Тема 3.1. Потери мощности и энергии в линиях и трансформаторах

Виды и структура потерь

Под потерями подразумевается разница между отпущенной потребителям электроэнергией и фактически поступившей к ним. Для нормирования потерь и расчетов их фактической величины, была принята следующая классификация:

• Технологический фактор. Он напрямую зависит от характерных физических процессов, и может меняться под воздействием нагрузочной составляющей, условно-постоянных затрат, а также климатических условий.
• Расходы, затрачиваемые на эксплуатацию вспомогательного оборудования и обеспечение необходимых условий для работы техперсонала.
• Коммерческая составляющая. К данной категории относятся погрешности приборов учета, а также другие факторы, вызывающие недоучет электроэнергии.

Ниже представлен среднестатистический график потерь типовой электрокомпании.

Как видно из графика наибольшие расходы связаны с передачей по воздушным линиям (ЛЭП), это составляет около 64% от общего числа потерь. На втором месте эффект коронированния (ионизация воздуха рядом с проводами ВЛ и, как следствие, возникновение разрядных токов между ними) – 17%.

Исходя из представленного графика, можно констатировать, что наибольший процент нецелевых расходов приходится на технологический фактор.

Основные причины потерь электроэнергии

Разобравшись со структурой, перейдем к причинам, вызывающим нецелевой расход в каждой из перечисленных выше категорий. Начнем с составляющих технологического фактора:

1. Нагрузочные потери, они возникают в ЛЭП, оборудовании и различных элементах электросетей. Такие расходы напрямую зависят от суммарной нагрузки. В данную составляющую входят:

• Потери в ЛЭП, они напрямую связаны с силой тока. Именно поэтому при передаче электроэнергии на большие расстояния используется принцип повышения в несколько раз, что способствует пропорциональному уменьшению тока, соответственно, и затрат.
• Расход в трансформаторах, имеющий магнитную и электрическую природу ( ). В качестве примера ниже представлена таблица, в которой приводятся данные затрат на трансформаторах напряжения подстанций в сетях 10 кВ.

1. Категория условно-постоянных расходов. В нее входят затраты, связанные со штатной эксплуатацией электрооборудования, к таковым относятся:

• Холостая работа силовых установок.
• Затраты в оборудовании, обеспечивающем компенсацию реактивной нагрузки.
• Другие виды затрат в различных устройствах, характеристики которых не зависят от нагрузки. В качестве примера можно привестисиловую изоляцию, приборы учета в сетях 0,38 кВ, змерительные трансформаторы тока, ограничители перенапряжения и т.д.

1. Климатическая составляющая. Нецелевой расход электроэнергии может быть связан с климатическими условиями характерными для той местности, где проходят ЛЭП. В сетях 6 кВ и выше от этого зависит величина тока утечки в изоляторах. В магистралях от 110 кВ большая доля затрат приходится на коронные разряды, возникновению которых способствует влажность воздуха. Помимо этого в холодное время года для нашего климата характерно такое явление, как обледенение на проводах высоковольтных линий, а также обычных ЛЭП.

Учитывая последний фактор, следует учитывать затраты электроэнергии на расплавление льда.

Тема 3.1. Потери мощности и энергии в линиях и трансформаторах

3.1.1. Общие сведения о потерях мощности и энергии в элементах электрических сетей

При передаче электроэнергии от электростанций до потребителей часть электроэнергии неизбежно расходуется на нагрев проводников, создание электромагнитных полей и другие эффекты. Этот расход называют потерями электроэнергии [5].

Слово «потери» обычно ассоциируется с неправильной организацией технологического процесса, однако потери электроэнергии обусловлены физическими процессами, протекающими в проводниках, и полностью избавиться от них на сегодняшнем этапе развития науки и техники невозможно. Поэтому часто потери электроэнергии называют расходами на транспортировку электроэнергии.

