Расчет потерь электроэнергии в электросетях

Причины потерь электрической энергии при ее транспортировке

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

Утечка электрической энергии в домашних условиях

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

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

Типы потерь при передаче тока

Имеются два типа расхода энергии при передаче и распределении напряжения:

1. Технические потери.
2. Технологические – из-за погрешностей, недостоверности расчетов, краж.

Технические потери

Технические потери тока обусловлены энергией, рассеиваемой в проводниках, оборудовании, используемом для линии электропередачи, как кабельные муфты, наконечники, соединители, трансформаторы, подлинии электропередачи и распределительные линии. Для снижения утраты тока должны применяться технически исправные электрокоммуникационные устройства.
Технические потери напряжения обычно составляют около половины потерь от распределения, и непосредственно зависят от характеристик и режима работы сети. Основной объем утрат в энергосистеме приходится на физические параметры как активное погонное сопротивление, погонная индуктивность, емкость и проводимость изоляции, затухание и волновое сопротивление. Поэтому распределительные системы должны быть должным образом исправны, чтобы обеспечить утраты в пределах допустимых пределов.

Кроме того, неожиданное увеличение нагрузки выражается в увеличении технических потерь выше нормального уровня и приводит к авариям и неисправностям.

Существует два вида технических потерь

1. Постоянные/фиксированные технические потери

Фиксированные потери не изменяются в зависимости от тока и составляют от 25% и 40%. Эти потери принимают форму тепла и шума и происходят до тех пор, пока энергосеть находится под напряжением. Эти энергозатраты в распределительных сетях являются фиксированными.

К основным фиксированным потерям тока в сети можно отнести следующие:

• из-за тока утечки
• коронный разряд в виде ионизации воздуха
• диэлектрические рассеивания энергии
• утечка в выключенной цепи
• вызванные непрерывной нагрузкой измерительных элементов и элементов управления

2. Переменные

Переменные потери изменяются в зависимости от количества распределяемой электроэнергии и, пропорциональны квадрату тока. Следовательно, увеличение тока на 2% приводит к увеличению затрат более чем на 2%. От 60% до 75% технических или физических затрат в распределительных сетях являются переменными. Переменные уменьшения тока могут быть изменены путем ремонта и модернизации существующих линий. Так при увеличении площади поперечного сечения кабелей для определенной нагрузки затраты будут падать. Это приводит к прямому соглашению между объемом потерь и стоимостью финансовых затрат. Считается, что оптимальный средний коэффициент потерь, обосновывающий стоимость при проектировании энергосистемы, должен быть минимальным.

К переменным потерям относятся:

•  джоулевые потери тока (тепловые) в линиях
•  из-за импедансного сопротивления (переменного тока)
• вызванные контактным сопротивлением

Наши события

23 декабря 2020, 21:40 Итоги форума «Антиконтрафакт-2020». Ассоциация «Электрокабель», Росстандарт, АПСС, производители и трейдеры высказали свои позиции

21 декабря 2020, 16:04 Expert.Аналитика выпустила вторую часть отчета о ситуации на кабельном рынке

21 декабря 2020, 12:42 RusCable Insider #203 — Как будет работать «Севкабель» в условиях банкротства. Кто контролирует заниженку? Продолжение Эксперт.Аналитики!

15 декабря 2020, 14:14 «Псевдорегулятор кабельной отрасли». Кто контролирует «заниженку»? Новое интервью

15 декабря 2020, 11:07 Интервью с инкогнито о секретах тендерной кухни

15 декабря 2020, 10:52 Сотрудники RusCable.Ru узнали, как делают российские выключатели на КЭАЗе

Наши события

26 апреля 2021, 13:57
RusCable Insider #219 – Анонс “Нефтегаз-2021”, А.Гусев модератор сессии выставки, новый каталог от “ЭКСПЕРТ-КАБЕЛЬ” и фирменный подкаст компании CHINT

23 апреля 2021, 14:46
RusCable Live по пятницам

20 апреля 2021, 19:05
RusCable Insider #218 – “Вторичная” медь – не криминал! Томсккабель для судостроения, космические “Москабель” и ОКБ КП и зачем идут на Wire?

