Расчет величины потерь электрической энергии: Расчет потерь электроэнергии в сетях 0,4 кВ: формулы, схемы

РАСЧЕТ И АНАЛИЗ ТЕХНИЧЕСКИХ ПОТЕРЬ ЭЛЕКТРОЭНЕРГИИ В ГОРОДСКИХ РАСПРЕДЕЛИТЕЛЬНЫХ ЭЛЕКТРИЧЕСКИХ СЕТЯХ 6-10/0,4 кВ г. ДУШАНБЕ

РАСЧЕТ И АНАЛИЗ ТЕХНИЧЕСКИХ ПОТЕРЬ ЭЛЕКТРОЭНЕРГИИ В

ГОРОДСКИХ РАСПРЕДЕЛИТЕЛЬНЫХ ЭЛЕКТРИЧЕСКИХ СЕТЯХ 6-10/0,4 кВ

г. ДУШАНБЕ

Шведов Галактион Владимирович, к.т.н., доцент, Национальный

исследовательский университет «МЭИ», Россия,111250, г.Москва, ул. Краснокозарменная

17. Тел: +7(905)-597-00-03, e-mail: [email protected]

Чоршанбиев Сироджиддин Ражаббокиевич, аспирант, НИУ «МЭИ»,

Россия,111250, г.Москва, ул. Краснокозарменная 17. Тел: +7(929)-987-40-77, e-mail:

[email protected]

Аннотация. В данной статье на примере двух фидеров описывается моделирование,

расчет и анализ технических потерь электроэнергии в городских распределительных

электрических сетях 6-10/0,4 кВ г. Душанбе. Особенность рассматриваемых фидеров

заключается в следующем: к некоторым трансформаторным подстанциям 6-10/0,4 кВ, от

которых получают питание объекты здравоохранения, подключена на параллельную работу

с электрической сетью распределенная солнечная генерация. Для получения необходимого

объема исходных данных были проведены натурные измерения мощностей в течение месяца

на головных участках фидеров и на двух трансформаторных подстанциях 6-10/0,4 кВ с

подключенной солнечной генерацией.

Моделирование, расчет и анализ потерь электроэнергии выполнялся в программе РАП-10-

ст методом средних нагрузок. По результатам моделирования и расчета дан анализ

технических потерь электроэнергии в городских распределительных электрических сетях 6-

10/0,4 кВ. Было определено влияние распределенной солнечной генерации на значение

потерь электроэнергии в распределительных электрических сетях. Активнее внедрение

солнечной генерации в одном из двух фидеров привело к существенной разгрузке сети и, как

следствие, увеличению в разы в структуре потерь электроэнергии потерь холостого хода в

трансформаторах 6-10/0,4 кВ. Кроме того, за счет снижения отпуска электроэнергии в сеть со

стороны энергосистемы, потери электроэнергии в абсолютных величинах снижаются, а в

относительных увеличиваются.

Ключевые слова: распределительные электрические сети, городские электрические

сети, потери электроэнергии, уровень потерь, снижение потерь, потребление электроэнергии,

график нагрузки, распределенная солнечная генерация, интегрирующие множители, метод

средних нагрузок.

CALCULATION AND ANALYSIS OF TECHNICAL LOSSES OF ELECTRICITY IN

6-10 / 0,4 kV URBAN DISTRIBUTION ELECTRIC NETWORKS OF DUSHANBE

Shvedov Galaktion Vladimirovich, Ph.D., Associate Professor, National Research

University «MPEI», Russia, 111250, Moscow, ul. Krasnokozarnennaya 17. Phone: +7 (905) -597-

00-03, e-mail: [email protected]

Shorshanbiev Sirodzhiddin Razhabokievich, Ph.D. student, R National Research

University «MPEI», Russia, 111250, Moscow, ul. Krasnokozarnennaya 17. Phone: +7 (929) -987-

40-77, e-mail: [email protected]

Abstract. In this article, the example of two feeders describes the simulation, calculation

and analysis of technical losses of electric power in 6-10 / 0.4 kV distribution electrical networks of

Dushanbe. The peculiarity of the feeders under consideration is the following: to some 6-10 / 0.4

kV transformer substations from which health facilities are supplied, distributed solar generation is

connected to a parallel operation with the electric grid. To obtain the required volume of initial data,

on-site measurements of capacity were made during the month at the head sections of feeders and at

two 6-10 / 0.4 kV transformer substations with connected solar generation.

Коммерческие потери электроэнергии и их снижение

Чем больше потерь электроэнергии у сетевых компаний, тем выше цена на электроэнергию, постоянное повышение которой тяжелым бременем ложится на потребителя.

Общие сведения

Структура фактических потерь электроэнергии состоит из многих составляющих.  Ранее их часто укрупнено объединяли в две большие группы: технические и коммерческие потери. К первым относили нагрузочные, условно-постоянные потери и расход электроэнергии на собственные нужды подстанций. Все остальные потери, в том числе инструментальные погрешности измерений, относили ко второй группе потерь. В такой классификации есть определенные условности. Расход электроэнергии на собственные нужды не является по своей сути «чистыми» техническими потерями, и учитывается электросчетчиками. Так же и метрологические погрешности, в отличие от других составляющих коммерческих потерь, имеют иную природу возникновения. Поэтому «коммерческие потери» изначально трактовались довольно обширно, есть даже такое определение, как «допустимый уровень коммерческих потерь» — значение коммерческих потерь электроэнергии, обусловленное погрешностями системы учета электроэнергии (электросчетчиков, трансформаторов тока и напряжения) при соответствии системы учета требованиям ПУЭ. [1]

В настоящее время при классификации потерь электроэнергии более часто употребляется термин «технологические потери электроэнергии», определение которого установлено Приказом  Минэнерго РФ от 30.12.08 № 326 «Об организации в Министерстве энергетики Российской Федерации работы по утверждению нормативов технологических потерь электроэнергии при ее передаче по электрическим сетям». Собирательное выражение «коммерческие потери электроэнергии» на сегодняшний день не закреплено в законодательстве, но встречается в отраслевых нормативно-технических документах. В одном из них под коммерческими потерями понимается разность между отчетными и техническими потерями, при этом  «техническими потерями электроэнергии» считается весь «технологический расход электроэнергии на ее транспорт по электрическим сетям, определяемый расчетным путем» [2].

Также, в форме федерального статистического наблюдения № 23-Н «Сведения о производстве и распределении электрической энергии», утвержденной Приказом Федеральной службы государственной статистики от 01.10.2012 г. № 509, используется отчетный показатель «коммерческие потери». Его определение в рамках формы 23-Н звучит как «данные о количестве электроэнергии, не оплаченной абонентами», без приведения формулы расчета. В отраслевых же отчетных документах сетевых компаний, например в формах 2-рег, 46 –ЭЭ (передача), указываются только фактические потери, а в макетах 7-энерго подробная структура технологических потерь. Коммерческие потери, а также нетехнические или нетехнологические, в этих формах не указываются.

В таблицах для обоснования и экспертизы технологических потерь электроэнергии на регулируемый период [3], заполняемых сетевыми организациями,  математическая разность между фактическими и технологическими потерями электроэнергии называется «нетехнические потери электроэнергии»,  хотя логичнее назвать их «нетехнологические».

Чтобы избежать путаницы  в применяемой терминологии, в укрупненной структуре фактических потерь электроэнергии более корректно обозначить две группы:

1. Технологические потери.