В электрических сетях потери мощности и электроэнергии определяются потерями в линиях электропередачи и в трансформаторах подстанций. В ЛЭП мощность теряется на нагрев проводников, на создание электромагнитных полей, на корону, на зарядную мощность. В трансформаторах потери мощности разделяют на нагрузочные потери и потери холостого хода. Здесь речь идёт исключительно о так называемых технических потерях. Более подробно структура потерь электроэнергии и методы их снижения рассматриваются в курсе «Электроэнергосбережение».

3.1.2. Потери мощности в линиях

При работе системы электроснабжения (СЭС) в ее элементах (кабельных и воздушных линиях электропередачи, трансформаторах, электродвигателях и т.п.) неизбежно возникают потери мощности и электроэнергии [5]. Величина этих потерь зависит от множества различных факторов: тока проходящего по элементу, климатических условий, сопротивлений (активного, реактивного) элемента и т.п., и может достигать значительных размеров. Поэтому проблема снижения потерь мощности и электрической энергии является одной из важнейших при эксплуатации СЭС практически любого объекта.

К настоящему времени известно несколько различных способов снижения потерь мощности и электроэнергии в элементах СЭС, которые объединены в две большие самостоятельные группы. Первая группа – организационные мероприятия, вторая – технические мероприятия.

Потери активной мощности DР

в линиях электропередачи равны:

DР

=3
I
2∙
R
л= , (3.1)

Потери реактивной мощности и реактивной энергии равны:

DQ=

3
I
2 ∙
X
л = , (3.2)

где R

л,
X
л – соответственно активное и реактивное сопротивления линии электропередачи;
I
,
P
и
Q
– токи и мощности, протекающие по линии.

Из анализа этих формул можно сделать следующие выводы:

— потери активной мощности зависят как от активной так и от реактивной мощностей, передаваемых по линии;

— даже незначительное увеличение напряжения приводит к значительному снижению потерь мощности;

— уменьшение сопротивления линии приводит к снижению потерь мощности.

Кроме того из формул (3.1) и (3.2) вытекает следующее:

— потери мощности всей сети складываются из потерь мощности на всех её участках;

— при равномерно распределенной нагрузке потери мощности меньше, чем при той же нагрузке, сосредоточенной в конце линии.

3.1.3. Потери энергии в линиях

Одним из основных показателей, определяющих качество проектирования и эксплуатации электрических сетей, является величина потерь электрической энергии [5]. Их стоимость представляет значительную часть годовых эксплуатационных расходов в приведенных затратах, которые служат экономическим критерием оценки как проектируемой, так и существующей электрической сети. Определение и учет потерь электрической энергии производится с помощью различных методов. Наибольшее распространение получили метод расчета по времени максимальных потерь, а также метод расчета по графикам нагрузок. Кроме того, в некоторых случаях при достаточном количестве измерительных приборов возможна прямая оценка потерь по показаниям счетчиков электрической энергии. В настоящее время широко распространен статистический метод расчета потерь электроэнергии по количеству пропущенной энергии. Так как мощность – это есть энергия в единицу времени, то потери энергии DЭ – это потери мощности, умноженные на время

D

Э
=DРt=3I2 R t
. (3.3)

Однако потери мощности в линии DР

остаются постоянными только в том случае, если ток, протекающий по линии не меняется. В действительности ток меняется постоянно, поскольку меняется режим работы потребителей.

Если изобразить годовой график нагрузок отвлеченного потребителя, как показано, то годовые потери энергии будут пропорциональными площади графика квадратичных нагрузок и могут быть выражены как

D

Э
= I2 ( (t)R dt
.

где Т- время включения потребителя.

В данном случае потребитель включен в течение всего года, т.е. Т

=8760 ч. Однако в аналитической форме получить зависимость
I
(
t
) невозможно. Поэтому используют различные методы с введением «фиктивных» величин.

Каждая группа потребителей (машиностроительные потребители, текстильные фабрики и т.д.) имеет характерные графики нагрузок. Нагрузки подстанций и линий складываются из нагрузок потребителей и также имеют характерные графики.

