1.2 Розрахунок втрат електричної енергії в лініях електропередавання

Річні втрати електроенергії у нерозгалуженій лінії електропередавання за методом числа годин максимальних втрат визначаються за виразом [8]

(8)

де S_max – максимальне повне навантаження лінії за рік, кВА;

U_н – номінальна напруга лінії, кВ;

R₀ – питомий активний опір лінії, Ом/км;

l – довжина лінії, км;

τ – число годин максимальних втрат, год.

Максимальне повне навантаження лінії за рік може бути розраховане за виразом (2) аналогічно до навантаження трансформатора на основі добових графіків навантаження лінії, що знімаються для декількох контрольних діб, та коефіцієнта сезонності. Коефіцієнт сезонності та число годин максимальних втрат для лінії повинні прийматись в залежності від конкретних видів електроприймачів, які живить лінія. Відомості щодо цих величин для окремих сільськогосподарських виробничих приміщень наведені в [7, 9]. Питомий активний опір для деяких проводів та кабелів наведений у додатку А [3].

У випадку значної розгалуженості ліній та невизначеності навантажень, втрати електроенергії в лінії 0,38 кВ можуть бути відносно просто розраховані на основі величини втрат напруги в ній [5]. Для реалізації даного методу проводяться вимірювання рівнів фазних напруг на шинах 0,4 кВ ТП 6-10/0,4 кВ (U_{А ТП}, U_{В ТП}, U_{С ТП}) і в найбільш електрично віддаленій точці магістральної частини лінії (U_{А к}, U_{В к}, U_{С к}) в режимі максимального навантаження (лінія Л3 на рис. 1). За даними вимірювань визначається розрахункова відносна величина втрат напруги ΔU_р за виразом

(9)

де U_{сер ТП} – середня напруга на шинах ТП 6-10/0,4 кВ;

U_{min к} – мінімальне з трьох значень фазної напруги в найбільш віддаленій точці лінії.

У випадку проведення вимірювань в сезон не з максимальним рівнем завантаження лінії, розрахункова величина втрат напруги ΔU_р повинна бути відкоригована за коефіцієнтом сезонності k_с

(10)

Відносні втрати електроенергії у відсотках від обсягу відпущеної в лінію визначаються за формулою

(11)

де k_нер – коефіцієнт, що враховує нерівномірність розподілення навантажень за фазами;

τ – число годин максимальних втрат, год;

Т – число годин використання максимального навантаження, год, що приймається в залежності від конкретних видів електроприймачів, які живить лінія [7, 9].

Коефіцієнт k_нер визначається за формулою

, (12)

де І_А, І_В, І_С, – фазні струми, виміряні в голові лінії (див. рис. 1);

R_н / R_ф – відношення опорів нульового та фазного проводів для голови лінії.

Орієнтовний річний обсяг відпущеної в лінію електроенергії

(13)

де Р_max – максимальне річне активне навантаження лінії, кВт, що може бути розраховане на основі виразу (2) за результатами знімання добових графіків навантаження лінії для декількох контрольних діб з урахуванням коефіцієнта сезонності.

Річні втрати електроенергії в лінії в натуральному виразі

(14)

Приклад 2. На основі методу втрат напруги, розрахувати річні втрати електроенергії у чотирьох ПЛ 0,38 кВ Л1–Л4, що живлять виробничі приміщення сільськогосподарського підприємства з попереднього прикладу (див. приклад 1). Схеми ліній 0,38 кВ наведені на рис. 1. Результати вимірювання рівнів напруги і фазних струмів ліній в години добового максимуму та середні для декількох діб максимальні активні навантаження ліній для літнього сезону наведені в табл. 3. В розрахунках прийняти для кожної з ліній відношення R_н/R_ф=1, характеристики річних графіків навантаження ліній – за даними табл. 1 (Т=4310 год, τ = 3870 год, k_с =0,7).

Таблиця 3 – Вихідні дані для розрахунку втрат електроенергії в ПЛ 0,38 кВ сільськогосподарського підприємства (до прикладу 2)

Лінія	Струм фази А в голові лінії, А	Струм фази В в голові лінії, А	Струм фази С в голові лінії, А	Середня фазна напруга на шинах ТП Uсер ТП, В	Мінімальна фазна напруга в кінці лінії Umin к, В	Максимальне активне навантаження лінії Рmax сер, кВт
Л1	166,9	180,6	148,2	224,0	205,0	81
Л2	129,5	127,2	112,7	224,0	209,6	59
Л3	136,2	144,7	117,8	220,4	210,0	66
Л4	117,6	197,3	130,6	220,4	208,2	74

Розрахунки проводимо за формулами (9-14). Наприклад, для лінії Л1 розрахункові відносні втрати напруги складуть

Оскільки вимірювання проводились в літній сезон, коли навантаження ліній не є максимальними, розрахункові значення відносних втрат напруги ΔU_р, а також середні для декількох контрольних діб максимальні активні навантаження Р_{max сер}, повинні бути відкориговані за коефіцієнтом сезонності на основі виразу (2). Для лінії Л1

Для інших ліній розрахунок проводиться аналогічно. Результати розрахунків наведені у табл. 4. У останній колонці тут наведено величину втрат енергії в кожній з ліній по відношенню до фактичного річного надходження електроенергії в мережу підприємства W = 1533,3 тис. кВт·год (див. приклад 1). Як видно, загальні річні втрати електроенергії в усіх ПЛ 0,38 кВ становлять ΔW_{Л Σ} = 103,49 тис. кВт·год, що складає 6,75 % від річного надходження електроенергії. Сумарні річні технічні втрати електроенергії в системі електропостачання підприємства дорівнюють сумі втрат у трансформаторах ТП 6-10/0,4 кВ ΔW_Т = 33,3 тис. кВт·год (див. приклад 1) та у лініях 0,38 кВ ΔW_{Л Σ} = 103,49 тис. кВт·год і становлять ΔW_Σ = 33,3 + 103,49 = 136,79 тис. кВт·год або 8,92 % від надходження електроенергії.

Таблиця 4 – Результати розрахунку втрат електроенергії в ПЛ 0,38 кВ сільськогосподарського підприємства (до прикладу 2)

Лінія	ΔUр, %	ΔU, %	Рmax , кВт	kнер	ΔWЛ, %	WЛ, тис. кВт·год	ΔWЛ, тис. кВт·год	ΔW, %
Л1	8,50	12,20	116	1,02	7,82	500	39,10	2,55
Л2	6,43	9,16	84	1,01	5,81	362	21,03	1,37
Л3	4,72	6,72	94	1,02	4,31	405	17,45	1,14
Л4	5,53	7,91	106	1,14	5,67	457	25,91	1,69
Разом:							103,49	6,75