывающее повышенное потребление тока индуктивными нагрузками.
• Низкое качество оборудования, используемого в сельскохозяйственных насосах в сельской местности, более холодных кондиционерах и промышленных нагрузках в городских районах.

Нетехнические / коммерческие убытки

Нетехнические потери составляют 16,6% и связаны с показаниями счетчиков, неисправными счетчиками и ошибками в показаниях счетчиков, выставлением счетов потребителю энергии, отсутствием администрирования, финансовыми ограничениями и оценкой безлимитная подача энергии, а также кражи энергии.

Основные причины нетехнических потерь

Кража энергии

Кража энергии — это энергия, доставляемая потребителям, которая не измеряется счетчиком энергии для потребителя. Заказчик закаляет счетчик механическими рывками, размещением мощных магнитов или нарушением вращения диска посторонними предметами, останавливая счетчики дистанционным управлением.

Неточности измерения

Потери из-за неточностей измерения определяются как разница между количеством энергии, фактически переданной через счетчики, и количеством, зарегистрированным счетчиками.Все счетчики энергии имеют определенный уровень погрешности, который требует установления стандартов. Компания Measurement Canada, ранее называвшаяся Industry Canada, отвечает за регулирование точности счетчиков электроэнергии. Законодательные требования5 заключаются в том, что счетчики должны иметь диапазон точности от + 2,5% до — 3,5%. Измерители старых технологий обычно начинали свою жизнь с незначительными ошибками, но по мере старения их механизмов они замедлялись, что приводило к заниженной записи. Таким образом, современные электронные счетчики не занижают учетные данные с возрастом. Следовательно, с появлением электронных счетчиков должно было происходить постепенное сокращение ошибок счетчиков.Увеличение скорости замены механических счетчиков должно ускорить этот процесс.

Неизмеренные потери для очень малой нагрузки

Неизмеренные потери — это ситуации, когда потребление энергии оценивается, а не измеряется счетчиком энергии. Это случается, когда нагрузки очень малы и установка счетчиков энергии экономически нецелесообразна. Примеры этого — уличные фонари и усилители кабельного телевидения.

Неизмеренные поставки

Неизмеренные поставки сельскохозяйственных насосов являются одной из основных причин коммерческих потерь.В большинстве штатов сельскохозяйственный тариф основан на единице мощности двигателей (л.с.). Такие силовые нагрузки допускаются при декларировании малых нагрузок. После разъединения подключений потребители увеличивают подключенные нагрузки без получения необходимых разрешений на увеличение нагрузки от электросети. Кроме того, оценка энергии, потребляемой без учета потребления, имеет большое значение для оценки потерь T&D из-за присущих ошибок в оценке. Большинство коммунальных предприятий намеренно переоценивают неограниченное сельскохозяйственное потребление, чтобы получить более высокие субсидии от правительства штата, а также спрогнозировать сокращение потерь.Другими словами, чем выше оценки неизмеренного потребления, тем меньше потери T&D и наоборот. Более того, правильная оценка неизмеримого потребления в сельскохозяйственном секторе в значительной степени зависит от структуры посевов, уровня грунтовых вод, сезонных колебаний, часов работы и т. Д. измерить электрическую энергию. Неисправный измеритель энергии следует немедленно заменить.Причины неисправного счетчика — сгорание счетчиков, перегоревшая клеммная коробка счетчика из-за большой нагрузки, неправильное соотношение КТ и сокращение записи, Неправильная проверка и калибровка счетчиков.

Проблемы с выставлением счетов

• Неправильное и несвоевременное обслуживание счета должно быть основной частью нетехнических потерь.
• Обычные жалобы относительно выставления счетов — это неполучение счета, несвоевременное получение счета, получение неправильного счета, неправильные показания счетчика, неправильный тариф, неправильные расчеты.

Снижение технических потерь

Преобразование линии низкого напряжения в линию высокого напряжения

Многие распределительные узлы низкого напряжения (430 В) в городе окружены фидерами более высокого напряжения.При этом более низком напряжении больше тока в проводнике протекает при той же передаваемой мощности, что приводит к более высоким потерям I2R. Преобразование старых фидеров НН (430 В) на более высокое напряжение требует больших вложений и часто не оправдано с экономической точки зрения, но если части первичных фидеров НН (430 В) находятся в относительно хорошем состоянии, необходимо установить несколько понижающих силовых трансформаторов на периферии 430. вольта уменьшит потери в меди за счет подачи тока нагрузки в большее количество точек (т. е. уменьшая общий ток проводника и расстояние, проходимое током для обслуживания нагрузки).

Крупный коммерческий / промышленный потребитель получает прямую линию от фидера

Спроектируйте систему распределительной сети таким образом, чтобы, если это возможно, крупный потребитель получал прямую линию электропередачи от фидера.

Внедрение службы распределения высокого напряжения (HVDS) для сельскохозяйственных клиентов

Прямое обслуживание высокого напряжения (HVDS), линия 11 кВ, непосредственно переданная группе из 2–3 сельскохозяйственных клиентов для сельскохозяйственного насосного агрегата и использованного небольшого распределительного трансформатора (15 кВА) для данных 2–3 потребителей через самые маленькие (почти несущественные) линии распределения LT.В HVDS меньше потерь при распределении из-за минимальной длины распределительной линии, высокого качества электропитания без падения напряжения, меньшего выгорания двигателя из-за меньших колебаний напряжения и хорошего качества мощности, чтобы избежать перегрузки трансформатора.

Adopting Arial Bundle Conductor (ABC)

Там, где нельзя полностью избежать LT-линий, используйте Arial Bundle Conductor, чтобы свести к минимуму неисправности в линиях и избежать прямого кражи из линии (взлома линии).

