От чего зависят потери мощности в сетях

Потери активной мощности в электрических сетях и пути их снижения Текст научной статьи по специальности «Электротехника, электронная техника, информационные технологии»

Аннотация научной статьи по электротехнике, электронной технике, информационным технологиям, автор научной работы — Клеев Юрий Владимирович, Муромцев Александр Александрович, Пирожков Максим Сергеевич

В статье рассмотрены различные факторы, влияющие на потери активной мощности в электрической сети, сделаны выводы и предложены пути по снижению активных потерь в электрических сетях.

i Надоели баннеры? Вы всегда можете отключить рекламу.

Похожие темы научных работ по электротехнике, электронной технике, информационным технологиям , автор научной работы — Клеев Юрий Владимирович, Муромцев Александр Александрович, Пирожков Максим Сергеевич

Моделирование кросс-трансформаторов в фазных координатах
Интеграция города Никольска в Пензенскую энергосистему
Моделирование трехфазно-четырехфазных электроэнергетических систем
Снижение реактивных потерь путем выбора рациональной конфигурации схемы сети
Реактивная мощность и ее влияние на напряжение в электрической сети
i Не можете найти то, что вам нужно? Попробуйте сервис подбора литературы.
i Надоели баннеры? Вы всегда можете отключить рекламу.

Текст научной работы на тему «Потери активной мощности в электрических сетях и пути их снижения»

4. Интернет-вещание в системе СМИ: особенности и принципы функционирования. [Электронный ресурс]. Режим доступа: http://www.relga.ru/Enviro n/WebObjects/tgu -www.woa/wa/Main?textid=321&level1=main&level2=artic les/ (дата обращения: 16.05.2014).

5. Яндекс. Каталог СМИ. [Электронный ресурс]. Режим доступа: http://yaca.yandex.ru/yca/cat/Media/ (дата обращения: 16.05.2014).

6. Короткое А.В., Карякина К.А. Интернет в системе мировых информационных процессов. Учебное пособие для студентов. М.: МГУ, 2006.

7. Для чего люди используют интернет? [Электронный ресурс]. Режим доступа: http://fom.ru/SMI-i-internet/11088/ (дата обращения: 16.05.2014).

8. Данные TNS Gallup Media, исследование Marketing Index для Mediacom Ltd. M., 2013.

9. Рынок цифрового контента в России и в мире, октябрь 2013. [Электронный ресурс]: J’so n & Partners Co nsulting. Режим доступа: http://adindex. ru/publication/analitics/100380/2013/10/30/103696. phtml/ (дата обращения: 16.05.2014).

10. Теория и практика медиарекламных исследований (к 15-летию Аналитического центра «Видео Интернешнл») / Аналитический центр «Видео Интернешнл»; Отв. ред. В.П. Коломиец; Науч. ред. С.В. Веселов, И.А. Полуэхтова. М: ООО «НИПКЦ Восход — А», 2011.

11. Prensky M. Digital Natives, Digital Immigrants // On the Horizon. NCB University Press. Vol. 9. № 5. October, 2001.

ПОТЕРИ АКТИВНОЙ МОЩНОСТИ В ЭЛЕКТРИЧЕСКИХ СЕТЯХ И ПУТИ ИХ СНИЖЕНИЯ

Клеев Ю.В. , Муромцев А.А. , Пирожков М.С.

1Клеев Юрий Владимирович — студент; 2Муромцев Александр Александрович — студент; 3Пирожков Максим Сергеевич — студент, кафедра электроэнергетических систем, Национальный исследовательский университет Московский энергетический институт, г. Москва

Аннотация: в статье рассмотрены различные факторы, влияющие на потери активной мощности в электрической сети, сделаны выводы и предложены пути по снижению активных потерь в электрических сетях.

Ключевые слова: электроэнергетика, параметры сети, активная мощность, влияние, потери.

При передаче электрической энергии в каждом элементе электрической сети возникают потери. Для изучения составляющих потерь в различных элементах сети и оценки необходимости проведения того или иного мероприятия, направленного на снижение потерь, выполняется анализ структуры потерь электроэнергии. Разделение потерь на составляющие может проводиться по разным критериям: виду потерь (активные, реактивные), характеру (постоянные, переменные), классам напряжения, группам элементов, производственным подразделениями и т.д. [1].