20 апреля 2021, 13:14
Завтра стартует выставка “Энергетика и электротехника” и Российский международный энергетический форум

20 апреля 2021, 11:55
Кабельщики примут участие в сессии Алюминиевой Ассоциации деловой программы на юбилейной выставке НЕФТЕГАЗ в Москве

19 апреля 2021, 18:11
Российский производитель имеет преференции на торгах. Как получить статус “российского производителя” и избежать ошибок рассказали руководители Ассоциации “Электрокабель” и СОЮЗЭКСПЕРТИЗы

ПАРТНЁРЫ

Коммерческие потери: основное направление повышения эффективности в электроэнергетике

Коммерческие потери электроэнергии считаются сложно прогнозируемой величиной, так как зависят от потребителей, от их желания обмануть предприятие или государство. Основой указанных проблем являются:

1. Сезонная составляющая. В представленное понятие вкладывается недоплата физических лиц по реально отпущенной электрической энергии. К примеру, в Республике Беларусь существует 2 причины появления «сезонки» — это наличие льгот по тарифам и оплата не на 1, а на 25 число.
2. Несовершенство приборов учетов и их неправильная работа. Современные технические средства для определения потребленной энергии значительно упростили задачу абонентской службе. Но электроника или неправильно налаженная система учета может подвести, что и становится причиной рост коммерческих потерь.
3. Воровство, занижение показаний счетчиков коммерческими организациями. Это отдельная тема для разговора, которая предполагает различные ухищрения физических и юридических лиц по сокращению расходов на электрическую энергию. Все это сказывается на росте потерь.

Где выполняется расчет?

Расчет потерь электроэнергии в электрических сетях выполняется по следующим направлениям:

1. Для предприятий, генерирующих энергию и отдающих в сеть. Уровень зависит от технологии производства, правильности определения собственных нужд, наличия технических и коммерческих учетов. Потери генерации ложатся на коммерческие организации (включаются в стоимость) или добавляются в нормативы и фактические величины на районы или предприятия электрических сетей.
2. Для высоковольтной сети. Передача на дальние расстояния сопровождается высоким уровнем потерь электроэнергии в линиях и силовом оборудовании подстанций 220/110/35/10 кВ. Рассчитывается путем определения норматива, а в более совершенных системах через приборы электронного учета и автоматизированных систем.
3. Распределительные сети, где происходит разделение потерь на коммерческие и технические. Именно в этой области сложно прогнозировать уровень величины из-за фактора сложности обвязки абонентов современными системами учета. Потери при передаче электроэнергии рассчитываются по принципу поступило за минусом платы за потребленную электрическую энергию. Определение технической и коммерческой части выполняется через норматив.

Составление небаланса в высоковольтных и распределительных сетях

Потери электроэнергии технического плана можно выявить через другой метод. О нем уже говорилось выше – предполагается, что все высоковольтные или распределительные сети обвязаны приборами учета. Они помогают определить величину максимально точно. Кроме этого, подобная методика обеспечивает реальную борьбу с неплательщиками, воровством и неправильное использование энергооборудования.

Следует отметить, что подобный подход, несмотря на эффективность, неприменим в современных условиях. Для этого необходимы серьезные мероприятия с большими затратами на реализацию обвязки всех потребителей электронными учетами с передачей данных (АСКУЭ).

Коммерческая составляющая

Под данными затратами подразумевается сальдо между абсолютными (фактическими) и техническими потерями. В идеале такая разница должна стремиться к нулю, но на практике это не реально. В первую очередь это связано с особенностями приборов учета отпущенной электроэнергии и электросчетчиков, установленных у конечных потребителей. Речь идет о погрешности. Существует ряд конкретных мероприятий для уменьшения потерь такого вида.