2. Коммерческие потери.

Технологические потери включают в себя технические потери в электрических сетях, обусловленные физическими процессами, происходящими при передаче электроэнергии, расход электроэнергии на собственные нужды подстанций, и потери, обусловленные допустимыми погрешностями системы учета электроэнергии [3].

Они не являются убытками предприятия в полной мере этого слова, так как стоимость их нормативного объема учитывается в тарифе на передачу электроэнергии. Средства на покрытие финансовых издержек, связанных с приобретением электроэнергии для компенсации технологических потерь в рамках установленного норматива, поступают в сетевую компанию в составе собранной выручки за передачу электроэнергии.

Технические потери электроэнергии можно рассчитать по законам электротехники, допустимые погрешности приборов учета – на основании их метрологических характеристик, а расход на собственные нужды подстанций определить по показаниям электросчетчиков.

Коммерческие потери невозможно измерить приборами и рассчитать по самостоятельным формулам. Они определяются математически как разность между фактическими и технологическими потерями электроэнергии и не подлежат включению в норматив потерь электроэнергии. Затраты, связанные с их оплатой, не компенсируются тарифным регулированием.

Применяемое определение «коммерческие» (англ. «commerce» – «торговля») для этого вида потерь, подчеркивает связь убытка с процессом оборота товара, которым является электроэнергия. Потери электроэнергии, относимые к категории коммерческих, большей частью являются электропотреблением, которое по разным причинам не зафиксировано документально. Поэтому оно не учтено как отдача из сетей, и никому из потребителей не предъявлено к оплате.

В соответствии с действующим законодательством, сетевые организации обязаны оплачивать фактические потери электрической энергии, возникшие в принадлежащих им объектах сетевого хозяйства [4], следовательно, и коммерческие потери в их составе. Коммерческие потери электроэнергии в отличие от технологических являются прямым финансовым убытком сетевых компаний. Являясь, с одной стороны, причиной денежных расходов сетевого предприятия, они в то же время являются и его упущенной выгодой от неоплаченной передачи электроэнергии. Поэтому сетевые организации в большей степени, чем другие участники рынка электроэнергии, заинтересованы в максимально точном учете электроэнергии и правильности расчетов её объемов в точках поставки на границах своей балансовой принадлежности.

Можно говорить о некорректности перекладывания на сетевые компании всей финансовой ответственности за коммерческие потери электроэнергии, поскольку причины их возникновения, а также  эффективность их выявления и устранения зависят не только от электросетевых компаний. Но факт остается фактом: коммерческие потери электроэнергии являются «головной болью» в первую очередь сетевых организаций.

В то же время несовершенство законодательно — правовой базы, отсутствие у сетевых предприятий прямых договорных отношений по энергоснабжению с потребителями, недостаточное финансирование и невозможность значительного увеличения штата сотрудников, контролирующих электропотребление, ограничивает возможности сетевых организации в выявлении и устранении причин возникновения коммерческих потерь электроэнергии.

Причины возникновения коммерческих потерь электроэнергии

Величина коммерческих потерь электроэнергии зависит от значений других структурных показателей баланса электроэнергии. Чтобы узнать объем коммерческих потерь электроэнергии за определенный период, необходимо сначала составить баланс электроэнергии рассматриваемого участка электрической сети, определить фактические потери и рассчитать все составляющие технологических потерь электроэнергии. Дальнейший анализ потерь электроэнергии помогает локализовать их участки и выявить причины их возникновения для последующего выбора мероприятий по их снижению.

Основные причины коммерческих потерь электроэнергии можно объединить в следующие группы:

1.    Инструментальные, связанные с погрешностями измерений количества электроэнергии.

2.    Погрешности определения величин отпуска электроэнергии в сеть и полезного отпуска потребителям.

3.    Несанкционированное электропотребление.

4.    Погрешности расчета технологических потерь электроэнергии.

 1.      Работа измерительных комплексов электроэнергии сопровождается инструментальной погрешностью, величина которой зависит от фактических технических характеристик приборов учета и реальных условий их эксплуатации. Требования к измерительным приборам, установленные законодательными и нормативно–техническими документами, влияют в конечном итоге на максимально допустимую величину недоучета электроэнергии, которая входит в состав нормативных технологических потерь. Отклонение фактического недоучета электроэнергии от расчетного допустимого значения относится к коммерческим потерям.

Основные причины, приводящие к появлению коммерческих «инструментальных» потерь:

— перегрузка вторичных цепей измерительных трансформаторов тока (ТТ) и напряжения (ТН),

— низкий коэффициент мощности (cos φ) измеряемой нагрузки,

— влияние на счетчик электроэнергии магнитных и электромагнитных полей различной частоты,

— несимметрия и значительное падение напряжения во вторичных измерительных цепях,

— отклонения от допустимого температурного режима работы,

— недостаточный порог чувствительности счетчиков электроэнергии,

— завышенный коэффициент трансформации измерительных ТТ,

— систематические погрешности индукционных электросчетчиков.

Также на результат измерений влияют следующие факторы, наличие которых во многом определяется существующим в сетевой организации уровнем контроля состояния и правильности работы используемого парка  приборов учета:

— сверхнормативные сроки службы измерительных комплексов,

— неисправность приборов учета,

— ошибки при монтаже приборов учета, в т. ч. неправильные схемы их подключения, установка измерительных ТТ с различными коэффициентами трансформации в разные фазы одного присоединения и т.п.

До сих пор в эксплуатации имеются устаревшие, выработавшие свой ресурс индукционные электросчетчики класса точности 2,5. Причем такие приборы учета встречаются не только у потребителей – граждан, но и у потребителей — юридических лиц.

Согласно действовавшему до 2007г. ГОСТ 6570-96 «Счетчики активной и реактивной энергии индукционные», срок эксплуатации счетчиков электроэнергии с классом точности 2,5 был ограничен первым межповерочным интервалом, а с 01.07.97 выпуск счетчиков класса 2,5 прекращен.

Индукционные счетчики класса точности 2,5 исключены из Государственного реестра средств измерений, они не производятся и не принимаются на поверку. Срок поверки для однофазного индукционного счетчика составляет 16 лет, а трехфазного – 4 года. Поэтому, по срокам межповерочного интервала, трехфазные индукционные электросчетчики класса точности 2,5 не должны применяться для коммерческого учета электроэнергии уже несколько лет.

Действующий в настоящее время ГОСТ Р 52321-2005 (МЭК 62053-11:2003) распространяется на электромеханические (индукционные) счетчики ватт-часов классов точности 0,5; 1 и 2. Для индукционных электросчетчиков класса 2,5 в настоящее время нет действующих нормативных документов, устанавливающих  метрологические требования.

Можно сделать вывод о том, что применение в настоящее время однофазных индукционных электросчетчиков с классом точности 2,5 в качестве средств измерения не соответствует положениям Федерального закона от 26.06.2008 № 102-ФЗ «Об обеспечении единства измерений».

 2.      Погрешности определения величин отпуска электроэнергии в сеть и полезного отпуска потребителям обусловлены следующими факторами:

— Искажения данных о фактических показаниях счетчиков электроэнергии на любом этапе операционного процесса. Сюда относятся ошибки при визуальном снятии показаний счетчиков, неточная передача данных, неправильный ввод информации в электронные базы данных и т.п.