Одним из часто применяемых методов определения потерь энергии является метод среднеквадратичного тока I

ср кв, т.е. такого тока, который, все время протекая по линии, даст те же потери, что и действительные токи. Тогда

I

2ср кв = , (3.4)

где I

1,
I
2,… — значения токов на интервалах
t
1,
t
2,… ступенчатого графика нагрузки.

Найдя величину I

2ср кв , потери энергии можно определить по выражению

D

Э
=3I2 R T
. (3.5)

Наиболее распространенным методом определения потерь энергии является метод с использованием времени максимальных потерь .

Известно, что потребитель какую-то часть времени работает с максимальной нагрузкой Р

макс. Время, в течение которого, работая с максимальной нагрузкой
Р
макс, потребитель взял бы из сети энергию, равную энергии действительно полученной им за год называется
числом часов использования максимума Т
макс, Тогда энергия, полученная потребителем, будет определяться по формуле

Э=Р

макс
Т
макс. (3.6)

Аналогично, время в течение которого потребитель, работая с максимальными потерями вызовет те же потери что имеют место в действительности называется временем максимальных потерь τ

. Тогда потери энергии в линии

DЭ=DР

макс τ= 3
I
2макс
R
лτ, (3.7)

где I

макс– максимальный ток протекающий по линии,
R
л – активное сопротивление линии. Число часов использования максимума можно определить по справочным таблицам для соответствующих групп потребителей или определить из графика нагрузки

T

макс = , (3.8)

где P

1,
P
2,… — значения мощностей на интервалах
t
1,
t
2,… ступенчатого графика нагрузки. Величина τ однозначно связана с
T
макс. Её можно получить по специальным кривым t =¦(
T
макс, cosφОшибка! Закладка не определена.) или по аналитической зависимости:

. (3.9)

3.1.4. Потери мощности и энергии в трансформаторах.

Значительную часть общих потерь мощности и электроэнергии СЭС составляют потери в трансформаторах [5]. Потери мощности в них слагаются из потерь активной DР

ти реактивной
DQ
тмощностей. Потери активной мощности состоят в свою очередь из потерь на нагревание обмоток трансформатора
DР, зависящих от тока нагрузки и потерь на нагревание стали DР
ст,не зависящихот тока нагрузки:

DР=

3
I
2
R
т
=
. (3.10)

Активное сопротивление обмоток трансформатора:

R

т
=DР
к
U
2ном
/S
2ном, (3.11)

где DР

к – потери короткого замыкания (потери в меди),
S
ном – номинальная мощность трансформатора.

Потери реактивной мощности также слагаются из двух составляющих: потерь, вызванных рассеянием магнитного потока в трансформаторе и зависящих от квадрата тока нагрузки DQ

ипотерь на намагничивание, независящих от тока нагрузки
DQm=DQ
хх и определяемых током холостого хода
I
xx(потери холостого хода),

DQ

=3
I
2
X
т. (3.12)

Активные потери могут быть определены также и по иной формуле:

DР

т
=DР
к ном(
S
/
S
ном)2
+DР
ст, (3.13)

где S

– фактическая нагрузка трансформатора;
DР
кном– потери к.з., соответствующие потерям в меди при номинальной нагрузке трансформатора
S
ном
.
Реактивные потери могут быть определены также по другой формуле:

DQ

т= (
S
ном/100)∙(
U
к∙
K
2з+
I
xx), (3.14)

где U

к
– напряжение короткого замыкания, K
з=
S/S
ном– коэффициент загрузки.