К данной составляющей также относятся ошибки в счетах, выставленных потребителю и хищения электроэнергии. В первом случае подобная ситуация может возникнуть по следующим причинам:

• в договоре на поставку электроэнергии указана неполная или некорректная информация о потребителе;
• неправильно указанный тариф;
• отсутствие контроля за данными приборов учета;
• ошибки, связанные с ранее откорректированными счетами и т.д.

Что касается хищений, то эта проблема имеет место во всех странах. Как правило, такими противозаконными действиями занимаются недобросовестные бытовые потребители. Заметим, что иногда возникают инциденты и с предприятиями, но такие случаи довольно редки, поэтому не являются определяющими. Характерно, что пик хищений приходится на холодное время года, причем в тех регионах, где имеются проблемы с теплоснабжением.

Различают три способа хищения (занижения показаний прибора учета):

1. Механический. Под ним подразумевается соответствующее вмешательство в работу прибора. Это может быть притормаживание вращения диска путем прямого механического воздействия, изменение положения электросчетчика, путем его наклона на 45° (для той же цели). Иногда применяется более варварский способ, а именно, срываются пломбы, и производится разбалансирование механизма. Опытный специалист моментально обнаружит механическое вмешательство.
2. Электрический. Это может быть как незаконное подключение к воздушной линии путем «наброса», метод инвестирования фазы тока нагрузки, а также использование специальных приборов для его полной или частичной компенсации. Помимо этого есть варианты с шунтированием токовой цепи прибора учета или переключение фазы и нуля.
3. Магнитный. При данном способе к корпусу индукционного прибора учета подносится неодимовый магнит.

Практически все современные приборы учета «обмануть» вышеописанными способами не удастся. Мало того, подобные попытки вмешательства могут быть зафиксированы устройством и занесены в память, что приведет к печальным последствиям.

Определение величины потерь электрической энергии в сети напряжением 0,4 кВ

18.1. Исходными данными для определения потерь электроэнергии в целом по сети 0,4 кВ или по какому-либо району указанной сети являются:

количество электроэнергии W_н.н(кВт∙ч), поступившей в сеть напряжением 0,4 кВ за расчетный период;

фазные напряжения на всех трех фазах отходящей линии U_1а, U_1б, U_1ви токи I_а, I_б, I_в, измеренные на шинах ТП;

фазные напряжения U_2а, U_2б, U_2визмеренные в конце линии.

Измерения выполняются в дни контрольных замеров в расчетный период.

18.2. Потери электроэнергии в линиях 0,4 кВ рассчитываются по формулам:

для кабельной линии

(18)

для воздушной линии

(19)

где ΔU_срi — среднее падение напряжения в конце распределительной линии, В;

I_срi, — средний ток линии 0,4 кВ в ее начале на ТП в момент замера ΔU_срi.

18.3. Относительные потери электроэнергии в кабельной сети с коммунально-бытовой нагрузкой определяются:

где K_д.п.ср — коэффициент дополнительных потерь, возникших из-за неравномерной загрузки фаз;

ΔU_ср — средние относительные потери напряжения для сети низкого напряжения, %.

18.4. Определение относительных потерь напряжения (в %) для сети напряжением 0,4 кВ производится по измерениям фазных напряжений в начале и в конце линии и подсчитывается как среднее фазное значение напряжения в начале и в конце линии в дни контрольных замеров:

(21)

среднее значение потери напряжения в линиях:

(22)

средний процент потерь напряжения для одной ТП:

(23)

средний процент потерь напряжения для всех ТП, на которых проводились замеры:

(24)

где n— число ТП, на которых были выполнены контрольные замеры.

Средний процент потерь мощности в сети 0,4 кВ:

(25)

где K_м/н— коэффициент, определяющий отношение потери мощности к потери напряжения (для приближенных вычислений принимать K_м/н = 0,75 []).

18.5. Число часов максимальных потерь τрекомендуется определять по или из графика τ = ƒ(T) ().