— Несоответствие  информации о применяемых приборах учета, расчетных коэффициентах, их фактическим данным. Ошибки могут возникать уже на этапе заключения договора, а также при неточном внесении информации в электронные базы данных, их несвоевременной актуализации и т.п. Сюда же следует отнести случаи замены приборов учета без одновременного составления актов и фиксации показаний снятого и установленного счетчика, коэффициентов трансформации измерительных трансформаторов.

— Неурегулированные договорные условия в области электроснабжения и оказания услуг по передаче электроэнергии в отношении состава точек поставки, приборов учета и применяемых алгоритмов расчета потерь в электрооборудовании при их установке не на границе  балансовой принадлежности. Подобные ситуации могут приводить не только к ошибкам в расчетах, особенно при смене владельца объекта, реструктуризации организаций — потребителей электроэнергии и т.п., но и к фактическому «бездоговорному» электроснабжению объектов  в отсутствие официального внесения  конкретных точек поставки в договоры энергоснабжения или оказания услуг по передаче электроэнергии.

— Неодновременность снятия показаний приборов учета электроэнергии, как у потребителей, так и по точкам поступления электроэнергии в сеть (отдачи из сети).

— Несоответствие календарных периодов выявления и включения неучтенной электроэнергии в объемы её передачи.

— Установка приборов учета не на границе балансовой принадлежности сетей, неточности и погрешности применяемых алгоритмов расчета потерь электрической энергии в элементах сети от границы балансовой принадлежности до точки измерения, либо отсутствие таких алгоритмов для «дорасчета» потерь электроэнергии.

— Определение количества переданной электроэнергии расчетными методами в отсутствие приборов учета или его неисправности.

— «Безучетное» электроснабжение, с определением количества потребленной электроэнергии по установленной мощности электроприемников, а также с применением других нормативно-расчетных методик. Такие случаи нарушают положения Федерального закона № 261 — ФЗ «Об энергосбережении и о повышении энергетической эффективности и о внесении изменений в отдельные законодательные акты Российской Федерации » от 23.11.2009, в части оснащения приборами учета электрической энергии и их ввода в эксплуатацию.

— Недостаточная оснащенность приборами учета электрической энергии границ балансовой принадлежности электрических сетей, в т.ч. с многоквартирными жилыми домами.

— Наличие бесхозяйных сетей, отсутствие работы по установлению их балансодержателей.

— Применение замещающей (расчетной) информации за время недоучета электроэнергии при неисправности прибора учета.

 3.      Несанкционированное электропотребление.

К данной категории следует отнести так называемые «хищения» электроэнергии, к которым относят несанкционированное присоединение к электрическим сетям, подключение электроприемников помимо электросчетчика, а также любые вмешательства в работу приборов учета и иные действия с целью занижений показаний счетчика электроэнергии. Сюда же следует отнести и несвоевременное сообщение в энергоснабжающую организацию о неисправностях приборов учета.

Несанкционированное электропотребление электроэнергии часто составляют основную долю коммерческих потерь, особенно в сети 0,4кВ. Всевозможными способами хищений электроэнергии занимаются в большинстве своем бытовые потребители, особенно в частном жилом секторе, но имеются случаи хищения электроэнергии промышленными и торговыми предприятиями, преимущественно небольшими.

Объемы хищений электроэнергии возрастают в периоды  пониженной температуры воздуха, что свидетельствует о том, что основная часть не учитываемой электроэнергии в этот период расходуется на отопление.

4. Погрешности расчетов технологических потерь электроэнергии:

Поскольку коммерческие потери —  расчетная величина, получаемая математически, то погрешности определения технологического расхода  электроэнергии имеют прямое влияние на значение коммерческих потерь. Погрешности расчетов технологических потерь обусловлены применяемой методикой расчетов, полнотой и достоверностью информации. Точность расчетов нагрузочных потерь электроэнергии, проводимых методов оперативных расчетов или расчетных суток, несомненно выше, чем при расчетах по методу средних нагрузок или обобщенным параметрам сети. К тому же, реальные технические параметры элементов электрической сети зачастую имеют отклонения от справочных и паспортных значений, применяемых в расчетах, что связано с продолжительностью их эксплуатации и фактическим техническим состоянием электрооборудования. Информация о параметрах электрических режимов работы сети, расходах электроэнергии на собственные нужды, также не обладает идеальной достоверностью, а содержит некоторую долю погрешности. Все это определяет суммарную погрешность  расчетов технологических потерь. Чем выше их точность, тем более точным будет и расчет коммерческих потерь электроэнергии.

Пути снижения коммерческих потерь

Мероприятия, направленные на снижение коммерческих потерь электроэнергии определяются причинами их возникновения. Многие мероприятия по снижению коммерческих потерь электроэнергии, достаточно подробно освещены в научно-технической литературе [5], [6]. Основной перечень мероприятий, направленных на совершенствование приборов учета электроэнергии  приведен в отраслевой инструкции [1].

Мероприятия по снижению коммерческих потерь электроэнергии можно условно разделить на две группы:

1. Организационные, повышающие точность расчетов показателей баланса электроэнергии, в т.ч. полезного отпуска потребителям.

2. Технические, в основном связанные с обслуживанием и совершенствованием систем  учета электроэнергии.

К основным организационным мероприятиям следует отнести следующие:

— Проверка наличия актов разграничения балансовой принадлежности по точкам поставки внешнего и внутреннего сечения учета электроэнергии, своевременная фиксация всех точек поставки электроэнергии, проверка на соответствие с договорными условиями.

— Формирование и своевременная актуализация баз данных о потребителях электроэнергии и группах учета, с привязкой их к конкретным элементам схемы электрической сети.

— Сверка фактических  технических характеристик приборов учета и применяемых в расчетах.

— Проверка наличия и правильности алгоритмов «дорасчета» потерь при установке приборов учета  не на границе балансовой принадлежности.

— Своевременная сверка показаний приборов учета, максимальная автоматизация операционной деятельности по расчетам объемов электроэнергии для исключения влияния «человеческого фактора».

— Исключение практики «безучетного» электроснабжения.

— Выполнение расчетов технологических потерь электроэнергии, повышение точности их расчетов.

— Контроль фактических небалансов электроэнергии на ПС, своевременное принятие мер по устранению сверхдопустимых отклонений.

— Расчеты «пофидерных» балансов электроэнергии в сети, балансов по ТП 10(6)/0,4 кВ, в линиях 0,4 кВ, для выявления «очагов» коммерческих потерь электроэнергии.

— Выявление хищений электроэнергии.

— Обеспечение персонала, выполняющего проверки приборов учета и выявление хищений  электроэнергии, необходимым инструментом и инвентарем. Обучение методам выявления хищений  электроэнергии, повышение мотивации дополнительным материальным вознаграждением с учетом эффективности работы.

 К основным техническим мероприятиям, направленным на  снижение коммерческих потерь электроэнергии, следует отнести следующие:

— Инвентаризация измерительных комплексов электроэнергии, маркирование  их знаками визуального контроля, пломбирование электросчетчиков, измерительных трансформаторов, установка и пломбирование  защитных кожухов клеммных зажимов измерительных цепей.

— Своевременная инструментальная проверка приборов учета, их поверка и калибровка.

— Замена счетчиков электроэнергии и измерительных трансформаторов на приборы учета  с повышенными классами точности.

— Устранение недогрузки и перегрузки трансформаторов тока и напряжения, недопустимого уровня потерь напряжения в измерительных цепях ТН.