Расходы на поддержку работы подстанций

К данной категории отнесены затраты электрической энергии на функционирование вспомогательных устройств. Такое оборудование необходимо для нормальной эксплуатации основных узлов, отвечающих за преобразование электроэнергии и ее распределение. Фиксация затрат осуществляется приборами учета. Приведем список основных потребителей, относящихся к данной категории:

• системы вентиляции и охлаждения трансформаторного оборудования;
• отопление и вентиляция технологического помещения, а также внутренние осветительные приборы;
• освещение прилегающих к подстанциям территорий;
• зарядное оборудование АКБ;
• оперативные цепи и системы контроля и управления;
• системы обогрева наружного оборудования, например, модули управления воздушными выключателями;
• различные виды компрессорного оборудования;
• вспомогательные механизмы;
• оборудование для ремонтных работ, аппаратура связи, а также другие приспособления.

Справочник электрика. Потери напряжения, мощности и энергии

Основной причиной появления отклонений напряжения в электрической сети являются потери напряжения в линиях электропередачи и силовых трансформаторах

, причем, главное значение имеют потери напряжения в линиях. На рис. 1, а приведены электрическая схема, включающая в себя источник питания С и две подстанции, связанные линией W без ответвлений. Здесь U1 — напряжение в начале, U2 — в конце линии.

Векторная диаграмма электрических величин для линии W, построенная на основе ее схемы замещения (рис. 1, б), приведена на рис. 1, в. Обычно нагрузка линии имеет активно-индуктивный характер, поэтому вектор тока İ отстает по фазе от вектора напряжения Ú2 конца линии на угол φ. Вектор напряжения в начале линии Ú1, получается в результате суммирования вектора напряжения в конце линии Ú2 с активной ΔÚwa =İR и реактивной ΔÚwp = jİX составляющими падения напряжения на линии İZw, где R, jX, Z — соответственно активное, индуктивное и полное сопротивления линии.

Модуль (длину) вектора İZw называют падением напряжения на линии

. Вектор падения напряжения на линии можно разложить на две составляющие:

направленную по вектору Ú2 — продольную составляющую падения напряжения ΔÚw;

направленную перпендикулярно вектору Ú2 — поперечную составляющую падения напряжения δÚw.

Рис. 1. Потеря напряжения в линии

Из точки 0 на рис. 1, в радиусом, равным длине вектора 0, можно провести дугу окружности до пересечения в точке b с прямой Оα (по направлению вектора Ú2). Отрезок 0b равен модулю вектора Ú1 т. е. напряжению в начале линии. Потеря напряжения в линии равна длине отрезка cb, т. е. арифметической разности U1 – U2 Для упрощения потерю напряжения вычисляют приближенно и полагают ее равной не отрезку cb, а отрезку cd. Ошибка, получающаяся в результате такой замены, относительно невелика и допустима в расчетах. Тогда можно получить следующее выражение для потери напряжения в линии:

где Р, Q — соответственно, активная Р и реактивная Q мощности нагрузки в конце линии; U2 — напряжение в конце линии.

Таким образом, нужно различать падение напряжения и потерю напряжения

на линии.
Падение напряжения
— это модуль геометрической разности векторов напряжения по концам линии

|ΔÚw| = |Ú1 — Ú2|.

Потеря напряжения

— это арифметическая разность напряжений по концам линии, т. е. ΔUw = U1 — U2.

Потеря напряжения показывает, насколько напряжение в конце линии отличается от напряжения в ее начале. Падение напряжения обычно больше потери напряжения из-за сдвига по фазе векторов Ú1 и Ú2. Практику в ГРС интересует потеря напряжения, а не падение напряжения, потому что потеря напряжения связывает наиболее простой формулой напряжения в начале и конце линии.

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.

Понятие норматива потерь

Под данным термином подразумевается установка экономически обоснованных критериев нецелевого расхода за определенный период. При нормировании учитываются все составляющие. Каждая из них тщательно анализируется отдельно. По итогу производятся вычисления с учетом фактического (абсолютного) уровня затрат за прошедший период и анализа различных возможностей, позволяющих реализовать выявленные резервы для снижения потерь. То есть, нормативы не статичны, а регулярно пересматриваются.

Под абсолютным уровнем затрат в данном случае подразумевается сальдо между переданной электроэнергией и техническими (относительными) потерями. Нормативы технологических потерь определяются путем соответствующих вычислений.