Уменьшить количество трансформаторов

• Уменьшить количество шагов преобразования.
• На трансформаторы приходится почти половина сетевых потерь.
• Высокоэффективные распределительные трансформаторы могут значительно снизить потери в распределительных сетях.

Использовать питатель на его средней мощности

Из-за перегрузки распределительного фидера потери при распределении увеличиваются. Чем выше нагрузка на линию электропередачи, тем выше ее переменные потери. Было высказано предположение, что оптимальная средняя степень использования кабелей распределительной сети должна составлять всего 30%, если принять во внимание стоимость потерь.

Замена старого проводника или кабелей

При использовании более высокого поперечного сечения проводника / кабелей потери будут ниже, но при этом будут высоки временные затраты. Таким образом, прогнозируя будущую нагрузку, необходимо поддерживать оптимальный баланс между инвестиционными затратами и потерями в сети.

Программа реконструкции / улучшения фидера

• Реконструкция линии передачи и распределения согласно нагрузке.
• Выявление самых слабых мест в системе распределения и их усиление или улучшение.
• Уменьшение длины линий LT за счет перемещения распределительных подстанций или установки дополнительных новых распределительных трансформаторов.
• Установка распределительных трансформаторов меньшей мощности в помещениях каждого потребителя вместо формирования кластеров и замена распределительных трансформаторов на трансформаторы с меньшими потерями холостого хода, такие как трансформаторы с аморфным сердечником.
• Установка шунтирующих конденсаторов для повышения коэффициента мощности.
• Установка однофазных трансформаторов для питания бытовых и небытовых нагрузок в сельской местности.
• Поставка малогабаритных распределительных трансформаторов 25 кВА с распределительной коробкой, прикрепленной к ее корпусу, с возможностью установки счетчиков, MCCB и конденсатора.
• Прокладка прямой изолированной линии обслуживания к каждому сельскохозяйственному потребителю от распределительных трансформаторов.
• Благодаря программе модернизации фидера потери T&D могут быть уменьшены с 60-70% до 15-20%.
Программа, ориентированная на промышленность / город
• Отделение сельских фидеров от промышленных
• Мгновенное освобождение новых промышленных или HT-соединений
• Выявление и замена медленных и медленных счетчиков счетчиками электронного типа.
• При использовании одного потребителя в промышленности и сельском хозяйстве необходимо ввести одну схему трансформатора со счетчиком.
• Замена старой коммуникационной линии на бронированный кабель.
• Благодаря программе модернизации фидера, потери T&D могут быть уменьшены с 60-70% до 15-20%.
Строгое следуйте программе профилактического обслуживания.
• Требуется принять программу профилактического обслуживания линии, чтобы уменьшить потери из-за неисправных деталей трубопровода / утечки.
• Требуется к колготкам соединений, проводов для уменьшения тока утечки.

Снижение нетехнических потерь

Создание карты / данных распределительной линии

• Составление карты всей первичной и вторичной распределительной системы со всеми параметрами, такими как размер проводника, длина линии и т. Д.
• Сбор данных о существующих нагрузки, условия эксплуатации, прогноз ожидаемых нагрузок и т. д.
• Подготовка долгосрочных планов для поэтапного усиления и улучшения систем распределения вместе с системой передачи.

Внедрение схем энергоаудита

Все крупные предприятия и предприятия должны обязательно проводить энергоаудит своей системы. Кроме того, коммунальные предприятия также должны предпринять действия с установленными сроками для начала исследований для реалистичной оценки общих потерь T&D в виде технических и нетехнических потерь для выявления областей с высокими потерями, чтобы инициировать восстановительные меры для их уменьшения.

Реалистичная оценка потери T&D полезности во многом зависит от выбранного размера выборки, который, в свою очередь, имеет отношение к желаемому уровню уверенности и допустимому пределу вариации результатов.В связи с этим очень важно установить предел размера выборки для реалистичной быстрой оценки потерь.

Предотвращение кражи электроэнергии с помощью проверки кражи электроэнергии Приводы

• Кража электроэнергии — серьезная проблема, с которой сталкиваются все электроэнергетические компании. Правительство штата должно установить строгие правила в отношении кражи энергии. В Индийский Закон об электроэнергетике были внесены поправки, в соответствии с которыми кража энергии и ее подстрекательство квалифицируются как правонарушение и предусматривают сдерживающее наказание в виде тюремного заключения сроком до трех лет.Влияние кражи не ограничивается потерей дохода, оно также влияет на качество электроэнергии, что приводит к снижению напряжения и его провалам.
• Требуется для установки надлежащего уплотнения на клеммной коробке счетчика, на клемме CT / PT для предотвращения кражи мощности. Определите зону кражи мощности и необходимую для ускорения работы приводов проверки кражи мощности.
• Монтаж распределительных сетей среднего напряжения (MVD) в местах, подверженных кражам, с прямым подключением каждого потребителя к низковольтной клемме питающего трансформатора.
• Все существующие неизмеренные службы должны быть немедленно остановлены.
Замена неисправного / медленно работающего счетчика энергии
• Необходимо заменить неисправный или неработающий счетчик распределительным агентством, чтобы уменьшить неизмеримую электрическую энергию.
• Требуется периодически проверять счетчик для проверки точности счетчика. Замена старых ошибочных электромеханических счетчиков на точный электростатический счетчик (Micro-прижимная база) для точного измерения потребления энергии.
• Использование коробок для счетчиков и их надлежащая пломбировка, чтобы гарантировать, что счетчики должным образом опломбированы и не могут быть взломаны.
Пункт приема платежей
• Увеличьте количество ячеек для оплаты счетов, увеличив количество пунктов приема платежей во всех зонах для сбора платежей.
• Система электронных платежей дает покупателю больше облегчения при оплате счетов, и агентство по поставкам будет получать платежи от клиента регулярно и быстро.
• Эффективно отключите соединение клиента-неплательщика, который не оплачивает счет, вместо того, чтобы дать ему возможность оплатить счет.