В данной работе были рассмотрены именно активные потери, которые можно представить следующими структурными составляющими:

• нагрузочные потери в оборудовании подстанций. К ним относятся потери в линиях и силовых трансформаторах;

• потери холостого хода, включающие потери мощности в силовых трансформаторах, компенсирующих устройствах (КУ), трансформаторах напряжения, а также потери в изоляции кабельных линий;

• потери на коронирование [2].

В качестве расчетного примера была выбрана схема сети, изображенная на рис. 1.

68,5 — активная мощность по одной пепп линии

Рис. 1. Схема сети

Для данной схемы сети был проведен выбор оборудования, выбор марки и сечений проводов воздушных линий электропередач. Также были рассчитаны все основные режимы работы сети, результаты представлены в таблице 1. Все расчеты проводились в программном комплексе КаБй^и.

Таблица 1. Активные потери в разных режимах схемы сети

Режим ДРнагр, МВт АРЛЭП, МВт ДРтр, МВт ДРЕкор> МВт ДРЕ, МВт

НБ 3,69 3,10 0,59 0,25 3,94

НМ 1,04 0,88 0,16 0,25 1,29

п/ав (в сети 220 кВ) 5,63 5,01 0,62 0,25 5,87

п/ав (в сети 110 кВ) 4,31 3,71 0,6 0,25 4,56

Таким образом, наибольшие активные потери наблюдаются в послеаварийном режиме при отключении одной цепи линии А-1 220 кВ.

Далее для сети 110 кВ было принято решение о повышении рабочего напряжения до уровня 110% от номинального на стороне СН автотрансформатора. С целью осуществления данного режима были изменены отпайки РПН на автотрансформаторах подстанции №1. Диапазон устройства РПН позволил это сделать.

ДРнагр, МВт ДРлэп, МВт ДРТР, МВт ДРЕкор, МВт ДРЕ, МВт

1,58 1,34 0,24 — 1,58

В режиме наибольших нагрузок до поднятия напряжения на шинах СН подстанции №2 активные потери в сети 110 кВ составляли 1,985 МВт. Таким образом, вследствие увеличения напряжения на шинах СН автотрансформатора активные потери в сети 110 кВ уменьшились на 0,405 МВт, т.е. на 20,4%.

Также потери активной мощности во многом зависят от сопротивления линий электропередач, которое, в свою очередь, зависит от сечения проводов ВЛ. Для того, чтобы оценить влияние сечения на активные потери, сравним два варианта итоговой спроектированной схемы сети:

1) с сечениями проводов, выбранными по экономической плотности тока без учета проверки по условиям технических ограничений;

2) с сечениями проводов, выбранными по экономической плотности тока с учетом проверки по условиям технических ограничений.

Таблица 3. Активные потери в сети при разных сечениях ВЛ

АР АР нагр, МВт АРЛЭП> МВт АРтр, МВт АРЕкор> МВт АРЕ, МВт

Без учета тех. ограничений 3,96 3,37 0,59 0,25 4,21

С учетом тех. ограничений 3,69 3,10 0,59 0,25 3,94

Таким образом, вследствие увеличения сечений некоторых проводов В Л из-за проверки по условиям технических ограничений активные потери в данной сети 220110 кВ уменьшились на 4,21 -3,94 = 0,27 МВт, т.е. на 6,41%.

Таким образом, приведем некоторые мероприятия, которые могут существенно снизить активные потери в электрических сетях:

• повышение номинального напряжения распределительных электрических сетей;

• установка устройств принудительного распределения мощностей в неоднородных замкнутых сетях;

• установка дополнительных устройств регулирования напряжения;

• замена проводов перегруженных линий электропередачи на провода большей площади сечения;

• упорядочение мощностей (перемещение) трансформаторов в распределительных сетях;

• замена морально устаревших трансформаторов в распределительных сетях на трансформаторы с меньшими потерями мощности холостого хода;

• применение проводов воздушных линий с пониженным активным сопротивлением;

• оптимизация режимов [1].