18.6. Средний коэффициент дополнительных потерь для сети напряжением до 0,4 кВ равен:

(26)

где n— число распределительных линий, включенных в расчет;

K_д.пi— коэффициент дополнительных потерь при неравномерной нагрузке фаз распределительной линии определяют:

(27)

где R_o, R_ф — соответственно активные сопротивления нулевого и фазного проводов, Ом;

K_нi— коэффициент неравномерности нагрузки фаз распределительной линии, который равен:

(28)

где I_аi, I_вi, I_ci — соответственно значения токов (А) фаз А, В, С головного участка распределительной линии 0,4 кВ;

I_срi— среднее значение токов (А) фаз А, В, С.

Коэффициенты K2_нiи K_д.пможно определить по приложениям и .

Для двухпроводной линии K_д.п = 1, для трехпроводной линии K_д.п =K2_нi

18.8. Относительная величина потерь электроэнергии в сети с воздушными линиями и коммунально-бытовой нагрузкой определяется:

(29)

18.9. Относительная величина потерь электроэнергии в линии с одной нагрузкой равна:

(30)

18.10. Потери электроэнергии в сети напряжением 0,4 кВ будут равны:

(31)

Коммерческая составляющая

Отсутствие контроля работы приборов учета приводят к неучтенным хищениям электроэнергии В первую очередь эта составляющая касается характеристик приборов учета, принадлежащих конечным потребителям (их погрешности, в частности). Для снижения этого типа потерь разработан ряд конкретных мер, успешно применяемых на практике. К категории коммерческих относят не только ошибки при выписывании счетов конкретному потребителю, но и неучтенные хищения электроэнергии. В первом случае они чаще всего возникают по следующим причинам:

• в договоре на поставку электроэнергии приведена неполная или не совсем корректная информация о потребителе и балансовой принадлежности закрепленного за ним объекта;
• ошибка в указании выбранного тарифа;
• отсутствие контроля работы приборов учета (этот случай характерен для садовых кооперативов и СНТ, в частности);
• неточности, возникающие при корректировке выписанных ранее счетов и т. п.

Характерные ошибки, вызванные спорным определением границ балансовой принадлежности объекта, решаются в порядке, установленном законодательством РФ.

Это только подтверждает взаимосвязанность коммерческих составляющих издержек по каждой из категорий энергоресурсов.

Мероприятия по снижению энергопотерь в домашних условиях

В перечень мероприятий по устранению потерь энергии в домах, квартирах внесены:

1. Прокладка электрической проводки, соответствующей потребляемой мощности, позволит исключить энергопотери, предупредить изменение параметров изоляции, лишний ее расход на нагрев проводников. Игнорирование требований нормативной документации при обустройстве кабельных квартирных становится причиной появления очагов возгорания в помещениях.
2. Во избежание плохих контактов в коммутационных аппаратах рекомендуется использовать изделия при монтаже квартирных электрических сетей с элементами, устойчивыми к процессу окисления, воздействию влаги и температурных перепадов. Кроме этого, в каждом контакте должно присутствовать хорошее прижатие полюсов между собой.
3. Для снятия реактивной нагрузки, которая является очередной причиной энергопотерь, возникает при работе электрических приборов и увеличивает расход активной составляющей электрической энергии, необходимо использовать специальные устройства. Они называются установками компенсации реактивной мощности. Их применение позволит уменьшить энергопотери, снизить напряжение на различных участках электросети и суммы денежных средств на оплату использованного количества тока.
4. Совершенствование осветительных систем и замена ламп накаливания на светодиодные аналоги также относится к доступному всем слоям населения мероприятию по предотвращению потерь электроэнергии на уровне конечного потребителя.

Установка стабилизаторов напряжения также позволит сократить энергопотери в домах и квартирах.