— Установка приборов учета на границах балансовой принадлежности, в т.ч. пунктов учета электроэнергии на границе раздела балансовой принадлежности, проходящей по линиям электропередач.

— Совершенствование расчетного и технического учета электроэнергии, замена устаревших измерительных приборов, а также  приборов учета с техническими параметрами, не соответствующими законодательным и нормативно – техническим требованиям.

— Установка приборов учета за пределами частных владений.

— Замена «голых» алюминиевых проводов ВЛ – 0,4 кВ на СИП, замена вводов в здания, выполненных голым проводом, на коаксиальные кабели.

— Внедрение автоматизированных информационно-измерительных систем коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ), как для промышленных, так и для бытовых потребителей.

Последнее из перечисленных мероприятий является наиболее эффективным в  снижении коммерческих потерь электроэнергии, поскольку является комплексным решением основных ключевых задач, обеспечивая достоверное и дистанционное получение информации от каждой точки измерения, осуществляя постоянный контроль исправности приборов учета. Кроме того, максимально усложняется осуществление  несанкционированного электропотребления,  и упрощается выявление «очагов» потерь в кратчайшие сроки с минимальными трудозатратами. Ограничивающим фактором широкой автоматизации учета электроэнергии является дороговизна систем АИИС КУЭ. Реализацию данного мероприятия возможно осуществлять поэтапно, определяя приоритетные узлы электрической сети для автоматизации учета на основании  предварительного энергетического обследования с оценкой экономической эффективности внедрения проекта.

Для решения вопросов по снижению коммерческих потерь электроэнергии также необходимо совершенствовать нормативно-правовую базу в области энергоснабжения и учета электроэнергии. В частности, применение нормативов потребления коммунальных услуг по электроснабжению должно побуждать абонентов к скорейшей установке приборов учета (устранения их неисправностей), а не к подсчету  выгоды от их отсутствия. Процедура допуска представителей сетевых компаний для проверки состояния приборов учета и снятия их показаний у потребителей, в первую очередь у физических лиц, должна быть максимально проста, а ответственность за несанкционированное электропотребление усилена.

Заключение

Коммерческие потери электроэнергии являются серьезным финансовым убытком сетевых предприятий, отвлекают их денежные средства от решения других насущных задач в области электроснабжения.

Снижение коммерческих потерь электроэнергии является комплексной задачей, которая в своем решении требует разработки конкретных мероприятий на основе предварительного энергообследования и определения фактической структуры потерь электроэнергии и их причин.

АНО «Агентство по энергосбережению УР» выполняет все работы, связанные с энергетическим обследованием предприятий, мониторингом электропотребления, расчетом и нормированием технологических потерь электроэнергии, определением структуры потерь электроэнергии и разработкой мероприятий по их снижению.

 ЛИТЕРАТУРА:

1.       РД 34.09.254 «Инструкция по снижению технологического расхода электрической энергии на передачу по электрическим сетям энергосистем и энергообъединений. И 34-70-028-86», М., СПО Союзтехэнерго, 1987

2.      РД 153-34.0-09.166-00 «Типовая программа проведения энергетических обследований подразделений электрических сетей АО-энерго», СПО ОРГРЭС, 2000

3.      Приказ Министерства энергетики РФ от 30.12.2008 г. № 326 «Об организации в Министерстве энергетики Российской Федерации работы по утверждению нормативов технологических потерь электроэнергии при ее передаче по электрическим сетям»

4.      Правила недискриминационного доступа к услугам по передаче электрической энергии и оказания этих услуг (утв. Постановлением Правительства РФ от 27.12.2004 г. № 861)

5.      Воротницкий В.Э, Калинкина М.А. Расчет, нормирование и снижение потерь электроэнергии в электрических сетях (Учебно-методическое пособие) – М.: ИУЭ ГУУ, ВИПКэнерго, ИПКгосслужбы, 2003

6.      Воротницкий В.Э., Заслонов С.В., Калинкина М.А., Паринов И.А., Туркина О.В. Методы и средства расчета, анализа и снижения потерь электрической энергии при ее передаче по электрическим сетям М.: ДиалогЭлектро, 2006

автор Мохов С.Л.

Потери мощности и электроэнергии в электрических сетях

Расчет и экспертиза нормативов потерь электрической энергии

Технологические потери электроэнергии при ее передаче по электрическим сетям включают в себя технические потери в линиях и оборудовании электрических сетей, обусловленных физическими процессами, происходящими при передаче электроэнергии в соответствии с техническими характеристиками и режимами работы линий и оборудования, с учетом расхода электроэнергии на собственные нужды подстанций и потери, обусловленные допустимыми погрешностями системы учета электроэнергии. Объем (количество) технологических потерь электроэнергии в целях определения норматива технологических потерь электроэнергии при ее передаче по электрическим сетям рассчитывается в соответствии с Методикой расчета технологических потерь электроэнергии при ее передаче по электрическим сетям в базовом периоде.

Документы, регламентирующие расчет нормативов расхода электрической энергии

• «Инструкция по организации в Министерстве энергетики Российской Федерации работы по расчету и обоснованию нормативов технологических потерь электроэнергии при ее передаче по электрическим сетям», утвержденная Приказом Минэнерго РФ от 30.12.2008 № 326.

Документы, регламентирующие порядок утверждения нормативов в Минэнерго РФ

• «Административный регламент Министерства энергетики Российской Федерации по исполнению государственной функции по утверждению нормативов технологических потерь электроэнергии при ее передаче по электрическим сетям», утвержденный Приказом Минэнерго РФ от 01.11.2007 г. № 470.

Заказав проведение расчета и экспертизы нормативов в Нашей компании, Вы будете уверены в своевременном утверждении величин нормативов в Минэнерго РФ, поскольку все работы будут выполнены специалистами, имеющими многолетний опыт взаимодействия с Министерством по вопросом утверждения нормативов и досконально знающими все особенности проведения экспертизы. Своим постоянным клиентам ООО «Межрегиональная Энергосберегающая Компания» готова предложить проведение расчета и экспертизы нормативов в сжатые сроки и по цене ниже рыночной.

Для определения точной стоимости работ необходимо заполнить опросный лист.

Скачать Опросный лист в формате Word (ссылка для скачивания)

Заполненный опросный лист просьба направить на нашу электронную почту: Этот адрес электронной почты защищён от спам-ботов. У вас должен быть включен JavaScript для просмотра..