Уменьшение дебетовых площадей Подразделения

• Взыскание старых долгов в отдельных случаях посредством юридических, коммуникационных и судебных действий.
• Обеспечение действий полиции при необходимости отключить соединение потребителя-неплательщика.
Влияние сторожевого пса на пользователей
• Пользователи должны знать, что агентство по распространению может контролировать потребление в удобное для него время. Это позволяет компании быстро обнаруживать любые отклонения от нормы потребления из-за взлома или обхода счетчика и позволяет компании принимать меры по исправлению положения.
• Результат — потребительская дисциплина. Было показано, что это чрезвычайно эффективно для всех категорий крупных и средних потребителей, которые в прошлом хищали электроэнергию.Они прекращают воровать, как только узнают, что у утилиты есть средства для его обнаружения и записи.
• Эти меры могут значительно увеличить доходы коммунальных предприятий с высокими нетехническими потерями.

Запрограммировано сокращение потерь

• Увеличение количества часов снабжения сельским хозяйством и бытовыми потребителями в сельской местности привело к более высокому уровню потерь.

---

Если вы хотите поделиться мыслями или отзывами, пожалуйста, оставьте комментарий ниже.

(PDF) Исследование потерь в системе низкого напряжения

Рис. 9. Потери активной мощности 0,415 кВ при различных уровнях дисбаланса

Рис. 10. Потери активной мощности 11 кВ при различных уровнях дисбаланса

Несимметрия нагрузки не только увеличивает медная линия

потеря мощности, но также отрицательно сказывается на надежности и безопасности системы

[12]. Например, несимметричные нагрузки

вызывают несимметричные фазные токи, которые представляют собой нулевые токи, отличные от

, в нулевой и отрицательной фазовых последовательностях (ZPS

и NPS соответственно).Токи NPS могут увеличить потери трансформатора

и нанести вред синхронным генераторам, в то время как токи ZPS

влияют на оборудование защиты [13]. Мониторинг несбалансированных состояний

для активного и динамического

балансировки нагрузки между фазами может предложить полезные средства

, минимизирующие системные потери. Некоторые производители заявляют, что

могут достичь динамической балансировки нагрузки, например, Areva D-

STATCOM [14].DSTATCOM уравновешивает ток нагрузки

путем подачи токов прямой и обратной последовательности в точку подключения

для устранения нежелательных токов обратной последовательности

. [15]

VI. ЗАКЛЮЧЕНИЕ

Возможности DNO для положительной реакции на стимулы по сокращению потерь

ограничены характером унаследованных активов, их конфигурацией

, взаимодействием с другими стимулами и эффективностью возможных действий с точки зрения затрат.В этой статье обсуждается потребность

в новых методах управления потерями распределительной сети

, которые предлагают альтернативу дорогостоящему усилению сети

. Однако ограниченная доступность подробных сетевых данных

, необходимых для моделирования сетей 11 кВ и выполнения анализа потока нагрузки

, чтобы оценить эти варианты минимизации потерь

, делает процесс моделирования обременительным и требует для

определенных предположений.Был описан пример городской сети

и обозначены различные проблемы, связанные с

построением точной сетевой модели. Используя разработанную модель сети

, были исследованы некоторые преимущества, предлагаемые методами балансировки нагрузки и реконфигурации сети

для минимизации потерь

. Первоначальные результаты моделирования

показывают, что балансировка нагрузки и реконфигурация фидера

могут представлять собой эффективные средства минимизации сетевых потерь

; однако требуется дальнейшая работа для разработки средства

, оптимизирующего снижение потерь, в то же время гарантируя, что другие ограничения

, такие как надежность сети, не будут нарушены, как следствие

.

A

ЗНАНИЯ

Эта работа, представленная в этой статье, поддержана Шотландским центром перспективных исследований энергетики (SPARC)

при Университете Стратклайда

.

R

EFERENCES

[1] Ofgem, «Процент потерь при распределении электроэнергии по распределению

Район сетевого оператора (DNO)», 5 августа 2009 г. [онлайн]. Доступно:

http://www.ofgem.gov.uk/Networks/ElecDist/Documents1/Distribution

% 20Units% 20and% 20Loss% 20Percentages% 20Summary.pdf

[Дата обращения: май. 20, 2010]

[2] Офгем, «Потери при распределении электроэнергии: консультационный документ»,

, 3 марта 2003 г. [Online]. Доступно:

http://www.ofgem.gov.uk/NETWORKS/ELECDIST/POLICY/DISTC

HRGS / Documents1 / 1362-03distlosses.pdf [дата обращения: май. 20, 2010]

[3] Компания DIgSILENT, Интерфейсы PowerFactory. [Онлайн]. Доступно:

http://www.digsilent.de/?p=Software/DIgSILENT_PowerFactory/&pac

kage = Интерфейсы [Доступ: май.20, 2010]

[4] Г. Хинонез-Варела, К. Белл и Г. Берт, Автоматизация для оптимизации конфигурации сети

в реальном времени — для оптимизации вклада генерального директора и

для сокращения потерь, номер контракта: DG / CG / 00096 / REP, номер URN:

07/1653, BERR, Лондон, 2007, [онлайн] Доступно:

http://www.ensg.gov.uk/assets/dgcg00096rep_v3.pdf [дата обращения: май.

20, 2010]

[5] ALSTOM ТРАНСМИССИЯ И РАСПРЕДЕЛЕНИЕ, РАСПРЕДЕЛЕНИЕ

ТРАНСФОРМАТОРЫ.[Онлайн]. Доступно:

http://tde.alstom.co.za/images/Final_Distribution-

Transformers_10022009.pdf [Дата обращения: май. 20, 2010]

[6] Р. Н. Аллан, Биллинтон, Оценка надежности энергосистем,

Springer; 2-е пересмотренное издание (1 августа 1996 г.)

