Нагрузочные потери электроэнергии включают:

   Потери  в линиях и силовых трансформаторах, которые в общем виде можно  определить по формуле, тыс. кВт-ч: 

   

, (1.2) 

   где I (t) - ток элемента в момент времени t;

   Δt - интервал времени между последовательными его замерами, если последние осуществлялись через равные достаточно малые интервалы времени. Потери в трансформаторах тока. Потери активной мощности в ТТ и его вторичной цепи определяют суммой трех составляющих: потерь в первичной ΔР₁ и вторичной ΔР₂ обмотках и потерь в нагрузке вторичной цепи ΔР _н2. Нормированное значение нагрузки вторичной цепи большинства ТТ напряжением 10 кВ и номинальным током менее 2000 А, составляющих основную часть всех ТТ, эксплуатируемых в сетях составляет 10 ВА при классе точности ТТ К_ТТ = 0,5 и 1 ВА при К_ТТ= 1,0. Для ТТ напряжением 10 кВ и номинальным током 2000 А и более и для ТТ напряжением 35 кВ эти значения в два раза больше, а для ТТ напряжением 110 кВ и выше - в три раза больше. Для потерь электроэнергии в ТТ одного присоединения, тыс. кВт-ч за расчетный период продолжительностью Т, дней: 

   

, (1.3) 

   где β_ТТэкв - коэффициент эквивалентной токовой загрузки ТТ;

   а и b - коэффициенты зависимости удельных потерь мощности в ТТ и в

   его вторичной цепи Δр_ТТ, имеющей вид: 

   

. (1.4) 

   Потери  в высокочастотных заградителях связи. Суммарные потери в ВЗ и  устройстве присоединения на одной  фазе ВЛ могут быть определены по формуле, тыс. кВт-ч: 

   

, (1.5) 

   где β_вз - отношение среднеквадратичного рабочего тока ВЗ за расчетный

   период  к его номинальному току;

   ΔР_пр - потери в устройствах присоединения.

   Потери  холостого хода

 

   Для электрических сетей 0,38 - 6 - 10 кВ составляющие потерь холостого хода (условно-постоянных потерь) включают:

   Потери  электроэнергии холостого хода в  силовом трансформаторе, которые  определяют за время Т по формуле, тыс. кВт-ч: 

   

, (1.6) 

   где ΔР_х - потери мощности холостого хода трансформатора при номинальном напряжении U_Н;

   U (t) - напряжение в точке подключения (на вводе ВН) трансформатора в момент времени t.

   Потери  в компенсирующих устройствах (КУ), зависящие от типа устройства. В  распределительных сетях 0,38-6-10 кВ используются в основном батареи статических  конденсаторов (БСК). Потери в них  определяют на основе известных удельных потерь мощности Δр_БCК, кВт/квар: 

   

, (1.7) 

   где W_{Q БCК -} реактивная энергия, выработанная батареей конденсаторов за расчетный период. Обычно Δр_БCК = 0,003 кВт/квар.

   Потери  в трансформаторах напряжения. Потери активной мощности в ТН состоят из потерь в самом ТН и во вторичной  нагрузке: 

   ΔР_ТН ⁼ ΔР_1ТН + ΔР_{2ТН. (}1.8) 

   Потери  в самом ТН ΔР_1ТН состоят в основном из потерь в стальном магнитопроводе трансформатора. Они растут с ростом номинального напряжения и для одной фазы при номинальном напряжении численно примерно равны номинальному напряжению сети. В распределительных сетях напряжением 0,38-6-10 кВ они составляют около 6-10 Вт.

   Потери  во вторичной нагрузке ΔР_2ТН зависят от класса точности ТН К_ТН. Причем, для трансформаторов напряжением 6-10 кВ эта зависимость линейная. При номинальной нагрузке для ТН данного класса напряжения ΔР_2ТН ≈ 40 Вт. Однако на практике вторичные цепи ТН часто перегружаются, поэтому указанные значения необходимо умножать на коэффициент загрузки вторичной цепи ТН β_2ТН. Учитывая вышеизложенное, суммарные потери электроэнергии в ТН и нагрузке его вторичной цепи определяют по формулам, тыс. кВт-ч: 

   

. (1.9) 

   Потери  в изоляции кабельных линий, которые  определяют по формуле, кВтч: 

   

, (1.10) 

   где b_c - емкостная проводимость кабеля, Сим/км;

   U - напряжение, кВ;

   L_каб - длина кабеля, км;

   tgφ - тангенс угла диэлектрических потерь, определяемый по формуле: 

   

, (1.11) 

   где Т_сл - число лет эксплуатации кабеля;

   а_{τ -} коэффициент старения, учитывающий старение изоляции в течение

   эксплуатации. Происходящее при этом увеличение тангенса угла

   диэлектрических потерь отражается второй скобкой формулы. 

   Климатические потери электроэнергии 

   Корректировка с погодными условиями существует для большинства видов потерь. Уровень электропотребления, определяющий потоки мощности в ветвях и напряжение в узлах сети, существенно зависит  от погодных условий. Сезонная динамика зримо проявляется в нагрузочных  потерях, расходе электроэнергии на собственные нужды подстанций и  недоучете электроэнергии. Но в этих случаях зависимость от погодных условий выражается в основном через  один фактор - температуру воздуха.