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.

Потери мощности электроэнергии в электрических сетях

Глава 5. Потери мощностии электроэнергии
в электрических сетях
5.1. Потери мощности в линиях

Потери активной мощности в линиях обусловлены активными сопротивлениями проводов и кабелей, а также потерями на корону в воздушных линиях и на токи утечки через изоляцию в кабельных линиях высоких напряжений.

В трехфазной линии, где нагрузка задана в виде полного тока или его активной и реактивной составляющих, потери активной мощности , расходуемые в активном сопротивлении линии на нагрев проводников, определяют по формулам

. (5.1)

Если нагрузка задана в виде полной , активной и реактивной мощности, то те же потери можно найти по выражениям

. (5.2)

Как видно, величина потерь зависит от передаваемой мощности и уровня напряжения. Повышение уровня напряжения позволяет снизить потери активной мощности в сопротивлении линии. Однако следует заметить, что при повышении напряжения в сетях, непосредственно питающих электроприемники, в соответствии со статическими характеристиками нагрузки по напряжению (см.§ 4.5) может увеличиться мощность потребителей и значит передаваемая по линии мощность.

Мощность, передаваемая по линии, включает активную и реактивную составляющие. Если единственным источником активной мощности являются генераторы электрических станций, то реактивная мощность вырабатывается различными устройствами. Причем некоторые из них (компенсирующие устройства) могут устанавливаться вблизи потребителей реактивной мощности. Рассмотрим линию (рис.5.1), по которой передается мощность . Потери активной мощности в ней

.

Установим в конце линии, например, батарею конденсаторов мощностью . При этом передаваемая по линии реактивная мощность снизится до величины , а значит уменьшатся и потери активной мощности

.

Снижение потерь активной мощности составит

(5.3)

Количественной характеристикой эффективности снижения потерь мощности от компенсации реактивной мощности служит экономический эквивалент реактивной мощности

(5.4)

Он показывает, на сколько снижаются потери активной мощности при включении в узле нагрузки компенсирующего устройства величиной .

В воздушных линиях высокого напряжения имеют место потери активной мощности на корону, которые в линиях напряжением 330 кВ и выше определяют по выражению (4.10). Как отмечалось, величина удельных потерь на корону во многом зависит от погодных условий и от напряжения.

Зависимость усредненных потерь мощности на корону от напряжения имеет вид

, (5.5)

где U – напряжение, В.

Таким образом, при повышении уровня напряжения потери активной мощности на корону увеличиваются, но одновременно уменьшаются потери активной мощности в сопротивлении линии.

Для кабелей высокого напряжения потери активной мощности, вызванные токами утечки через изоляцию, можно рассчитать по их активной проводимости

. (5.6)

Наряду с потерями активной мощности в линиях электропередачи теряется и реактивная мощность. Эти потери обусловлены индуктивными сопротивлениями воздушных и кабельных линий .

Если нагрузка линии задана током, то потери реактивной мощности можно найти по формуле

.

Для нагрузки, заданной мощностью, потери реактивной мощности в линии равны

. (5.7)

Наряду с потреблением реактивной мощности линия, обладая емкостной проводимостью и соответствующей ей зарядной мощностью , является источником реактивной мощности. Зарядная мощность линии, определяемая формулой (4.14), в некоторых случаях снижает реактивную мощность, передаваемую по линии, а значит и потери активной и реактивной мощности. Вместе с тем, в режимах наименьших нагрузок, когда имеет место избыток реактивной мощности, зарядная мощность может вызвать увеличение передаваемой по линии реактивной мощности и потерь мощности.

Методика и пример расчета потерь электроэнергии

На практике применяют следующие методики для определения потерь:

• проведение оперативных вычислений;
• суточный критерий;
• вычисление средних нагрузок;
• анализ наибольших потерь передаваемой мощности в разрезе суток-часов;
• обращение к обобщенным данным.

