Структура потерь электроэнергии, %

Элемент сети	Потери, %
	Переменные	Постоянные	Все
Линии электропередачи	60	5	65
Подстанции в том числе:	15	20	35
трансформаторы	15	15	30
другие элементы	-	3	3
расход электроэнергии на СН	-	2	2
Итого	75	25	100

Зависимость времени потерь от числа часов использования максимума активной нагрузки Т_м:

τ = (0,124 + Т_м / 10000) 2 8760, (5.5.11)

Если известны показатели, характеризующие конфигурацию годового графика передаваемой активной мощности, то

τ = 2Т_м - 8760 + (8760 - Т_м) / (1 + Т_м / 8760 - 2β_мин),(5.5.12)

где β_мин - коэффициент неравномерности графика нагрузки.

Число часов использования максимума нагрузки Т_м сетей энергетических систем колеблется в пределах 3,5 - 6,5 тыс. ч/год.

Величина годовых потерь в элементах оборудования подстанции:

двухобмоточный трансформатор и автотрансформатор

ΔЭ_тр = ΔР_хх 8760 + ΔР_кз (S_нагр / S_нт), (5.5.13)

где ΔР_хх, ΔР_кз - потери мощности холостого хода (потери в стали) и короткого замыкания, МВт; S_нагр - максимальная нагрузка трансформатора, S_нагр = Р_м / соsφ, MB · A; S_нт - номинальная мощность трансформатора, MB · А;

синхронный компенсатор, МВт · ч/год,

ΔЭ_ск = α_пΔР_нТ_ск + (1 - α_п) ΔР_н (Q_нагр / Q_ск)² τ_ск, (5.5.14)

где α_п = 0,3 - 0,5 - коэффициент, учитывающий долю потерь, не зависящих от нагрузки; ΔР_н - потери мощности в компенсаторе, МВт, (1 - 1,5% Q_ск); Т_ск - время работы компенсатора; τ_ск = 0,2 Т_ск; Q_нагр / Q_ск - коэффициент нагрузки в максимальном режиме;

батареи конденсаторов, МВт · ч/год,

ΔЭ_б = 0,003Q_бT_б, (5.5.15)

где Т_б - время работы батарей (7000 ч/год для нерегулируемых и 5000 - 6000 ч/год для регулируемых); Q_б - мощность батареи, МВар;

шунтирующие реакторы, МВт · ч/год,

ΔЭ_р = 0,005Q_рT_р, (5.5.16)

где Q_р - мощность реактора, МВар; T_р - время работы реактора (T_р = 6000 ч/год при T_м ≤ 4000 ч/год, 3000 - 5000 ч/год при T_м ≥ 4000 ч/год, 8760 ч/год для неотключаемых реакторов).

Величина потерь энергии в электрических сетях колеблется от 4 до 13% при среднем порядке 5 - 7%. Этот показатель зависит от многих факторов, основные из которых структура энергосистемы, взаимосвязь центров генерации и центров нагрузки, конфигурация электрических сетей системы; структура электрической сети (по напряжениям); степень развития электрических сетей; загрузка электрических сетей (по максимуму и в разрезе года); соотношения максимума нагрузки и расчетной пропускной способности ЛЭП.

Стоимость 1 кВт·ч потерянной электроэнергии в элементах электрической сети (воздушной линии, оборудовании подстанций, компенсирующих устройствах и т. п.) оценивается в технико-экономических расчетах при сопоставлении вариантов по тарифам на электроэнергию, а при определении себестоимости передачи - средней стоимости потерянного киловатт · часа или тарифам в зависимости от формы организации ПЭС.

При работе ПЭС как самостоятельного предприятия (юридического лица) стоимость потерь следует оценивать по тарифам на покупку энергии Т_пок, так как в данном случае издержки на передачу энергии можно представить в виде

И_пер = И_экс + Т_покЭ_сет - Т_покЭ_аб = И_экс + Т_покΔЭ, (5.5.17)

Величина фактических затрат на потери энергии в сетях энергосистемы оценивается из средней себестоимости 1 кВт · ч энергии, поступающей в эти сети из различных источников питания (собственные электростанции, блок-станции, межсистемные электропередачи и др.). Этот расчет выполняется по формуле

, (5.5.18)

где И_{ст i} - годовые издержки производства собственной i-й станции системы, руб/год; T_{бл ст i} - цена 1 кВт·ч покупной энергии, полученной по договорам от блок-станций, руб/ кВт·ч; Т_{пок i} - затраты на покупную энергию, полученную по электропередачам от других систем, руб/ кВт·ч; И_ауп - административно-управленческие расходы аппарата энергосистемы (внестанционные и внесетевые расходы).

Потери энергии на предприятиях чаще всего оцениваются по тарифам с добавлением соответствующих затрат, производимых для обеспечения функционирования службы главного энергетика или главного механика,

В состав электрических сетей входят ЛЭП различного направления и назначения - основные сети ЭЭС и ОЭЭС напряжением 220 - 750 кВ и распределительные сети напряжением 6 - 110 кВ. Особенностью транспортировки электроэнергии считается то, что она сочетает передачу энергии по основным и распределительным сетям.

Если функции распределительных сетей сводятся, в основном, к передаче энергии от опорных подстанций к потребителям, то в функции основных сетей входит также выполнение ряда межсистемных задач: повышение надежности, устойчивости и экономичности работы энергосистемы.

На себестоимость передачи электроэнергии в распределительных сетях значительно влияют их протяженность и загрузка. При одинаковом уровне электропотребления ее значение может значительно колебаться и тем выше, чем больше протяженность сетей и ниже загрузка.

Пути снижения себестоимости передачи единицы электроэнергии определяются основными факторами, влияющими на эти величины:

• снижение стоимости сооружения электрических сетей (линий и подстанций);

• снижение численности эксплуатационно-ремонтного персонала электрических сетей (достигается автоматизацией и телемеханизацией управления подстанциями, правильным выбором периодичности осмотров и ремонтов линий и подстанций, централизацией и механизацией ремонтно-эксплуатационных работ);

• снижение потерь в электрических сетях за счет:

• максимально возможного территориального сближения производителей и потребителей электроэнергии и сокращения дальних транзитных передач энергии,

• повышения напряжения линий передачи,

• применения компенсирующих средств,

• применения постоянного тока для дальних передач,

• правильной загрузки линий и учета при экономическом распределении нагрузки между станциями систем потерь в электрических сетях.