Стоит обратить внимание на то, что эксплуатационные пути оптимизации режимов не требуют дополнительных капитальных затрат, поэтому их возможность на практике должна реализовываться максимально. Если системы передачи и распределения электроэнергии условно разделить на протяженные электропередачи, системообразующие сети и системы распределения электроэнергии, то в большинстве случаев способы и средства оптимизации параметров и режимов каждого из выделенных объектов могут рассматриваться относительно независимо, хотя в ряде случаев взаимное влияние может быть достаточно существенно, например, при решении вопросов оптимальной компенсации реактивной мощности [1].

1. Железко Ю.С. Выбор мероприятий по снижению потерь электроэнергии в электрических сетях: Руководство для практических расчетов. М.: Энергоатомиздат, 1989. 176 с.

2. Герасименко А.А., Федин В.Т. Передача и распределение электрической энергии. Ростов-на-Дону: Феникс, 2008. 715 с.

РАСЧЕТ РЕЖИМОВ ЭЭС ПРИ ЗАДАНИИ НАГРУЗОК В ЧАСТОТНОЙ ОБЛАСТИ

Пирожков М.С. , Клеев Ю.В. , Муромцев А.А.

1Пирожков Максим Сергеевич — студент; 2Клеев Юрий Владимирович — студент; Муромцев Александр Александрович — студент,

кафедра электроэнергетических систем, Национальный исследовательский университет Московский энергетический институт, г. Москва

Аннотация: в статье представлено описание метода расчета режимов ЭЭС в частотной области. Расписаны его особенности, проблемы и способы их решения. Ключевые слова: электроэнергетика, режимы ЭЭС, расчет режима, частотная область, свертка.

Расчет установившихся режимов ЭЭС (электроэнергетических систем) является одним из самых часто выполняемых расчетов в различных областях энергетики. Он применяется в следующих сферах:

В эксплуатации расчет установившихся режимов используется при решении таких задач оперативного управления, как: возможность осуществления режима, оценка предельных перетоков мощности, оценка потерь активной мощности в сети, контроль уровня напряжения в узлах, коррекция параметров режима.

Также расчет режима необходим для оценки статической и динамической устойчивости и оценки режимной надежности.

Необходимость многократных расчетов накладывает на методы определенные требования, такие как быстродействие и надежность получения результатов в различных условиях эксплуатации.

Широкое применение находят детерминированные, реализуемые во временной области и стохастические методы расчета режимов.

Метод расчета в частотной области имеет несколько существенных преимуществ. Во-первых, нет необходимости использования больших массивов взаимных корреляционных моментов между нагрузками узлов, т.к. взаимные зависимости между отдельными нагрузками отражены в их гармонических составляющих (амплитуде и фазе). Во-вторых, при учете особенностей расчета можно добиться значительного уменьшения размеров массивов данных за счет выделения из гармонического ряда только влияющих гармоник и дальнейшей работе с ними.

Определение потерь мощности и электроэнергии в городских электросетях на этапе проектирования Текст научной статьи по специальности «Электротехника, электронная техника, информационные технологии»

Аннотация научной статьи по электротехнике, электронной технике, информационным технологиям, автор научной работы — Васильев Владислав Николаевич

Показано, что при передаче электроэнергии от энергосистемы к потребителю в сетях 6/10. 0, 4 кВ. теряется от 5 до 12% электроэнергии. В различных источниках их называют техническими или технологическими потерями. Установлено, что величина потерь зависит от нагрузок в сети, степени загрузки трансформаторов, параметров элементов сети, построения схем, сечения проводов и других факторов.

i Надоели баннеры? Вы всегда можете отключить рекламу.

Похожие темы научных работ по электротехнике, электронной технике, информационным технологиям , автор научной работы — Васильев Владислав Николаевич

Расчет потерь электроэнергии в распределительных сетях 10 кВ промышленных предприятий Северо-Западного региона России

Компенсация реактивной мощности в сельских распределительных сетях 0,4 кВ для улучшения качества электроэнергии

Повышение эффективности использования электроэнергии
Повышение энергоэффективности распределительных сетей промышленных предприятий и объектов ЖКХ
Оптимальные уровни потерь в распределительных электрических сетях
i Не можете найти то, что вам нужно? Попробуйте сервис подбора литературы.
i Надоели баннеры? Вы всегда можете отключить рекламу.