[7] S. Civanlar, J.J. Грейнджер, Х. Инь и С.С.Х. Ли, «Реконфигурация распределительного фидера

для уменьшения потерь», IEEE Trans. по энергоснабжению,

Т. 3, вып.3, pp. 1217-1223, July 1988.

[8] Али Абур, Антонио Гомес Экспосито, Оценка состояния энергосистемы:

Теория и реализация, 1

st

ed, CRC, 2004

[9] Месут Э. Баран, Цзиньсян Чжу, Хунбо Чжу, Кеннет Э. Гаррен, «Метод размещения метра

для оценки состояния», IEEE Transactions on

Power System. Vol. 10. № 3, август 1995 г.

[10] SP Manweb plc, Корпоративный отчет и нормативная отчетность за год

, закончившийся 31 марта 2008 г.[Онлайн]. Доступно:

www.scottishpower.com/uploads/SPMReg0708.pdf [Дата обращения: май.

20, 2010]

[11] Сан, Й., Л., Чи, Дж., У., «Оперативная компенсация реактивной мощности

схем для несимметричных трехфазных четырехпроводных распределительных фидеров»,

IEEE Сделка по передаче электроэнергии, т. 8, вып. 4, 1993, pp.1958-

1965.

[12] Луис Ф. Очоа, Раде.М.Чирич, А.Падилья-Фельтрин, Гарет.П. Харрисон,

«Оценка потерь в распределительной системе из-за дисбаланс нагрузки », 15

th

PSCC, Льеж, 22-26 августа 2005 г.Сессия 10, Документ 6, страница 1

[13] Сан-Йи Ли, Чи-Джуй Ву, «Оперативная компенсация реактивной мощности

схем для несимметричных трех фаз для механизмов подачи проволоки», I

EEE Trans. on Power Delivery, Vol.8, No. 4, October 1993

[14] AREVA T&D, РЕШЕНИЕ D-STATOM: SVC MAXSINE. [Онлайн].

Доступно:

http: //www.areva-

td.com/smart/US_100_SMART+GRID::+OFFRE7.html [дата обращения:

мая. 20, 2010]

[15] Афшин ЛАШКАР АРА, Сейед Али Набави НИАКИ, «Сравнение

фактов эксплуатации оборудования в системах передачи и распределения»

17-я Международная конференция по распределению электроэнергии, Барселона,

12-15 мая 2003

Снижение потерь в системе распределения электроэнергии — Custom Truck One Source

По данным U.Администрация энергетической информации США, электронная передача и распределение энергии потеряла 5% энергии в США в период с 2015 по 2019 год.

Потери энергии неизбежны при производстве, передаче и распределении энергии. Тем не менее, потери энергии происходят с наибольшей скоростью при распределении энергии. Это ненужная трата ресурсов. Необходимо понимать, как работает система распределения, чтобы предотвратить потери энергии.

Эта статья предназначена для всех, кто хочет снизить потери при распределении электроэнергии!

Что такое распределение электроэнергии?

Электроснабжение состоит из трех ступеней.Это производство, передача и распределение. Эта сложная система называется сеткой. Чтобы понять распределение мощности, давайте посмотрим, как работает вся система.

Во-первых, электростанции вырабатывают электроэнергию. Источник энергии варьируется от места к месту. Затем трансформатор увеличивает (увеличивает) свое напряжение для передачи.

Толстые линии электропередачи переносят электричество на большие расстояния под высоким напряжением. Ближе к месту назначения местный трансформатор понижает (понижает) напряжение.

Распределение начинается, когда кабели несут электричество от линии передачи к потребителям. Кабели и провода проходят через электрические столбы или под землей. Более тонкие распределительные линии доставляют электроэнергию в дома. Трансформаторы меньшего размера на электрических полюсах снова снижают напряжение. Наконец, электричество поступает в дома.

Коммунальные предприятия по всей стране управляют системой распределения электроэнергии. Столкнувшись с убытками, коммунальные предприятия должны покупать или производить больше электроэнергии.Если они этого не сделают, они не смогут удовлетворить потребности своих клиентов в потреблении энергии.

Потери в системе распределения электроэнергии стоят денег. Они также могут вызвать негативные последствия для электрических устройств, подключенных к сети дома.

Что вызывает потери мощности?

Некоторые потери мощности неизбежны в системах распределения электроэнергии. Это верно в отношении производства и передачи электроэнергии. Но эксперты сходятся во мнении, что в системах распределения электроэнергии теряется слишком много энергии. При распределении потери возникают как по техническим, так и по нетехническим причинам.

Технические потери энергии

Есть два типа технических потерь энергии. Это переменные потери и фиксированные потери.

Фиксированные потери постоянны. Они решаются только ремонтом сети и оборудования. Постоянные потери возникают в трансформаторах, линиях и кабелях распределительной сети. Они часто возникают на первичных и вторичных линиях.

Например, трансформаторы теряют энергию в виде тепла и шума из-за магнитных сил.Линии теряют энергию при высоких напряжениях в виде коронного разряда. Признаком коронного разряда является шипение или треск, слышимый рядом с проводниками. Зарядный ток, питающий кабели, также может вызывать фиксированные потери. Эти потери больше, если кабели очень длинные или по ним проходит электричество высокого напряжения.

Переменные потери зависят от количества электричества, протекающего по кабелям. Они возникают из-за прохождения тока через электрическое сопротивление сетевых активов. Таким образом, потребительская активность и потребление определяют переменные потери.Когда сеть сильно загружена, системные потери стремительно растут и приводят к значительному финансовому ущербу.

Фиксированные убытки встречаются чаще, чем переменные. Однако они не всегда дешевле в зависимости от энергопотребления.