За дополнительной информацией обращайтесь по телефону: 8(495)973-32-67

Страница не найдена

Абзелиловский клиентский офисАльшеевский клиентский офисАскинский клиентский офисАургазинский клиентский офисБаймакский клиентский офисБакалинский клиентский офисБалтачевский клиентский офисБелебеевский клиентский офисБелебеевское территориальное отделение (БТО)Белокатайский клиентский офисБелорецкий клиентский офисБелорецкий клиентский офис г. МежгорьеБелорецкое территориальное отделение (БцТО)Бижбулякский клиентский офисБирский клиентский офисБлаговарский клиентский офисБлаговещенский клиентский офисБуздякский клиентский офисБураевский клиентский офисБурзянский клиентский офисГафурийский клиентский офисДавлекановский клиентский офисДемский клиентский офисДополнительный офис Нефтекамского отделенияДуванский клиентский офисДюртюлинский клиентский офисЕрмекеевский клиентский офисЗападный клиентский офисЗианчуринский клиентский офисЗилаирский клиентский офисИглинский клиентский офисИлишевский клиентский офисИшимбайский клиентский офисКалтасинский клиентский офисКараидельский клиентский офисКармаскалинско-Архангельский клиентский офисКигинско-Салаватский клиентский офисКугарчинский клиентский офисКумертауский городской клиентский офисКумертауское территориальное отделение (КТО)Кушнаренковский клиентский офисКуюргазинский клиентский офисМелеузовский клиентский офисМечетлинско-Белокатайский клиентский офисМишкинский клиентский офисМиякинский клиентский офисНефтекамский клиентский офисНефтекамское территориальное отделение (НТО)Нуримановский клиентский офисОктябрьский клиентский офисОктябрьское территориальное отделение (ОкТО)Салаватский клиентский офисСеверный клиентский офисСеверо-Восточное территориальное отделение (СвТО)Сибайский клиентский офисСибайское территориальное отделение (СбТО)Сипайловский абонентский участок Центрального клиентского офисаСтерлибашевский клиентский офисСтерлитамакский клиентский офисСтерлитамакское территориальное отделение (СТО)Татышлинский клиентский офисТуймазинский клиентский офисУфимский клиентский офисУфимское территориальное отделение (УТО)Учалинский клиентский офисФедоровский клиентский офисХайбуллинский клиентский офисЦентральное территориальное отделение (ЦТО)Центральный абонентский участок Восточного клиентского офисаЧекмагушевский клиентский офисЧерниковский клиентский офисЧишминский клиентский офисШакшинский абонентский участок Северного клиентского офиса Шаранский клиентский офисЮго-Восточный клиентский офисЮжный клиентский офисЯнаульский клиентский офис

Потери в линиях передачи переменного тока

Курт Хартинг

Представлено как курсовая работа по физике 240, Стэнфордский университет, осень 2010 г.

Введение

По данным Министерства энергетики Калифорнии. потерял около 19.7 x 10 ⁹ кВтч электроэнергии через передача / распределение в 2008 году. [1] Эта сумма потери энергии составили 6,8% от общего количества электроэнергии, использованной в состояние в течение того года. По средней розничной цене 2008 г. 0,1248 доллара США / кВт · ч, это означает потерю электроэнергии на сумму около 2,4 миллиарда долларов. в Калифорнии, и потери в размере 24 миллиардов долларов на национальном уровне. [1] Этот отчет пытается объяснить и количественно оценить два основных источника потерь в напряжение в линиях передачи переменного тока: резистивные потери и потери на коронный разряд.В Первое происходит из-за ненулевого сопротивления обнаруженного металла проволоки. Потеря короны — это ионизация воздуха, которая происходит, когда электрическая поля вокруг проводника превышают определенное значение.

Резистивная потеря (скин)

Хотя проводники в линии передачи чрезвычайно низкое удельное сопротивление, они не идеальны. Этот раздел направлен на количественно оценить эту потерю путем вычисления глубины скин-слоя и мощности коэффициенты затухания.

Теория

Величина резистивных потерь в системе может быть вычислено с использованием уравнений безороновой линии передачи, чтобы найти количество энергии, подаваемой в любую точку провода, и вычитая начальное количество мощности.Уравнения для этого: ниже: [2]

В приведенном выше уравнении c — скорость света, а L, индуктивность на единицу длины линии передачи определяется как:

Уравнения для расчета R _l , сопротивление на единицу длины, может быть показано ниже. Он включает формулу для определения глубины скин-слоя провода (δ), которая показывает, насколько далеко в проводник 90% мощности переносится током. [3]

I _B в этом уравнении является поправкой коэффициент, найденный с использованием первых двух функций Бесселя I.

Используя приведенные выше уравнения, общее количество мощность, потерянная из-за сопротивления, равна мощности на заданном расстоянии минус изначальная сила.Поскольку сумма убытка в процентах равна фиксированная сумма вне зависимости от начальной мощности, перечисленные результаты записываются в процентах от общей мощности. Параметры, перечисленные выше, и Краткое изложение результатов этих уравнений можно найти в Таблице 1. В Это примерные потери типичной линии электропередачи США, сделанной из алюминий (Случай 1), европейская линия электропередачи на 50 Гц (Случай 2) и линия из серебра (футляр 3). Сравнение случаев 1 и 3 показывает, что строительство длинного кабеля передачи может снизить потерю сопротивления (около 19 миллионов долларов в год), но строительство будет стоить значительно дороже (18 долларов.5B) в 2010 г. рыночные цены.

Измеренные значения

В статье компании American Electric Power (AEP), опубликованной в 1969 г. авторы сделали оценку, что величина потерь мощности от эффекты, не связанные с коронным разрядом, составляют около 4 МВт на 100 миль в 1 ГВт система передачи.[7] При переводе в метрические единицы это дает убыток. около 25 МВт или 2,5% на линии электропередачи протяженностью 1000 км. Этот номер в соответствии с резистивной потерей, данной в современнике, Самостоятельно опубликованный отчет AEP. [11] В этом отчете резистивная потери составили от 3,1 МВт / 100 миль до 4,4 МВт / 100 миль, в зависимости от конфигурации проводки. Это соответствует между Потеря мощности 1,9% и 2,8% на 1000 км.

Корона потери

Потери из-за короны — это другой основной тип потерь мощности в линии передачи.По сути, потеря короны вызвана ионизацией. молекул воздуха вблизи проводов ЛЭП. Эти короны делают не искры на линиях, а скорее переносят ток (отсюда потери) в воздух по проволоке. Коронный разряд в линиях передачи может привести к шипение / кудахтанье, свечение и запах озона (генерируется из пробой и рекомбинация молекул O ₂ ). Цвет и распространение этого свечения зависит от фразы сигнала переменного тока на в любой момент времени.Положительные коронки гладкие и синего цвета, в то время как отрицательные коронки красные и пятнистые. [5] Происходит только потеря короны. когда межфазное напряжение превышает порог короны. в отличие резистивные потери, при которых потеря мощности составляла фиксированный процент от входной сигнал, процент потери мощности из-за короны является функцией напряжение сигнала. Потери мощности коронного разряда также сильно зависят от погоды и температуры.

Теория

Уравнение фактора коронного разряда было получено эмпирическим путем Ф.В. Пик и опубликовано в 1911 г. [4] В более поздней публикации он модифицировал оригинал уравнение, и он показал, что общая сумма потерь мощности в проводе из-за эффект короны был равен следующему уравнению: [5]

Примеры этих значений и их значения см. Таблица 2.

Как видно на рис. 2, радиус проводника имеет большое влияние на общую величину потерь на коронный разряд. Один способ получение линий с большим эффективным радиусом за счет использования связки, где 2-6 отдельных, но близких строк сохраняются на одном уровне напряжение через прерывистые разъемы.Это уменьшает количество металла необходимо для достижения заданного радиуса и потерь короны. Переходные расчеты потерь на корону можно найти в [10].

Измеренные значения

В ссылке [6] авторы измерили потери короны на 765 кВ, 3 фаза, а связанная линия передачи должна быть около 1.87кВт / км на ярмарке Погода. Это составляет лишь около 0,083% потерь на линии протяженностью 1000 км. Однако в плохую погоду, по оценкам авторов, потери составили 84,3 кВт / км. или около 3,7% потерь. Используя эти цифры и среднюю цену электричество, дневной ливень на 100-километровом участке проводов 765 кВ стоит электроэнергетической компании около 25000 долларов.