DEFINITION OF LOSSES OF POWER AND THE ELECTRIC POWER IN CITY POWER SUPPLY NETWORKS AT THE DESIGN STAGE

Itwas known that by electric power transfer from a power supply system to the consumer in networks 6/10. 0,4 of quarter it is lost from 5 to 12% of the electric power. In various sources them call technical or technological losses. It was obtained, that the size of losses depends upon loadings in a network, extent of loading of transformers, parameters of elements of a network, creation of schemes, the section of wires and other factors.

Текст научной работы на тему «Определение потерь мощности и электроэнергии в городских электросетях на этапе проектирования»

The paper presents technological scheme and special regulation productivity of shaft fan installation.

Key words: technological scheme, fan installation.

Nguyen Manh Tuan, postgraduate, nguyentuanl387@gmail. com , Russia, Tula, Tula State University

ОПРЕДЕЛЕНИЕ ПОТЕРЬ МОЩНОСТИ И ЭЛЕКТРОЭНЕРГИИ В ГОРОДСКИХ ЭЛЕКТРОСЕТЯХ НА ЭТАПЕ ПРОЕКТИРОВАНИЯ

Показано, что при передаче электроэнергии от энергосистемы к потребителю в сетях 6/10. 0, 4 кВ. теряется от 5 до 12% электроэнергии. В различных источниках их называют техническими или технологическими потерями. Установлено, что величина потерь зависит от нагрузок в сети, степени загрузки трансформаторов, параметров элементов сети, построения схем, сечения проводов и других факторов.

Ключевые слова: городские электросети, проектирование, структурная схема.

Для покрытия потерь мощности и энергии в электрических сетях на станциях увеличивают нагрузку генераторов. Это ведет к увеличению капиталовложений, связанных с увеличением затрат на топливо, а следовательно, к возрастанию себестоимости электроэнергии. Поэтому при проектировании необходимо стремиться к минимизации потерь во всех элементах системы городского электроснабжения.

При проектировании городских сетей напряжением 0,4. 6. 10 кВ необходимо производить расчет потерь мощности и энергии по каждой ступени напряжения при распределении электроэнергии с целью, осуществления возможности оптимального выбора элементов сети. Выбор оборудования без учета потерь на всех ступенях распределения энергии ведет к кажущемуся снижению затрат на сооружение сети. При этом происходит несоответствие номинальных нагрузок элементов сети, что ведет к снижению надежности электроснабжения потребителей.

В настоящее время доля стоимости энергоресурсов является определяющей составляющей в величине тарифов на услуги жилищнокоммунального хозяйства.

Рассмотрим составляющие фактических потерь электроэнергии:

1) потери, обусловленные физическими процессами, происходящими при передаче электроэнергии, являются техническими (их значения

получают расчетным путем на основе законов электротехники или с помощью измерительных приборов);

2) потери, связанные с инструментальными погрешностями при измерении (рассчитываются на основе данных о метрологических характеристиках и режимах работы приборов);

3) расходом электроэнергии на собственные нужды подстанций, необходимый для обеспечения работы технологического оборудования и обслуживающего персонала (регистрируется счетчиками, установленными на трансформаторах собственных нужд).

Потери, отмеченные в п. 1 — 3, относятся к технологическим потерям, неизбежным при электроснабжении.

Кроме того, имеют место коммерческие потери, возникающие в процессе организации реализации электроэнергии. Естественно, такие потери не могут быть рассчитаны автономно. Их определяют как разницу между выработанной или полученной электроэнергией и суммой реализованной электроэнергии и технологических потерь.

Согласно п. 58 и таблице п.1.3 Постановления ФЭК РФ N 37-Э/1 от 14.05.2003 в норматив потерь должны включаться:

потери холостого хода в трансформаторах, батареях статических конденсаторов и статических компенсаторов, шунтирующих реакторах, синхронных компенсаторах (СК) и генераторах, работающих в режиме СК; потери на корону в линиях;

расход электроэнергии на собственные нужды подстанций; прочие обоснованные и документально подтвержденные условнопостоянные потери;

нагрузочные переменные потери в электрических сетях; потери в связи с погрешностями приборов учета электроэнергии.