Нетехнические потери энергии

Хотя это не так часто, потери энергии могут произойти из-за краж, неизмеримых поставок и транспортировки.

Воры будут вмешиваться в счетчики и другие части распределительной сети. Цель состоит в том, чтобы откачать электричество, заставив кого-то другого оплачивать счет.

Общественное благо использует безлимитные поставки (UMS). Сюда входят уличные фонари, указатели автобусных остановок, а также рекламные щиты. Коммунальные зоны в государственных зданиях также могут использовать UMS. Коммунальные службы проводят аудит энергопотребления УМС. Однако оценки и фактическое потребление UMS различаются, что приводит к нетехническим потерям.

Передача — это когда энергия используется, но неправильно регистрируется. Например, в системе теряется энергия из-за проблем со счетчиком. Возможны проблемы с несколькими счетчиками, но наиболее вероятна неисправность счетчика.

Как уменьшить системные потери

Есть несколько способов уменьшить технические и нетехнические потери энергии. Коммунальные предприятия хотят максимизировать эффективность, чтобы сократить оба убытка.

Технические потери энергии

Лучше всего заменить старое оборудование. Например, коммунальные предприятия должны заменять изношенные кабели.

Коммунальные предприятия должны увеличить размеры кабелей. В зонах интенсивного использования кабели большей мощности могут снизить потери. Несоответствующий размер проводов для распределительных линий может привести к значительным потерям.Конденсаторные батареи могут использоваться вдоль линий электропередачи также для коррекции коэффициента мощности.

Коммунальные предприятия также должны сокращать длину кабеля, когда это возможно. Длинные распределительные линии, особенно в сельской местности, приводят к потерям энергии.

Техники должны использовать стыки и стыки только при необходимости. Им нужно использовать правильные техники для прочных связей. Соединения и стыки могут вызвать потери мощности, если не соблюдаются высокие стандарты качества.

Обновление трансформаторного оборудования и обеспечение его правильного расположения также снизят потери.Рабочие должны выполнить анализ, чтобы определить, используются ли подходящие трансформаторы. Рассмотрите возможность увеличения, уменьшения размеров или отключения трансформатора, чтобы уменьшить потери. Также возможна перебалансировка нагрузок. Коммунальные предприятия должны оценить потребление энергии и геометрию круга. Это определит, как перебалансировать нагрузки. Трансформаторы следует располагать подальше от центров нагрузки, чтобы сбалансировать мощность более равномерно.

Нетехнические потери энергии

Если кто-то подозревает нетехническую потерю энергии, он должен связаться с коммунальной компанией.Компания оценит свои счетчики и электрические линии, чтобы выявить любые проблемы.

Анализ данных о клиентах помогает найти как технические, так и нетехнические потери. Необычные шаблоны могут помочь обнаружить мошенничество и воровство.

Коммунальные предприятия будут следить за полевыми бригадами для проведения проверок. Они могут улучшить неисправное или изношенное оборудование.

Независимо от проблемы, утилиты могут решить ее в кратчайшие сроки.

Сокращение убытков

Все три стадии энергетического цикла могут иметь потери.Тем не менее, наибольшие потери мощности приходится на распределение мощности.

Изучение тенденций в области энергопотребления помогает сократить потери. Они работают, чтобы обеспечить эффективный поток энергии к своим сетям и потребителям.

Прогнозных моделей потерь тока, напряжения и мощности на линиях электропередачи

Современное и цивилизованное общество настолько сильно зависит от использования электроэнергии, потому что она является самым мощным средством содействия экономическому, промышленному и социальному развитию.Электроэнергия, произведенная на электростанциях, передается в центры нагрузки, откуда она распределяется между потребителями с помощью линий электропередачи, проходящих из одного места в другое. В результате физических свойств среды передачи некоторая передаваемая мощность теряется для окружающей среды. Общее влияние потерь мощности на систему — уменьшение количества энергии, доступной потребителям. Точное знание потерь при передаче зависит от способности правильно прогнозировать доступные ток и напряжение на линиях передачи.Поэтому были сформулированы выражения математической физики, изображающие эволюцию тока и напряжения на типичной линии передачи, и полученные из них модели для прогнозирования имеющихся тока и напряжения, соответственно, в любой точке линии передачи. Прогностические модели развивались как явные выражения пространственной переменной, и они хорошо согласуются с эмпирическими данными и реальностью.

1. Введение

Невозможно переоценить важность электроэнергии в современном мире, поскольку она является ключевым источником энергии для промышленной, коммерческой и бытовой деятельности [1].Его наличие в нужном количестве имеет важное значение для развития цивилизации.

Электроэнергия вырабатывается на электростанциях, которые обычно расположены далеко от центров нагрузки. Таким образом, требуется разветвленная сеть проводов между электростанциями и потребителями. Эту сеть проводников можно разделить на два основных компонента, называемых системой передачи и системой распределения. Система передачи предназначена для доставки большого количества энергии от электростанций к центрам нагрузки и крупным промышленным потребителям, в то время как система распределения предназначена для доставки энергии от подстанций к различным потребителям.

Известно, что эффективности передающего компонента электроэнергетической системы препятствует ряд проблем, особенно в странах третьего мира. Основные проблемы, указанные в [2], включают применение несоответствующих технологий, неадекватность материалов, оборудования и рабочей силы.

Из физики передачи электроэнергии, когда проводник подвергается воздействию электроэнергии (или напряжения), электрический ток течет в среде. Сопротивление потоку создает тепло (тепловую энергию), которая рассеивается в окружающую среду.Эта потеря мощности называется омической потерей [3]. Кроме того, если приложенное напряжение превышает критический уровень, возникает другой тип потери мощности, называемый эффектом коронного разряда [4]. Потери мощности накапливаются по мере протекания индуцированного тока и распространения эффекта коронного разряда по линиям передачи. Потери мощности могут отнять значительную часть передаваемой мощности, поскольку линии передачи обычно проходят на большие расстояния, иногда в несколько сотен километров [5]. Общее влияние потерь мощности на систему — уменьшение количества энергии, доступной потребителям.Следовательно, точное знание потерь мощности в линиях электропередачи будет полезно при планировании подачи достаточного количества энергии, необходимой в электрической сети.