При напряжении более 765 кВ Исследовательский институт Hydro-Quebec измерил количество потерь на корону на напряжения до 1200 кВ. [8] Они обнаружили, что потеря короны 6 и 8 жгутов проводов было 22.7 кВт / км и 6,2 кВт / км соответственно. Эти числа были измерены в условиях «сильного искусственного дождя». Расхождения между [6] и [8], вероятно, связаны с разными радиусами и проводниками. интервал.

Наконец, исследования в Финляндии измерили количество потерь на коронный разряд в ЛЭП в условиях мороза. [9] Это В документе также показано значительное снижение потерь на коронный разряд из-за связывания проводов: примерно 2,5-5x для каждого проводника, добавляемого между 1-3. Под морозом условиях, они показывают, что потери в линиях составляют около 21 кВт для 2 пучок проводов трехфазной ЛЭП 400кВ.

Сводка

В этом отчете показано, как оценить корону и резистивные потери в проводе, а также дает экспериментальные результаты.Рис. 3 дает оценку общей суммы потерь в системе как функция радиуса проводника. Глядя на эту цифру, количество потери резко снижаются при увеличении радиуса провода примерно до 4 см. Если из твердого металла (как предполагают приведенные выше формулы), это будет довольно громоздкий размер. Из-за этого компании по линиям электропередач объединяют меньшие линии, чтобы снизить затраты на строительство и потери на уровне возможный.

На рис. 4 показано общее количество теоретической мощности. потеря и стоимость высоковольтной линии электропередачи протяженностью 1000 км.Как провод становится больше, величина потерь уменьшается примерно как 1 / r (резистивная) и квадратично до 0 (корона). Провода большего размера также вызывают квадратичное большая стоимость и в конечном итоге достигнет точки безубыточности, когда больше радиусы проводников не имеют финансового смысла. Следует отметить, что эта цифра (ошибочно) предполагает сплошную однородную проволоку. Линии электропередач, в дополнение к комплектации, также содержат более дешевый стальной сердечник на внутренняя часть из проволоки. Это потому, что, пройдя глубину кожи в провод, по которому передается 90% мощности, удельное сопротивление провода становится менее важным.

© 2010 К. Хартинг. Автор дает разрешение копировать, распространять и демонстрировать эту работу в неизменном виде, с указание на автора, только в некоммерческих целях. Все остальные права, в том числе коммерческие, принадлежат автору.

Список литературы

[1] М. Боулз » State Electricity Profiles 2008, «Энергетическая информация США» Администрация, DOE / EIA 0348 (01) / 2, март 2010 г.

[2] W. Hayt, J. Buck, Engineering. Электромагнетизм (Mcgraw-Hill, 2006), стр 346, 486.

[3] Ф. Рашиди, С. Ткаченко, Электромагнитный. Взаимодействие поля с линиями передачи от классической теории к ВЧ Радиационные эффекты (WIT Press, 2008).

[4] Ф. В. Пик, «Закон короны и Диэлектрическая прочность воздуха, Труды A.I.E.E. 30 , 1889 (1911).

[5] F. W. Peek, Диэлектрические явления в высоком напряжении. Engineering (McGraw-Hill, 1929), стр. 169-214.

[6] N, Kolcio et al., «Радиовлияние и Аспекты потери короны на линиях AEP 765 кВ « IEEE Transactions on Power Аппараты и системы ПАС-88 , №9, 1343 (1969).

[7] Г. С. Васселл, Р. М. Малишевский, «АЭП 765-кВ Система: рекомендации по планированию системы « IEEE Transactions on Power Аппараты и системы ПАС-88 , 1320 (1969).

[8] Н. Г. Трин, П. С. Марувада и Б. Пуарье, «A Сравнительное исследование характеристик короны проводниковых пучков для Линии электропередачи 1200 кВ, «Сделки IEEE на силовых аппаратах и Системы , ПАС-93, , 940 (1974).

[9] К. Лахти, М. Лахтинен и К. Ноусиайнен, «Передача инфекции Потери линейного коронного разряда в условиях изморози », транзакции IEEE по Power Delivery 12 , 928 (1997).

[10] X. Ли, О. Малик и З. Чжао, «Вычисление Переходные процессы в линии передачи, включая эффекты короны », IEEE Сделки о поставке электроэнергии 4 , 1816 (1989).

[11] » Факты о передаче, «American Electric Power».

(PDF) Методика расчета потерь энергии в распределительных сетях

ул.130 Рынек Энергии № 4 (101) — 2012

25,1 22,2 29,1 32,7 27,7 26,7

12,8

4,2

13,1 0,5 9, 8 9,2

48,0

51,8 29,7 41,5 32,3 42,7

14,1 21,8 28,2 25,3 30,2 21,3

0%

10%

20%

30%

40%

50%

60%

70%

80%

90%

100%

DC1 DC2 DC3 DC4 DC5 Power

Холдинг

технический в сети НН коммерческий технический в сети СН технический в сети ВН

Рис.4. Пропорциональное разделение технических

и коммерческих потерь энергии в распределительных сетях

нескольких компаний в 2010 году. Источник: разработано авторами

на основе данных компании

и программного обеспечения STRATY

Рис. 4 подтверждает значительную дифференциацию технических потерь энергии в распределительных сетях от

до

на анализируемой территории. Потери технической энергии

в сети ВН составляют от 14,1% до

30,2% балансовых потерь энергии для одного Распределительного предприятия.Технические потери энергии в сети МВ

составляют от 29,7% до 51,8% балансовых потерь энергии.

5. ВЫВОДЫ

Знание потерь энергии и их отнесение к конкретным элементам сети

необходимо

для принятия мер, направленных на минимизацию потерь

. Следовательно, методы расчета потерь энергии

в электрической сети должны быть постоянно улучшены.

СПИСОК ЛИТЕРАТУРЫ

[1] Efektywność w sektorze dystrybucji energii elektrycznej, aspekty ekonomiczne. Praca zbiorowa pod redakcj Jerzego

Szkutnika, Wydawnictwo Tekst Sp. z o.o., Ченстохова 2009 г., ISBN 978-83-7208-023-3.

[2] Efektywność w sektorze dystrybucji energii elektrycznej, aspekty techniczne. Praca zbiorowa pod redakcją Anny

Gawlak, Wydawnictwo Tekst Sp. z o.o., Ченстохова 2009 г., ISBN 978-83-7208-022-6, s.189-214.

[3] Гавлак А .: Анализ технических потерь в сетях низкого и среднего напряжения. 11-я Международная научная конференция

«Электроэнергетика» — EPE 2010, Брно, Чешская Республика, ISBN 978-80-214-4094-4 (s.119-123).

[4] Хор ак Й., Гавлак А., Ску т н ик Й .: Sieć elektroenergetyczna jako zbiór elementów. Wydawnictwo Politechniki

Częstochowskiej, Częstochowa 1998 r 34-45.

[5] Хоудек В., Сойка Дж., Русек С., Гоно Р .: Резервные альтернативы ЛЭП 110 кВ. Международная научная конференция

«Электроэнергетика 2012». Май 2021 г., Брно, Чехия, ISBN 978-80-214-4514-7 (стр. 929-934).

[5] Straty energii elektrycznej w sieciach rozdzielczych. Praca zbiorowa pod redakcją J. Kul czycki eg o, PTPiREE,

Poznań 2009, 147-166.