За последние тридцать лет был выпущен ряд отраслевых инструкций по методам расчета потерь электроэнергии в электрических сетях всех ступеней напряжения. Так, в 1976 г. была введена в действие Временная инструкция по расчету и анализу потерь электроэнергии в электрических сетях энергосистем, разработанная «Уралтехэнерго», в 1987 г. — Инструкция по расчету и анализу технологического расхода электрической энергии на передачу по электрическим сетям энергосистем и энергообъединений [8], разработанная ВНИИЭ и «Уралтехэнерго», и в 2001 г. — Методические рекомендации по определению потерь электрической энергии в городских электрических сетях напряжением 10(6). 0,4 кВ, разработанные «Роском-мунэнерго» и ЗАО «АСУ Мособлэлектро».

На стадии проектирования городских электрических сетей наиболее важным является определение потерь при транзите мощности в линях и трансформаторах как наибольших по значению составляющих, которые с достаточной степенью точности возможно определить расчетным путем без произведения замеров параметров сети.

Рассмотрим методику определения потерь мощности в элементах городских систем электроснабжения (для цепей с односторонним питанием) (рис. 1).

Потери мощности в линии с несколькими нагрузками

где АР, ДQ — соответственно потери активной и реактивной мощности в линии, кВт, кВАр;Ином — номинальное напряжение сети, кВ;Бп — полная мощность участка т линии, кВА;Яп — активное сопротивление участка т линии, Ом;Хп — реактивное сопротивление участка т линии, Ом.

Потери мощности в линии при одной нагрузке на конце линии

где Я и Х — активное и реактивное сопротивление всей линии, Ом.

Потери мощности в линии с равномерно распределенной нагрузкой

Потери мощности в двухобмоточном трансформаторе

Потери при передаче электроэнергии

В упрощенном понимании любую электрическую сеть представляют как минимум три компоненты:

• источник электроэнергии (генератор электростанции);
• потребитель электроэнергии (любое электрооборудование);
• линия электропередачи (сеть проводов, соединяющих источник с потребителем).

Абстрагируясь от этой идеальной схемы, представим сотни, а то и тысячи километров проводов, десятки подстанций и сложное технологическое оборудование которые представляют собой связующее звено между первыми двумя участниками сети. На каждом из звеньев этой сложной цепочки неизбежно возникают нецелевые затраты выраженные в потерях электроэнергии. Таким образом, мы подходим к определению потерь, которые представляют собой разницу отпущенной электроэнергии потребителям и фактическим количеством переданной электроэнергии. Перед поставщиками электроэнергии стоит задача снижения потерь до экономически обоснованного уровня, не превышающего нормативы потерь.

Потери электроэнергии имеют различную природу, они бывают вызваны как физическими явлениями, что характерно для нормативных технологических потерь и зависеть от человеческого фактора при хищениях электроэнергии. Итак, все потери можно разделить на три категории:

• группу технологических потерь;
• производственные расходы на передачу электроэнергии;
• категорию коммерческой потери.

Технологические потери – самая обширная категория, имеющая максимальный удельный вес в общем объеме потерь. Данную категорию представляют потери, связанные с передачей производителями электроэнергии своей продукции посредством воздушных линий (ЛЭП). Основными ее составляющими являются нагрузочные потери и потери за счет образования коронных разрядов, на которые уходит более 80% всех потерь, остальные 20% приходятся на потери в остальном технологическом оборудовании (потери трансформаторов напряжения, потери холостого хода и т.д.).

Причинами таких потерь можно назвать:

• высокие нагрузочные токи и сопротивление проводов ЛЭП, с целью снижения затрат напряжение длинных линий повышается до сотен киловольт (с пропорциональным снижением тока);
• условно-постоянные расходы (затраты на холостую работу силового оборудования, борьбу с реактивными нагрузками и пр.);
• климатические условия (потери на коронных разрядах, затраты на оттаивание обледенелых проводов).