   Вместе  с тем существуют составляющие потерь, значение которых определяется не столько  температурой, сколько видом погоды. К ним прежде всего, следует отнести  потери на корону, возникающую на проводах высоковольтных линий электропередачи  из-за большой напряженности электрического поля на их поверхности. В качестве типовых видов погоды при расчете  потерь на корону принято выделять хорошую погоду, сухой снег, дождь  и изморозь (в порядке возрастания  потерь).

   При увлажнение загрязненного изолятора  на его поверхности возникает  проводящая среда, (электролит), что  способствует существенному возрастанию  тока утечки. Эти потери происходят в основном при влажной погоде (туман, роса, моросящие дожди). По данным статистики годовые потери электроэнергии в сетях АО-энерго из-за токов утечки по изоляторам ВЛ всех напряжений оказываются соизмеримыми с потерями на корону. При этом приблизительно половина их суммарного значения приходится на сети 35 кВ и ниже. Важно то, что и токи утечки, и потери на корону имеют чисто активный характер и поэтому являются прямой составляющей потерь электроэнергии.

   Климатические потери включают:

   Потери  на корону. Потери на корону зависят  от сечения провода и рабочего напряжения (чем меньше сечение и  выше напряжение, тем больше удельная напряженность на поверхности провода  и тем больше потери), конструкции  фазы, протяженности линии, а также  от погоды. Удельные потери при различных  погодных условиях определяют на основании  экспериментальных исследований. Потери от токов утечки по изоляторам воздушных  линий. Минимальная длина пути тока утечки по изоляторам нормируется в  зависимости от степени загрязненности атмосферы (СЗА). При этом приводимые в литературе данные о сопротивлениях изоляторов весьма разнородны и не привязаны к уровню СЗА.

   Мощность, выделяющуюся на одном изоляторе, определяют по формуле, кВт: 

   

, (1.11)

   где U_из - напряжение, приходящееся на изолятор, кВ;

   R_из - его сопротивление, кОм.

   Потери  электроэнергии, обусловленные токами утечки по изоляторам ВЛ, можно определить по формуле, тыс. кВт-ч: 

   

, (1.12) 

   где Т_вл - продолжительность в расчетном периоде влажной погоды

   (туман,  роса и моросящие дожди);

   N_гир - число гирлянд изоляторов.

Методы  расчета потерь

    электроэнергии в распределительных сетях 0,38-6-10 кВ

 

    Сети 0,38 - 6 - 10 кВ энергосистем характеризуются  относительной простотой схемы  каждой линии, большим количеством  таких линий и низкой достоверностью информации о нагрузках трансформаторов. Перечисленные факторы делают нецелесообразным на данном этапе применение для расчетов потерь электроэнергии в этих сетях  методов, аналогичных применяемым  в сетях более высоких напряжений и основанных на наличии информации о каждом элементе сети. В связи  с этим получили распространение  методы, основанные на представлении  линий 0,38-6-10 кВ в виде эквивалентных  сопротивлений.

    Нагрузочные потери электроэнергии в линии определяют по одной из двух формул в зависимости  от того, какая информация о нагрузке головного участка имеется - активная W_Р и реактивная w_Q энергия, переданная за время Т или максимальная токовая нагрузка I_max:

    

, (2.8)

    Или

    

, (2.9)

    где k_фР и k_фQ - коэффициенты формы графиков активной и реактивной мощности;

    U_эк - эквивалентное напряжение сети, учитывающее изменение фактического напряжения как во времени, так и вдоль линии.

    Если  графики Р и Q на головном участке не регистрируются, коэффициент формы графика рекомендуется определять по (2.7).

    Эквивалентное напряжение определяют по эмпирической формуле: 

    

, (2.10) 

    где U₁, U₂ - напряжения в ЦП в режимах наибольших и наименьших нагрузок; k₁ = 0,9 для сетей 0,38-6-10 кВ. В этом случае формула (2.8) приобретает вид:

    

, (2.11)

    где k_ф² определяют по (2.7), исходя из данных о коэффициенте заполнения графика активной нагрузки. В связи с несовпадением времени замера токовой нагрузки с неизвестным временем ее действительного максимума формула (2.9) дает заниженные результаты. Устранение систематической погрешности достигается увеличением значения, получаемого по (2.9), в 1,37 раза. Расчетная формула приобретает вид:

    

. (2.12)

    Эквивалентное сопротивление линий 0,38-6-10 кВ при  неизвестных нагрузках элементов  определяют исходя из допущения одинаковой относительной загрузки трансформаторов. В этом случае расчетная формула  имеет вид:

    

, (2.13)

    где S_{тi -} суммарная номинальная мощность распределительных трансформаторов (РТ), получающих питание по i-му участку линий сопротивлением R_лi,

    п - число участков линий;

    S_тj - номинальная мощность i-го PТ сопротивлением R_тj;

    т - число РТ;

    S_{т. г} - суммарная мощность РТ, присоединенных к рассматриваемой линии.

    Расчет  R_эк по (2.13) предполагает обработку схемы каждой линии 0,38-6-10 кВ (нумерацию узлов, кодирование марок проводов и мощностей РТ и т.п.). Вследствие большого числа линий такой расчет R_эк может быть затруднительным из-за больших трудозатрат. В этом случае используют регрессионные зависимости, позволяющие определять R_эк, исходя из обобщенных параметров линии: суммарной длины участков линии, сечения провода и длины магистрали, разветвлений и т.п. Для практического использования наиболее целесообразна зависимость:

    

, (2.14)

    где R_Г - сопротивление головного участка линии;

    l_м^а, l_м^с - суммарные длины участков магистрали (без головного участка) с алюминиевыми и стальными проводами соответственно;