[6] Szkutnik J., Gawlak A .: Оптимизационный метод разделения затрат на развитие сети.Инженер-электрик —

ISSN 0948-7921 том 93, номер 3. Springer Electrical Engineering (2011) 93: 137-146 DOI 10.1007 / s00202-

011-0199-1.

[7] Szkutnik J., Gawlak A: Dynamiczna efektywność rozdziału energii elektrycznej w sieciach rozdzielczych.

Рынек Энергии 2009, № 2 (81) с. 36-41.

METODA OBLICZANIA STRAT ENERGII ELEKTRYCZNEJ W SIECIACH DYSTRYBUCYJNYCH

Słowa kluczowe: straty energii, sieć rozdzielcza

Streszczezanie wędzielczia wędzielcza.Metoda ta

oparta jest na bilansowaniu strat energii i spadków napięć w tych sieciach. Bilansowanie strat energii jest konieczne, dlatego

że nie jest znana energia sprzedana z sieci, ze względu na występujące straty handlowe. Straty handlowe to energia, która nie

jest znana, przepływa jednak przez sieć wywołując straty obciążeniowe. Należy więc określić rzeczywistą energię przepły-

wającą przez sieć, aby prawidłowo obliczyć straty obciążeniowe występujące w sieci.На подставе те методы применения

straty energii w sieciach dystrybucyjnych dla jednej z Grup Energetycznych и показывает это на рысункач.

Анна Гавлак, кандидат технических наук, профессор Института энергетики Ченстоховского технического университета

e-mail: [email protected]

Гоно Радомир, док. ing. Радомир Гоно, доктор философии, VSB Технический университет Остравы,

e-mial [email protected]

Русек Станислав, профессор, предмет: электроэнергетика, FEI VŠB — ТУ г. Острава,

e-mail : [email protected]

Ежи Шкутник, доктор философских наук, профессор Института энергетики Ченстоховского технического университета,

e-mail: [email protected].

Потери мощности — обзор

Мощность

Мощность, необходимая для приведения в действие поршневого компрессора, можно разделить на три части: адиабатические, клапанные потери и трение, каждая из которых будет рассмотрена отдельно.

Мощность, необходимая для сжатия объема газа, представлена ​​областью, ограниченной диаграммой P — V , или:

Работа = ∫PdV

События сжатия и расширения моделируются термодинамически как адиабатические процессы, Это означает, что предполагается, что во время этих событий тепло не передается газу или от него.Адиабатический термодинамический процесс — это изэнтропический (с постоянной энтропией) процесс. Область диаграммы P — V на рис. 5.24, ограниченная 1-2-3-4-1, представляет собой адиабатическую мощность.

Рис. 5.24. Диаграмма давление-объем, показывающая мощность потерь на всасывающем и нагнетательном клапане.

Насколько справедливо предположение, что события сжатия и расширения являются адиабатическими? Для компрессора со скоростью вращения 300 об / мин (низкая скорость вращения) один цикл P — V занимает всего 0.2 с для завершения. Предположим, что каждое из четырех событий цикла P — V занимает одинаковое время, то есть 0,05 с (или 50 мс) на событие. Это не так уж много времени для передачи какого-либо значительного количества тепла, что подтверждает достоверность адиабатического предположения. Да, газ действительно нагревается при сжатии, но не из-за передачи тепла газу. Это тепло — теплота сжатия.

Неэффективность на диаграмме P — V — это падение давления, возникающее при перемещении газа от входного фланца цилиндра в камеру сжатия и при перемещении газа из камеры сжатия к выходному фланцу.Преодоление этого падения давления требует энергии. Эта энергия представлена ​​областями 1-4-4A-1 (мощность потерь всасывающего клапана (VLP)) и 2-2A-3-2 (VLP нагнетания) на рис. 5.24. Следует отметить, что в этом первоначальном обсуждении потерь идеального клапана предполагается, что газ на фланце цилиндра находится под постоянным давлением, и что потери давления в баллоне и диафрагме не учитываются. Эти (вполне реальные) дополнительные потери обсуждаются ниже.

Этот VLP отражает большую часть неэффективности на диаграмме P — V .Дополнительные небольшие потери включают протечки поршневого кольца и клапана, особенно на машинах без смазки. Другие потери могут возникнуть, если температура газа в начале сжатия (точка 1) выше, чем температура поступающего газа, или если происходит значительный теплообмен между стенками цилиндра и газом. Трение — это оставшаяся неэффективность, о которой мы поговорим позже. VLP может быть выражено следующим соотношением:

VLP≈MWPVERPABORE3S × RPM3ZTN × AVLVPKT2

, где:

MW = вес моля газа

P = давление, всасывание или нагнетание

VE = объемный КПД

906

A _{ОТВЕРСТИЕ} = площадь поперечного сечения отверстия цилиндра

S = ход

об / мин = частота вращения, об / мин

Z = коэффициент сжимаемости на всасывании или нагнетание

T = температура всасывания или нагнетания

N = количество всасывающих или нагнетательных клапанов, питающих камеру сжатия головной или кривошипной части

A _{VLV PKT} = площадь поперечного сечения отверстия клапана

S × об / мин = частота вращения поршня, фут / мин.В данном соотношении используется средняя скорость поршня в течение времени открытия клапана.

Это соотношение в еще более простой форме

V≈ABORES × RPMN × AVLVPKT

обсуждается довольно подробно.

Первая переменная справа — это падение давления. Падение давления составляет:

ΔP≈ρV2

, где

ρ = плотность

V = скорость

Плотность для газа.

ρ≈PMWZT, где

P = давление

MW = мольный вес

Z = коэффициент сжимаемости

T = температура

Используемая здесь скорость — это средняя скорость газа при его движении. через отверстия клапанов, как если бы клапаны не устанавливались.Получается, что:

ΔP = PMWABORE2S × RPM2ZTN × AVLVPKT2

Подставив это соотношение для скорости в уравнение для падения давления:

ΔP = PMWRPABORE2S × RPM2ZTN × AVLVPKT2

. отверстия в корпусе цилиндра — как если бы клапаны не были установлены, а отверстия клапанов были простыми отверстиями. Конечно, необходим перепад давления через клапан компрессора. Добавление коэффициента сопротивления ( R _P ) позволяет добиться этого:

ΔP≈PMWRPABORE2S × RPM2ZTNAVLVPKT2

Коэффициент сопротивления определяется как отношение измеренного падения давления на клапане компрессора к падению давления, которое может быть предсказано при протекании. одинаковое количество того же газа при идентичных предварительных условиях давления и температуры через круглое отверстие (отверстие), имеющее коэффициент расхода, равный единице, и площадь, равную отверстию гнезда клапана.Типичные коэффициенты сопротивления находятся в диапазоне от 30 до 200. Это означает, что клапан компрессора может иметь в 30–200 раз больше перепада давления, чем отверстие того же диаметра, что и клапан компрессора. Обратите внимание, что коэффициент сопротивления — это безразмерное число, так как это давление, деленное на давление. Таким образом, коэффициент сопротивления равен:

RP = CompressorValveΔPOrificeΔP

Другой термин, используемый таким же образом, — это эквивалентная площадь клапана (VEA). У VEA есть единицы площади. VEA — это площадь отверстия, необходимая для создания такого же перепада давления, что и падение давления через клапан компрессора при пропускании того же количества того же газа при одинаковом давлении и температуре.Производители компрессоров и клапанов компрессора будут использовать любой термин (коэффициент сопротивления или VEA) для описания относительной эффективности клапана компрессора. Одно можно преобразовать в другое:

VEA = AVLVPKTRPorRP = AVLVPKT2VEA2

Требуется дополнительное обсуждение термина « S × об / мин» в приведенных выше отношениях. Этот термин обычно известен как скорость поршня или средняя линейная скорость, с которой поршень перемещается на длину одного хода. Средняя скорость поршня в футах в минуту рассчитывается по формуле:

PS = 2 × S × RPM12 или PS = S × RPM6

, где

PS = скорость поршня, футы в минуту

S = ход, дюйм

RPM = частота вращения, об / мин

Рис.5.25 представляет собой график зависимости мгновенной и средней скорости поршня от угла поворота коленчатого вала:

Рис. 5.25. График зависимости скорости поршня (в процентах от среднего) от вращения коленчатого вала.