Вторая категория потерь характеризуется расходом электроэнергии, необходимой для питания технологического оборудования подстанций, удовлетворения нужд персонала. Учет такого потребления электроэнергии ведется с помощью специальных учетных приборов.

Причинами коммерческих потерь зачастую бывают:

• погрешности расчетов;
• ошибки в тарифах по отпуску электроэнергии;
• погрешности показаний приборов учета;
• хищение электроэнергии.

Для выявления причин и снижения нецелевых затрат, поиска источников экономии и выявления скрытых резервов периодически производятся расчеты нормативов потерь.

Компенсация потерь зависит от их категории. Для первых двух случаев (технологические потери и производственные издержки) оплата потерь ложится на плечи потребителя электроэнергии путем корректировки тарифов. В случае превышения нормативов коммерческих потерь, последние негативным образом отражаются на прибыли поставщика электроэнергии. Не случайно предприятия поставляющие электроэнергию ведут контроль над несанкционированными подключениями, содержат штаты контролирующих подразделений, внедряют системы автоматического сбора и обработки данных.

Остались вопросы?

Заполните форму обратно связи ниже, наши специалисты свяжутся с Вами, проконсультируют, расскажут про возможные способы решения Вашей задачи.

Потери мощности и электроэнергии в электрических сетях

Потери активной мощности на участке электрической сети, выполненной проводами одинакового сечения, определяются по формуле

Потери реактивной мощности на участке электрической сети при одинаковом индуктивном сопротивлении линии определяются из формулы

где N _а — сумма произведений квадратов активных нагрузок на длины участков сети с этими нагрузками;
N _r — сумма произведений квадратов реактивных нагрузок на длины участков сети с этими нагрузками;
N -сумма произведений квадратов полных нагрузок на длины участков сети с этими нагрузками;
r и х — активное и индуктивное сопротивления линии, ом/км;
— коэффициент, зависящий от системы тока и принятых единиц измерения.
Значения входящих в формулы (9-1) и (9-2) величин N a , N r и N , коэффициента и единиц измерения их приведены в табл. 9-1.

Таблица 9-1 Значения и единицы измерения величин, входящих в формулы (9-1) и (9-2)
Система тока	Сумма произведений квадратов нагрузок на длины участков линии							Единица измерения
	Na	Единица измерения	Nr	Единица измерения	N	Единица измерения
Трехфазный переменный								—
Однофазный переменный								—
Постоянный			0	—	—	—		—
			0	—	—	—

Потери мощности в трансформаторе определяются по формулам:

потери активной мощности

потери реактивной мощности

где — потери холостого хода трансформатора (потери в стали), квт;
— потери к. з. трансформатора (потери в обмотках) при номинальной нагрузке, квт;
— ток холостого хода трансформатора, %;
— падение напряжения в реактивном сопротивлении трансформатора, %;
— номинальная мощность трансформатора, ква;
— коэффициент загрузки трансформатора;

где S — фактическая нагрузка трансформатора, ква.
Формула (9-4) для определения потерь реактивной мощности в трансформаторе может быть представлена в виде:

где — потери реактивной мощности в трансформаторе при холостом ходе (потери на намагничивание), квар:

— потери реактивной мощности рассеяния в трансформаторе при номинальной нагрузке, квар:

Падение напряжения в реактивном сопротивлении трансформатора определяется по формуле

где U _к — напряжение к. з. трансформатора, %;
U _r — падение напряжения в активном сопротивлении трансформатора, определяемое из выражения

Для трансформаторов мощностью более 10 Мва можно принять

Некоторые значения величин для понижающих трансформаторов приведены в табл. 9-2. В табл. 9-2 уровень Б потерь активной мощности холостого хода относится к трансформаторам, в которых использована электротехническая сталь толщиной 0,35 мм марки Э 330 А по ГОСТ 802-58 с жаростойким покрытием и отжигом пластин. В табл. 9-2 даны значения активных и реактивных сопротивлений трансформаторов, приведенные по отношению к номинальному напряжению обмотки ВН.