Одним из способов уменьшения потерь в процессе передачи электроэнергии является применение некоторых стратегий для уменьшения потерь. Рамеш и др. В [6] рассматривается минимизация потерь мощности в распределительных сетях с помощью реструктуризации фидеров, реализации распределенной генерации и метода размещения конденсаторов.Rugthaicharoencheep и Sirisumrannukul [7] использовали реконфигурацию фидера для снижения потерь в распределительной системе с распределенными генераторами от Tabu Search. Sinsuphun et al. [8] работали над минимизацией потерь с использованием оптимального потока мощности на основе интеллекта роя. Недавно был применен классический метод оптимизации, чтобы сформулировать оптимальную стратегию, которая снижает потери мощности при передаче до минимума [9]. Стратегия состоит в том, чтобы передавать электроэнергию при очень низком токе с высоким рабочим напряжением, близким к критическому разрушающему напряжению, и расстоянием между линиями передачи, не меньшим, чем значение, где и являются радиусами передающей среды и фазным напряжением, соответственно.

В этой статье мы предлагаем математические модели для прогнозирования доступного тока и напряжения, а также потерь мощности на типичной линии передачи, чтобы иметь возможность рассчитать доступную полезную электрическую мощность для удовлетворения потребностей потребителей. В процессе изучается эволюция тока и напряжения в линии передачи, и строятся модели для прогнозирования как тока, так и напряжения. В конце концов, желаемая модель для прогнозирования потерь мощности в линиях электропередачи была сформулирована путем преобразования функции потерь мощности в задачу математической физики.Эта стратегия привела к исключению из модели всех параметров передачи.

В следующем разделе мы выводим уравнения, которые характеризуют эволюцию электрического тока и напряжения на типичной линии передачи. В разделе 3 получена прогнозная модель потерь мощности, возникающих в различных местах на линии передачи. Анализ моделей проводится и обсуждается в Разделе 4, а работа завершается в Разделе 5.

2. Поток мощности по линиям передачи

В этом разделе мы выводим выражения, которым напряжение и ток должны удовлетворять при равномерной передаче. линий.Реальная линия передачи будет иметь некоторое последовательное сопротивление, связанное с потерями мощности в проводнике [10]. Также может быть некоторая шунтирующая проводимость, если изоляционный материал, удерживающий два проводника, имеет некоторый ток утечки. Следовательно, сопротивление и проводимость несут ответственность за потери мощности в линиях передачи [11]. С этой целью мы формулируем модель линии передачи с потерями, в которой учитывается влияние последовательного сопротивления () и шунтирующей проводимости () на линии передачи.

2.1. Формулировка модели

Здесь мы заинтересованы в определении степени, в которой выходное напряжение и ток отличаются от своих входных значений на элементарной части линии передачи. Таким образом, мы рассматриваем эквивалентную схему линии передачи длины, содержащей сопротивление и проводимость, как показано на рисунке 1. Схема показывает, как мощность (как напряжение, так и ток), протекающая через среду передачи, считается расположенной вдоль пространственной переменной ([12 ], стр.255–260). Применяя закон напряжения Кирхгофа [13] к эквивалентной схеме ЛЭП, имеем которое при упрощении, разделении на и принятии пределов, стремящихся к нулю, упрощается до и откуда у нас Используя закон Кирхгофа [13], который также при упрощении, делении на и принятии пределов, стремящихся к нулю, упрощается до который дополнительно упрощается до поскольку не зависит от.Дифференцирование (6) по снова приводит к Подставляя (6) в (3) и (2) в (7), получаем Уравнения (8) и (9) представляют собой выражения математической физики, которые характеризуют поток энергии по линиям передачи.

Решение уравнения потока мощности (напряжения) (8), которое подчиняется граничным условиям, где — начальное напряжение, приводит к Эквивалентное решение (9) для тока, протекающего по линии передачи, имеет вид где обозначает начальный ток в цепи.

С помощью последних двух уравнений можно определить величину тока и напряжения в любой точке линии передачи. В таблице 1 представлены прогнозируемые ток и напряжение в некоторых точках типичной одиночной цепи 330 кВ нигерийской сети электропередачи. В настоящее время максимальная длина передающей сети составляет около 300 км.

Длина линии (км) Ток (A) Напряжение (кВ) 10 19 14 329,5 20 19,09 329,1 50 19,00 327,6 100 18,87 327 907 907 907 907 907 907 907 907 907 907 907 907 907 18,87 907 907 300 18,33 316,1

В следующем разделе мы попытаемся спрогнозировать общие потери мощности в типовой линии передачи.

3. Потери мощности в линиях передачи

Основной причиной потерь в линиях передачи является сопротивление проводника протеканию тока [14]. В результате в проводнике выделяется тепло, и это увеличивает температуру проводника. Повышение температуры проводника дополнительно увеличивает сопротивление проводника и, как следствие, увеличивает потери мощности. Величина омических потерь мощности [15] задается как где обозначает ток вдоль проводника и представляет сопротивление проводника.

Образование короны на линиях передачи также связано с потерей мощности, что в некоторой степени влияет на эффективность линии передачи [16]. Коронный разряд связан с испусканием ионов с поверхности передающей среды [17]. Потери мощности короны для условий хорошей погоды [18, 19] имеют значение где представляет частоту передачи, означает коэффициент плотности воздуха, представляет собой радиус проводника, представляет пространство между линиями передачи, представляет собой рабочее напряжение и обозначает разрушающее напряжение.Известно, что высокие градиенты напряжения выше 18 кВ / см вокруг проводов вызывают коронный разряд ([20], стр. 645).