Определение потерь электроэнергии в силовых трансформаторах напряжением 10(6)/0,4 кВ

17.1.Исходными данными для расчета потерь электрической энергии в
силовых трансформаторах являются:

тип
трансформаторов, мощность;

номинальный
ток, потери холостого хода и короткого замыкания (по паспортным данным);

сведения
об отключении трансформаторов в течение расчетного периода;

средний
максимальный рабочий ток трансформатора, взятый из суточных графиков нагрузки в
период контрольных замеров:

(10)

количество
активной энергии, поступившей в силовые трансформаторы, W_тр, количество
активной энергии, поступившей в абонентские трансформаторы W_тр.а(кВт∙ч)
за расчетный период.

17.2.
Годовые потери электроэнергии в силовом трансформаторе определяются:

(11)

где t – число часов работы трансформатора за расчетный период;

τ
– время максимальных потерь (условное время, в течение которого потери в
активном сопротивлении элемента сети при постоянной максимальной нагрузке были
бы равны потерям энергии в том же элементе за расчетный период времени при
действительном графике нагрузки), ч;

ΔР_х.х.i, ΔР_к.з.i –
потери мощности холостого хода и короткого замыкания, кВт;

K_з – коэффициент загрузки
трансформатора в период годового максимума, определяемый как

(12)

где I_нi – номинальный ток i-го трансформатора, А;

I_{ср.макс} – средний максимальный ток по
суточным графикам в период контрольных замеров.

17.3.
Приближенно величину т определяют по следующей формуле:

(13)

где Т-
число часов использования максимальной нагрузки, ч.

17.4.
Число часов использования максимальной нагрузки Т определяется по
формуле:

(14)

где U_тр.н. – номинальное линейное
напряжение трансформатора на низкой стороне.

На
основании расчетных величин Т и
τ можно построить график зависимости τ = ƒ(Т) [].

17.5.
Годовые потери электроэнергии во всех трансформаторах определяются:

(15)

где n – число трансформаторов в
электрической сети.

17.6.
Относительная величина потерь электроэнергии в силовых трансформаторах:

(16)

где W_тр– количество электроэнергии
поступившей в силовые трансформаторы, кВт∙ч:

(17)

Способы уменьшения потерь в электрических сетях

Снизить затраты можно путем оптимизации технической и коммерческой составляющей. В первом случае следует принять следующие меры:

• Оптимизация схемы и режима работы электросети.
• Исследование статической устойчивости и выделение мощных узлов нагрузки.
• Снижение суммарной мощности за счет реактивной составляющей. В результате доля активной мощности увеличится, что позитивно отразится на борьбе с потерями.
• Оптимизация нагрузки трансформаторов.
• Модернизация оборудования.
• Различные методы выравнивания нагрузки. Например, это можно сделать, введя многотарифную систему оплаты, в которой в часы максимальной нагрузки повышенная стоимость кВт/ч. Это позволит существенно потребление электроэнергии в определенные периоды суток, в результате фактическое напряжение не будет «проседать» ниже допустимых норм.

Уменьшить коммерческие затраты можно следующим образом:

• регулярный поиск несанкционированных подключений;
• создание или расширение подразделений, осуществляющих контроль;
• проверка показаний;
• автоматизация сбора и обработки данных.

Работа с картами 1С 4 в 1: Яндекс, Google , 2ГИС, OpenStreetMap(OpenLayers) Промо

С каждым годом становится все очевидно, что использование онлайн-сервисов намного упрощает жизнь. К сожалению по картографическим сервисам условия пока жестковаты. Но, ориентируясь на будущее, я решил показать возможности API выше указанных сервисов: Инициализация карты Поиск адреса на карте с текстовым представлением Геокодинг Обратная поиск адреса по ее координатами Взаимодействие с картами — прием координат установленного на карте метки Построение маршрутов по указанным точками Кластеризация меток на карте при увеличении масштаба Теперь также поддержка тонкого и веб-клиента

1 стартмани

Калькулятор

Для упрощения вычислений удобно пользоваться онлайн-калькулятором. Алгоритм программы позволяет вычислить энергопотери трансформатора без сложных формул. Но полученные результаты следует рассматривать как ориентировочные. Для ввода используют следующие данные:

• из техпаспорта прибора берут величину Sном (кВА);
• вводят значение Ркз – справочный (паспортный) параметр (кВт);
• выбирают Pхх в технической документации прибора (кВт);
• указывают нагрузочный ток Iхх в процентном выражении (%);
• обозначают напряжение Uкз – справочная информация (%);
• вводят коэффициент загрузки K в относительных единицах;
• указывают время эксплуатации прибора с максимальной загрузкой Тм (час);
• из фактического режима эксплуатации оборудования берут годовое число часов работы агрегата Тг (час);
• средний тариф Со на активную электроэнергию в расчетном периоде (руб/кВт*час).

После введения данных программа рассчитывает необходимые значения.

Поскольку энергопотери приводят к увеличению расхода материалов и средств, они вызывают удорожание электроэнергии. Сведение убыли непродуктивных энергозатрат силовых агрегатов к минимуму позволяет конструировать устройства с максимальным коэффициентом полезного действия. Применяя на практике методы расчета потерь активной мощности трансформаторных узлов, можно определить экономичность функционирования оборудования и необходимость установки в замкнутых цепях компенсирующей аппаратуры.

Устройство и принцип действия

В статическом оборудовании, которое предназначено для преобразования частоты и напряжения тока, а также количества фаз, отсутствуют движущиеся элементы конструкции, что исключает возникновение потерь механического характера. Но в процессе передачи нагрузки с первичного контура на вторичный не вся мощность доходит до приемника энергии, выступающего конечным потребителем.

Электромагнитное статическое оборудование без вращающихся деталей преобразует энергию и работает от электросети. Силовой агрегат представляет собой прибор, основными элементами которого служат стальной магнитопровод стержневого или броневого исполнения и катушки – несвязанные электрически изолированные провода.

Трансформаторное оборудование бывает однофазного и многофазного типа, соответственно, состоящего из двух или более контуров. По типу исполнения различают приборы с броневым, стержневым или бронестержневым магнитопроводом. Принцип действия оборудования на примере простого однофазного прибора:

• К источнику переменного тока подключена первая катушка, а вторичный контур соединен с приемником электроэнергии (конечным потребителем).
• Переменный ток проходит по виткам первичной обмотки, и его величина соответствует значению нагрузки I1.
• Магнитный поток Ф пронизывает оба контура и индуцирует в проводниках электродвижущую силу.
• При подключении второго контура к источнику электроэнергии в цепи под действием ЭДС возникает ток нагрузки I2.
• Трансформаторный узел работает на холостом ходе, если на вторичную обмотку прибора не подается нагрузка.

Особенности

Величина показателя электродвижущей силы тесно связана с числом витков провода на катушках. Соотношение ЭДС в обмотках, называемое коэффициентом трансформации, соответствует числу витков медных катушек. Изменяя количество витков в контурах, можно регулировать напряжение в приемнике электроэнергии.

Обмотки связаны между собой магнитными линиями, а на степень их взаимосвязи влияет близость/дальность расположения катушек. Из-за изменения силы тока в первой обмотке, обе цепи пронизывает магнитный поток, постоянно меняющий свою величину и направленность. Соединение концов вторичной обмотки с приемником передает ему ток, а средством передачи энергии выступает переменный магнитный поток – катушки не связаны друг с другом гальваническим способом.

Стоит также учесть, что нельзя размыкать вторичную обмотку трансформатора.

Виды и структура

Примерная структура потерь

Потери в электросетях с точки зрения энергосбережения – это разница между отпущенным поставщиком объемом электричества и той энергией, которую по факту получает потребитель. С целью нормирования и подсчета их реальной величины была принята следующая классификация:

• потери технологического характера;
• эксплуатационные (коммерческие) издержки;
• фактические непроизводительные расходы.

Технические потери обусловлены особенностями прокладки линий электроснабжения, а также рассеянием энергии на контактах. Сюда же входит отбор части поставляемой электрической энергии на нужды вспомогательного оборудования. Технологическая составляющая включает расходы в нагрузочных цепях и климатическую компоненту.