Таблица 9-2 Технические данные трехфазных двухобмоточных силовых масляных трансформаторов общего назначения (ГОСТ 12022-66)
Номинальная мощность, ква	Верхний предел номиналього напряжения обмотки, кв	Схема и группа соединений обмоток	Потери активной мощности, квт			Напряжение к.з., %	Ток холостого хода	Сопротивления обмоток трансформатора, ом		Потери реактивной мощности, квар
			холостого хода		к.з.
			уровень А	уровень Б				активное	реактивное	холостого хода	к.з.
25	10 10	У/Ун-0 У/Zн-11	0,105 0,105	0,125 0,125	0,6 0,69	4,5 4,7	3,2 3,2	96,0 110	152 152	0,80 0,80	0,95 0,95
40	10 10	У/Ун-0 У/Zн-11	0,15 0,15	0,18 0,18	0,88 1,0	4,5 4,7	3,0 3,0	55,0 62,5	98,1 99,5	1,20 1,20	1,57 1,59
63	10 10 20 20	У/Ун-о У/Zн-11 У/Ун-0 У/Zн-11	0,22 0,22 0,245 0,245	0,265 0,265 0,29 0,29	1,28 1,47 1,28 1,47	4,5 4,7 5,0 5,3	2,8 2,8 2,8 2,8	32,3 37,0 129 148	63,7 64,8 290 302	1,76 1,76 1,76 1,76	2,53 2,57 2,88 3,00
100	10 10 35 35	У/Ун-0 У/Zн-11 У/Ун-0 У/Zн-11	0,31 0,31 0,39 0,39	0,365 0,365 0,465 0,465	1,97 2,27 1,97 2,27	4,5 4,7 6,5 6,8	2,6 2,6 2,6 2,6	19,7 22,7 241 278	40,5 41,2 759 785	2,60 2,60 2,60 2,60	4,05 4,12 6,19 6,41
160	10 10 10 35 35 35	У/Ун-0 У/Д-11 У/Zн-11 У/Ун-0 У/Д-11 У/Zн-11	0,46 0,46 0,46 0,56 0,56 0,56	0,54 0,54 0,54 0,66 0,66 0,66	2,65 2,65 3,1 2,65 2,65 3,1	4,5 4,5 4,7 6,5 6,5 6,8	2,4 2,4 2,4 2,4 2,4 2,4	10,4 10,4 12,1 127 127 148	26,2 26,2 26,8 481 481 499	3,84 3,84 3,84 3,84 3,84 3,84	6,69 6,69 6,85 10,1 10,1 10,4
250	10 10 10 35 35 35	У/Ун-0 У/Д-11 У/Zн-11 У/Ун-0 У/Д-11 У/Zн-11	0,66 0,66 0,66 0,82 0,82 0,82	0,78 0,78 0,78 0,96 0,96 0,96	3,7 3,7 4,2 3,7 3,7 4,2	4,5 4,5 4,7 6,5 6,5 6,8	2,3 2,3 2,3 2,3 2,3 2,3	5,92 5,92 6,72 72,5 72,5 82,3	17,0 17,0 17,6 310 310 322	7,25 5,75 5,75 5,75 5,75 5,75	10,6 10,6 11,0 15,8 15,8 16,5
400	10 10 10 35 35	У/Ун-0 Ун/Д-11 Д/Ун-11 У/Ун-0 У/Д-11	0,62 0,92 0,92 1,15 1,15	1,08 1,08 1,08 1,35 1,35	5,5 5,5 5,9 5,5 5,5	4,5 4,5 4,5 6,5 6,5	2,1 2,1 2,1 2,1 2,1	3,44 3,44 3,69 42,1 42,1	10,7 10,7 10,6 195 195	8,40 8,40 8,40 8,40 8,40	17,1 17,1 17,0 25,4 25,4
630	10 10 10 10 35 35	У/Ун-0 Ун/Д-11 Д/Ун-11 У/Ун-0 У/Ун-0 У/Д-11	1,42 1,42 1,42 1,42 1,7 1,7	1,68 1,68 1,68 1,68 2,0 2,0	7,6 7,6 8,5 8,5 7,6 7,6	5,5 5,5 5,5 5,5 6,5 6,5	2,0 2,0 2,0 2,0 2,0 2,0	1,91 1,91 2,14 2,14 23,5 23,5	8,52 8,52 8,46 8,46 124 124	12,6 12,6 12,6 12,6 12,6 12,6	33,8 33,8 33,6 33,6 40,2 40,2