Суммарные потери в линии передачи тогда задаются как То есть, Следовательно, потери мощности выражаются выражением

3.1. Прогнозирующая модель

Достаточно было бы подставить и из (11) и (12) в (17), чтобы получить выражение для потерь при передаче, но параметры передачи,, и остались бы неопределенными факторами.Таким образом, более желательно переписать (17) неявно в терминах пространственной переменной. Таким образом, из (17) При интегрировании и использовании (2) — (9) (18) упрощается до

Решение (19) вместе с необходимыми граничными условиями где обозначает передаваемую мощность. Решение модели потерь мощности при передаче получается как куда .

В таблице 2 представлены прогнозируемые потери мощности для одиночной цепи 330 кВ нигерийской передающей сети.

907 300 Длина линии в км Потери мощности (в МВт) для нагрузки 100 МВт Потери мощности (в МВт) для нагрузки 200 МВт Мощность потери (в МВт) для нагрузки 300 МВт 10 0,0500 0,1800 0,4300 20 0,1000 0.3598 0,8594 50 0,2500 0,8983 2,1438 100 0,5000 1,7927 4,2724 4,2724 200776 1.4892 5.3301 12.6354

В таблице 3 представлены результаты, полученные Onohaebi и Odiase [21] с использованием симулятора Power World для 200 нагрузок 100 МВт и 300 МВт с соответствующими сопротивлениями для различной длины.

7 907 Длина линии в км Потери мощности (в МВт) для нагрузки 100 МВт Потери мощности (в МВт) для нагрузки 200 МВт Потери мощности ( в МВт) для нагрузки 300 МВт 10 0,05 0,18 0,43 20 0,09 0,37 907 907 907 907 907 907 907 907 907 907 .18 0,73 1,75 60 0,26 1,10 2,84 100 0,41 1,85 4,66 907 907 907 1,85 4,66 300 1,10 5,85 24,40

4.Анализ и обсуждение результатов

Изучение результатов, представленных в таблицах 1 и 2, подтверждает последовательность в сокращении возвращаемых числовых решений, и поэтому результаты соответствуют действительности. С другой стороны, результаты в таблице 3 показывают близкое согласие с результатами в таблице 2. Следовательно, прогнозы соответствуют реальности и эмпирическим данным.

Эволюция тока и напряжения на высоковольтных линиях электропередачи, а также потери мощности при моделировании эволюционировали в виде обыкновенных дифференциальных уравнений второго порядка.Полученные решения при соответствующих граничных условиях записываются в замкнутой форме. Присваивая значения входным факторам, численные значения были получены для необходимых факторов — тока, напряжения и потерь мощности.

Преимущество аналитических выражений, полученных в этом исследовании, состоит в том, что числовые значения могут быть вычислены с помощью портативного калькулятора, в отличие от метода Крала и др. [22], что требует использования программного пакета.

На основании вышеприведенных наблюдений модели могут быть использованы для прогнозирования необходимых электрических мер вдоль типичных линий передачи.С помощью этих мер можно запланировать мероприятия, связанные с передачей электроэнергии, с целью повышения эффективности электроэнергетической системы.

5. Заключение

Уравнения, описывающие эволюцию тока и напряжения вдоль линий передачи, были использованы для создания инструментов для прогнозирования необходимых электрических показателей, таких как ток, напряжение и потери мощности.

Изменение тока и напряжения на линиях передачи — это процесс, который может помочь в определении силы тока и напряжения как функции пространственной переменной на линиях передачи.Формирование функции потерь мощности в виде выражения математической физики привело к формулировке модели прогнозирования потерь мощности в явном виде только с точки зрения пространственной переменной.

Конфликт интересов

Авторы заявляют об отсутствии конфликта интересов в отношении публикации данной статьи.

% PDF-1.7 % 841 0 объект > эндобдж xref 841 116 0000000016 00000 н. 0000003611 00000 н. 0000003872 00000 н. 0000003899 00000 н. 0000003957 00000 н. 0000003993 00000 п. 0000004481 00000 н. 0000004681 00000 п. 0000004858 00000 н. 0000005016 00000 н. 0000005139 00000 п. 0000005308 00000 п. 0000005431 00000 н. 0000005552 00000 н. 0000005675 00000 н. 0000005796 00000 н. 0000005919 00000 н. 0000006042 00000 н. 0000006164 00000 п. 0000006287 00000 н. 0000006410 00000 н. 0000006560 00000 н. 0000006707 00000 н. 0000006856 00000 н. 0000007007 00000 н. 0000007163 00000 н. 0000007332 00000 н. 0000007412 00000 н. 0000007490 00000 н. 0000007570 00000 н. 0000007650 00000 н. 0000007730 00000 н. 0000007809 00000 н. 0000007889 00000 н. 0000007969 00000 п. 0000008048 00000 н. 0000008127 00000 н. 0000008206 00000 н. 0000008285 00000 н. 0000008364 00000 н. 0000008637 00000 н. 0000009095 00000 н. 0000009685 00000 н. 0000010053 00000 п. 0000011067 00000 п. 0000011666 00000 п. 0000012139 00000 п. 0000012415 00000 п. 0000012518 00000 п. 0000012619 00000 п. 0000012791 00000 п. 0000013139 00000 п. 0000013648 00000 п. 0000013931 00000 п. 0000020619 00000 п. 0000021043 00000 п. 0000021419 00000 п. 0000021623 00000 п. 0000025483 00000 п. 0000025818 00000 п. 0000026203 00000 п. 0000026364 00000 п. 0000027292 00000 н. 0000036354 00000 п. 0000048004 00000 п. 0000060842 00000 п. 0000072793 00000 п. 0000084465 00000 п. 0000096269 00000 п. 0000096371 00000 п. 0000110425 00000 н. 0000124673 00000 н. 0000132041 00000 н. 0000132154 00000 н. 0000134142 00000 н. 0000134377 00000 н. 0000134722 00000 н. 0000134816 00000 н. 0000135688 00000 н. 0000135915 00000 н. 0000136245 00000 н. 0000180732 00000 н. 0000180771 00000 н. 0000181319 00000 н. 0000181453 00000 н. 0000233370 00000 н. 0000233409 00000 н. 0000233964 00000 н. 0000234124 00000 н. 0000274140 00000 н. 0000311368 00000 н. 0000311426 00000 н. 0000311728 00000 н. 0000311839 00000 н. 0000311942 00000 н. 0000312062 00000 н. 0000312230 00000 н. 0000312430 00000 н. 0000312550 00000 н. 0000312795 00000 н. 0000313017 00000 н. 0000313209 00000 н. 0000313345 00000 п. 0000313515 00000 н. 0000313669 00000 н. 0000313817 00000 н. 0000314018 00000 н. 0000314186 00000 п. 0000314356 00000 н. 0000314502 00000 н. 0000314679 00000 н. 0000314846 00000 н. 0000315039 00000 н. 0000315301 00000 н. 0000003430 00000 н. 0000002671 00000 н. трейлер ] / Назад 1158244 / XRefStm 3430 >> startxref 0 %% EOF 956 0 объект > поток hb«a`d«P4ff @