Второй фактор – коммерческий – обычно увязывается с такими неустранимыми причинами, как погрешность приборов, измеряющих контролируемые параметры. В нем также учитывается ряд нюансов, касающихся ошибочных снятий показаний по потреблению и хищений энергии.

Коронный разряд на линии ЛЭП

Большую их часть составляют расходы на ионизацию воздуха из-за коронарного разряда (17%). Фактическими называют потери, которые были определены в самом начале – разница между отпущенным продуктом и его потребленным объемом. При их упрощенном расчете иногда две описанные составляющие просто складываются. Однако на практике техника вычисления этого показателя оказывается несколько иной. Для его определения применяется проверенная временем методика расчета потерь в проводах с учетом всех остальных компонентов.

Фактическая их величина согласно специальной формуле равна притоку энергии в сеть за минусом следующих составляющих:

• полученный частным потребителем объем;
• перетоки в другие ветви энергосистемы;
• собственные технологические нужды.

Затем полученный результат делится на поступающий в сеть объем электроэнергии минус потребление в нагрузках, где потери отсутствуют, минус перетоки и собственные нужды. На завершающем этапе расчетной операции итоговая цифра умножается на 100%. Если требуется получить результат в абсолютных значениях, при использовании этого метода ограничиваются расчетами одного только числителя.

Определение нагрузки, обходящейся без непроизводительных расходов (перетоки)

В рассмотренной ранее формуле введено понятие нагрузки без потерь, определяемой посредством приборов коммерческого учета, устанавливаемых на подстанциях. Любое предприятие или государственная организация самостоятельно оплачивают потери в электрической сети, фиксируемые отдельным счетчиком в точке подключения. «Перетоки» также относят к категории расходов энергии без потерь (так удобнее вести расчет). Под ними понимается та ее часть, которая из одной энергосистемы перенаправляется в другую. Для учета этих объемов также применяются отдельные измерительные приборы.

Оплата электроэнергии в СНТ: основная проблема

Практическая сторона заключается в том, что на границе внутренней сети СНТ установлен прибор учета электроэнергии. Он показывает, сколько электроэнергии было поставлено садоводческому объединению. Весь этот объем СНТ обязано оплатить.

Средства на оплату объединение собирает со своих членов, а так же лиц, ведущих хозяйство на территории СНТ в индивидуальном порядке, и членами объединения не являющимися(назовем их для простоты«индивидуалами»). И члены СНТ, и«индивидуалы» учет потребления на своих участках ведут с помощью индивидуальных счетчиков электроэнергии.

Проблема, однако, в том, что сумма показаний всех индивидуальных счетчиков в любом случае окажется ниже, чем потребление электроэнергии, учтенное общим счетчиком на«входе» в СНТ.

Первая причина тому – технологические потери в сетях товарищества. Они могут составлять от нескольких процентов до 10% от«входящих» объемов электроэнергии. Зависит эта цифра от состояния инфраструктуры товарищества: трансформаторов, проводов линий электропередач, приборов учета.

Помимо технологических потерь, разница между показаниями индивидуальных и общего счетчика возникает так же по причине неучтенного потребления(считай – воровства) электроэнергии, а так же задержки с передачей показаний счетчиков.

Результат таков: СНТ, исходя из показаний общего прибора учета электроэнергии, должно энергосбытовой компании одну сумму. А собрать с членов СНТ, исходя из действующих тарифов и показаний их счетчиков, может другую, заметно меньшую.

И даже если удастся справиться с воровством и добиться одновременного снятия показаний счетчиков, проблема технологических потерь остается. Решить ее можно двумя путями:

— увеличить тариф, по которому садоводы платят за свет, сделать его выше официально утвержденного для населения данного региона

— ввести дополнительный взнос, за счет которого оплачиваются потери в сетях.

И хотя действующее законодательство и не содержит прямых разъяснений на этот счет, исходя из актуальной судебной практики, правильным является второй путь.