Для других номинальных напряжений обмоток сопротивления пересчитываются по формулам:

где U _н — номинальное напряжение обмотки, указанное в табл. 9-2, кв;
— номинальное напряжение обмотки, по отношению к которому пересчитываются сопротивления, кв;
R и X — соответственно активное и реактивное сопротивления трансформатора, определяемые по табл. 9-2, ом.
Потери электроэнергии в сети определяются по формуле

где — наибольшие потери мощности в сети, кет;
— число часов максимальных потерь, определенное в зависимости от годового графика нагрузки.
Потери электроэнергии в трансформаторе определяются по формуле

где t _Т — число часов работы трансформатора.
Число часов максимальных потерь, если известен годовой график нагрузки, может быть определено по формуле

где — сумма произведений квадратов полных нагрузок на годовую продолжительность каждой из них, вычисленная для всего годового графика нагрузок рассматриваемого элемента сети;
S _б — наибольшая полная нагрузка элемента сети. Для типичного графика, имеющего сниженные нагрузки ночью и утренний и вечерний максимумы, число часов максимальных потерь согласно в зависимости от числа часов использования максимума может определяться по табл. 9-7.

Таблица 9-7 Число часов максимальных потерь
Число часов использования максимума	3000	3500	4000	4500	5000
Число часов максимальных потерь	1300	1650	2000	2500	3000
Число часов использования максимума	5500	6000	6500	7000	7500
Число часов максимальных потерь	3650	4300	5000	5700	6450

Пример 9-1.
Определить годовые потери электроэнергии в трансформаторе типа ТМ мощностью 6,3 Мва с напряжением высшей стороны 10 кв, если трансформатор включен постоянно и годовой график его нагрузки представлен на рис. 9-1.
Решение.
Годовые потери электроэнергии в трансформаторе определяем по (9-10).
По справочным данным находим потери активной мощности в трансформаторе при холостом ходе для уровня Б: Δ Р_с = 9 квт
и нагрузочные потери (потери к. з.) при номинальной нагрузке трансформатора: Δ Р_к.з =46,5 квт
По условию примера годовое число часов работы трансформатора t_Т = 8 760.
Коэффициент загрузки трансформатора при наибольшей нагрузке составляет:

Число часов максимальных потерь определяем из графика на рис. 9-1, подставив в (9-11) значения нагрузок трансформатора в мегавольт-амперах и соответствующие им продолжительности работы в тысячах часов:

Подставив числовые значения в (9-10), определим годовые потери энергии в трансформаторе:

Рис. 9-1.

Годовой график нагрузки

Пример 9-2.
На рис. 9-2 представлена схема линии 6 кв с указанием длин участков линии (км) и расчетных (наибольших) нагрузок (Мва). Магистраль АБ выполнена кабелем с алюминиевыми жилами сечением 3X70 мм.кв, а ответвления БВ и БГ — воздушной линией с алюминиевыми проводами сечением 35 мм.кв.
Определить годовые потери электроэнергии в сопротивлениях проводов и кабелей линии, если годовая продолжительность использования максимума нагрузок составляет 3000 ч и график нагрузок является типичным (имеются утренний и вечерний максимумы и снижение нагрузки в ночное время).
Решение.
Наибольшие потери мощности в сопротивлениях проводов и кабелей линии находим по (9-1), в которой значение коэффициента определяется из табл. 9-1:

Удельные сопротивления участков линии находим по табл. 5-1: для алюминиевого кабеля сечением 70 мм.кв — 0,46 ом/км; для алюминиевого провода сечением 35 мм.кв — 0,92 ом/км.
Определяем значение величины N для магистрали АБ:

для ответвлений БВ и БГ

Из (9-1) находим наибольшие потери мощности в сети:

По табл. 9-7 в зависимости от продолжительности использования максимума Т=3000 ч находим значение числа часов максимальных потерь τ =1300. Величину потерь электроэнергии определяем по (9-9):