Полную информацию по каждой из представленных выше методик, можно найти в нормативных документах.

В завершении приведем пример вычисления затрат в силовом трансформаторе TM 630-6-0,4. Формула для расчета и ее описание приведены ниже, она подходит для большинства видов подобных устройств.

Для понимания процесса следует ознакомиться с основными характеристиками TM 630-6-0,4.

Теперь переходим к расчету.

Итоги расчета

Расчет потерь мощности в линиях электропередач

Потери активной мощности на участке ЛЕП (см. рис. 7.1) обусловлены активным сопротивлением проводов и кабелей, а также несовершенством их изоляции. Мощность, теряемая в активных сопротивлениях трехфазной ЛЕП и расходуемая на ее нагрев, определяется по формуле:

,

где полный, активный и реактивный токи в ЛЕП;

P, Q, S

– активная, реактивная и полная мощности в начале или конце ЛЕП;

U

– линейное напряжение в начале или конце ЛЕП;

R

– активное сопротивление одной фазы ЛЕП.

Потери активной мощности в проводимостях ЛЕП обусловлены несовершенством изоляции. В воздушных ЛЕП – появлением короны и, в очень незначительной степени, утечкой тока по изоляторам. В кабельных ЛЕП – появлением тока проводимости а его абсорбции. Рассчитываются потери по формуле:

,

где U

– линейное напряжение в начале или конце ЛЕП;

G

– активная проводимость ЛЕП.

При проектировании воздушных ЛЕП потери мощности на корону стремятся свести к нулю, выбирая такой диаметр провода, когда возможность возникновения короны практически отсутствует.

Потери реактивной мощности на участке ЛЕП обусловлены индуктивными сопротивлениями проводов и кабелей. Реактивная мощность, теряемая в трехфазной ЛЕП, рассчитывается аналогично мощности, теряемой в активных сопротивлениях:

Генерируемая емкостной проводимостью зарядная мощность ЛЕП рассчитывается по формуле:

,

где U

– линейное напряжение в начале или конце ЛЕП;

B

– реактивная проводимость ЛЕП.

Зарядная мощность уменьшает реактивную нагрузку сети и тем самым снижает потери мощности в ней.

Потери активной мощности на участке ЛЕП (см. рис. 7.1) обусловлены активным сопротивлением проводов и кабелей, а также несовершенством их изоляции. Мощность, теряемая в активных сопротивлениях трехфазной ЛЕП и расходуемая на ее нагрев, определяется по формуле:

,

где полный, активный и реактивный токи в ЛЕП;

P, Q, S

– активная, реактивная и полная мощности в начале или конце ЛЕП;

U

– линейное напряжение в начале или конце ЛЕП;

R

– активное сопротивление одной фазы ЛЕП.

Потери активной мощности в проводимостях ЛЕП обусловлены несовершенством изоляции. В воздушных ЛЕП – появлением короны и, в очень незначительной степени, утечкой тока по изоляторам. В кабельных ЛЕП – появлением тока проводимости а его абсорбции. Рассчитываются потери по формуле:

,

где U

– линейное напряжение в начале или конце ЛЕП;

G

– активная проводимость ЛЕП.

При проектировании воздушных ЛЕП потери мощности на корону стремятся свести к нулю, выбирая такой диаметр провода, когда возможность возникновения короны практически отсутствует.

Потери реактивной мощности на участке ЛЕП обусловлены индуктивными сопротивлениями проводов и кабелей. Реактивная мощность, теряемая в трехфазной ЛЕП, рассчитывается аналогично мощности, теряемой в активных сопротивлениях:

Генерируемая емкостной проводимостью зарядная мощность ЛЕП рассчитывается по формуле:

,

где U

– линейное напряжение в начале или конце ЛЕП;

B

– реактивная проводимость ЛЕП.

Зарядная мощность уменьшает реактивную нагрузку сети и тем самым снижает потери мощности в ней.