Анализ методов снижения потерь для низковольтных распределительных сетей

Emmanuel M, Rayudu R, Welch I (2017), Анализ емкости сети и вычисление добавочного дополнения для планирования системы распределения.Исследование электроэнергетических систем, 152: 105-121.

Инан Х., Бэтсон Дж., Шайбе М. (2014), Снижение системных потерь. Лейдос, TechAdvantage.

MEDC (2018), Muscat Electricity Distribution Company, Годовой отчет, Маскат, Оман.

Чжу З., Лу С., Гао Б., Йи Т., Чен Б. (2016), Анализ стоимости жизненного цикла трех типов линий электропередачи в распределительной сети 10 кВ. Изобретений, 1, 20.

OETC 2019, Годовое заявление о возможностях передачи за пять лет (2019-2023 гг.).Технический отчет, Оманская компания по передаче электроэнергии.

Samineni S, Labuschagne C, Pope J (2010), «Принципы применения и защиты шунтирующих конденсаторных батарей», в Proc. 63-й ежегодной конференции инженеров защитных реле, Колледж-Стейшн, Техас, США, стр. 1-14.

Аль-Сарми С., Аль-Ансари Х., Аль-Бади А., Ахшан Р., Аль-Хинай С., Аль-Хади Хилал (2019), «Проектирование системы минимизации потерь мощности в распределительной сети», in Proc. 15-я Международная конференция GCC CIGRE, Маскат, Султанат Оман, стр.432-440.

Phetlamphanh V, Premrudeepreechacharn S, Ngamsanroaj K (2012), «Снижение технических потерь в системе распределения электроэнергии в столице Вьентьяна», в Proc. Международная конференция по исследованиям и применению возобновляемых источников энергии (ICRERA), Нагасаки, стр. 1-6.

Aburn G, Hough M (2015), Реализация плана EPA по экологически чистому питанию: меню вариантов. Технический отчет, Национальная ассоциация агентств чистого воздуха (NACAA).

Панек Дж., Элахи Х. (1989), «Модернизация напряжения подстанции», в IEEE Power Engineering Review, 9 (7): 55-55.

Аль-Бади А.Х., Ахшан Р., Хоссейнзаде Н. Горбани Р., Хоссейн Э. (2020), Обзор концепций интеллектуальных сетей и технологических демонстраций во всем мире с акцентом на перспективу Омана. Прил. Syst. Иннов. 3, 5.

Саадат Х (2011), Анализ энергосистемы. ООО «ПСА Паблишинг».

Альбади М., Солиман Х., Авлад Тани М., Аль-Алави А., Аль-Исмаили С., Аль-Набхани А., Баалави Х. (2017 г.), Оптимальное размещение фотоэлектрических систем для минимизации потерь в распределительных сетях с использованием GA и PSO: Остров Масира Пример из практики.J. Электрические системы, 13 (4): 678-688.

Booth and Associates, Inc. (1988), Руководство по оценке потерь в распределительной системе. Технический отчет, Мичиганский университет, США.

Szwander W (1945), Оценка и капитализация потерь трансформаторов. Журнал Института инженеров-электриков — Часть II: Энергетика, 92 (26): 125-134.

Хараламбус, Калифорния, Милидонис А., Лазари А., Николаидис А.И. (2013), Оценка потерь и общая стоимость владения силовыми трансформаторами — Часть I: Комплексный метод.IEEE Transactions on Power Delivery, 28 (3): 1872-1880.

Аль-Бади А.Х., Эльмуди А., Метвалли I, Аль-Вахаиби А., Аль-Аджми Х., Аль-Булуши М. (2011), «Снижение потерь в распределительных трансформаторах», in Proc. Международной конференции инженеров и компьютерных ученых, Гонконг, стр. 1-5.

Wijayapala WDAS, Gamage SRK, Bandara HMSLG (2016), Определение значений капитализации для потерь без нагрузки и потерь нагрузки в распределительных трансформаторах. Журнал Института инженеров, Шриланка, 49 (3): 11-20.

C57.120-2017 — Руководство IEEE по оценке потерь распределительных и силовых трансформаторов и реакторов.

CRT (2017 г.), Тарифы с отражением затрат (CRT) согласно (2017 г.), -Muscat Electricity Distribution Company, Оман.