Мгновенная скорость поршня достигает максимума около середины хода, но не точно в середине (90 градусов вращения). Обратите внимание, что максимальная скорость поршня примерно на 60% больше средней.

Но скорость, используемая в приведенных выше соотношениях для перепада давления клапана и VLP, представляет собой среднюю скорость поршня в течение времени, когда клапаны компрессора (всасывания или нагнетания) открыты, как показано на рис.5.26.

Рис. 5.26. График зависимости скорости поршня от времени открытия клапана компрессора.

Например, если всасывающий клапан открыт на 40% хода, средняя скорость поршня будет около 87% от средней скорости полного хода.

Если вышеуказанные соотношения подставить обратно в уравнение VLP, будут получены следующие результаты:

VLP≈PMWVERPABORE3S × RPM3VEZTN × AVLVPKT2

VLP и трение представляют собой всю неэффективность поршневого компрессора (без учета падения давления при получении газ в компрессор и из него и возможные потери эффективности из-за искажения диаграммы P — V из-за пульсации газа).Величина типичной силы трения составляет ~ 5%, что означает, что большая часть неэффективности связана с VLP. Некоторые комментарии о VLP:

•

VLP варьируется в зависимости от ( S × об / мин) ³ . Это большое количество, поэтому оно существенно влияет на VLP.

•

VLP зависит от хода и скорости вращения, а не только от скорости вращения. Иногда делают комментарии, что «высокоскоростные компрессоры неэффективны». Это не так.Более точное утверждение: «Компрессоры с высокой скоростью поршня относительно неэффективны». В следующей таблице перечислены несколько комбинаций хода и скорости вращения, которые приводят к одинаковой скорости поршня:

При прочих равных (правда, очень сложно) все эти комбинации будут иметь та же относительная эффективность сжатия.

•

VLP напрямую зависит от MW. Например, водородный компрессор (MW = 2) будет иметь VLP на 89% меньше по сравнению с тем же компрессором для сжатия природного газа (MW = 18) просто из-за очень низкого MW.

•

Самая основная взаимосвязь между диаметром отверстия цилиндра (ABORE3) и количеством и размером клапанов компрессора (N × AVLVPKT2) определяет базовую эффективность данного цилиндра. Проще говоря, чем больше клапаны для данного диаметра цилиндра, тем выше эффективность.

•

По мере увеличения диаметра отверстия цилиндра относительный КПД снижается. Это является результатом простой геометрии:

Площадь отверстия увеличивается на диаметр отверстия во вторую степень, но окружность, которая представляет собой пространство, доступное для размещения клапанов компрессора (представлена ​​прямоугольниками на рис.5.27), увеличивается только на диаметр отверстия в первой степени.

Рис. 5.27. Чертеж, показывающий пространство, доступное для клапанов компрессора в типовой конструкции цилиндра компрессора.

По сути, цилиндр компрессора становится более эффективным за счет использования более крупных клапанов компрессора для данного диаметра отверстия цилиндра (при прочих равных). Но при увеличении клапанов компрессора происходит кое-что еще — фиксированный зазор становится больше. Чем больше фиксированный зазор, тем ниже VE, что означает меньшую пропускную способность.Данный диаметр цилиндра с большим количеством и / или более крупными клапанами компрессора будет сжимать меньше газа, но сжимать этот газ с большей энергоэффективностью (меньшая мощность на производительность).

Разработчик цилиндра должен найти компромисс между эффективностью сжатия и VE путем оптимизации проходного сечения клапана и зазора. Зазор цилиндра — это отношение фиксированного зазора к рабочему объему. Большая часть фиксированного зазора приходится на клапаны и зазор клапана C . Рабочий объем составляет π D ² S /4, и результирующее отношение составляет 4 C / π D ² S , поэтому процентный зазор пропорционален инверсии хода.Например, цилиндр диаметром 10 дюймов на 6-тактной машине может иметь зазор 20% и работать со скоростью 900 об / мин. Однако цилиндр того же диаметра с такими же клапанами при 12-дюймовом такте будет работать со скоростью 450 об / мин и будет иметь удвоенный рабочий объем за такт, но такое же смещение в минуту. Клиренс будет только половиной или 10%. Однако на практике разработчик цилиндров делает короткоходную машину нелинейной, что значительно снижает зазор. На длинноходных цилиндрах с малым отверстием доступна большая гибкость для максимального использования клапанов.

% PDF-1.4 % 47 0 объект > эндобдж xref 47 75 0000000016 00000 н. 0000001848 00000 н. 0000002404 00000 н. 0000002619 00000 н. 0000002683 00000 н. 0000002814 00000 н. 0000002948 00000 н. 0000003100 00000 н. 0000003216 00000 н. 0000003366 00000 н. 0000003518 00000 н. 0000003667 00000 н. 0000003726 00000 н. 0000003785 00000 н. 0000003844 00000 н. 0000003995 00000 н. 0000004130 00000 н. 0000004239 00000 п. 0000004338 00000 п. 0000004436 00000 н. 0000004548 00000 н. 0000004661 00000 н. 0000004770 00000 н. 0000004927 00000 н. 0000005207 00000 н. 0000005439 00000 н. 0000005630 00000 н. 0000005978 00000 н. 0000006201 00000 н. 0000006348 00000 п. 0000006479 00000 п. 0000006841 00000 н. 0000007203 00000 н. 0000007565 00000 н. 0000007927 00000 н. 0000008095 00000 н. 0000008420 00000 н. 0000008476 00000 н. 0000008686 00000 н. 0000008899 00000 н. 0000009067 00000 н. 0000009254 00000 п. 0000009607 00000 н. 0000009697 00000 н. 0000010010 00000 п. 0000010076 00000 п. 0000010186 00000 п. 0000010759 00000 п. 0000010955 00000 п. 0000011131 00000 п. 0000011454 00000 п. 0000011648 00000 п. 0000011993 00000 п. 0000012015 00000 п. 0000016574 00000 п. 0000017040 00000 п. 0000017220 00000 п. 0000017243 00000 п. 0000021155 00000 п. 0000021178 00000 п. 0000024116 00000 п. 0000024139 00000 п. 0000027231 00000 п. 0000027254 00000 п. 0000030361 00000 п. 0000030384 00000 п. 0000033386 00000 п. 0000033573 00000 п. 0000033993 00000 п. 0000034016 00000 п. 0000037103 00000 п. 0000037126 00000 п. 0000040404 00000 п. 0000001963 00000 н. 0000002382 00000 н. трейлер ] >> startxref 0 %% EOF 48 0 объект > эндобдж 120 0 объект > поток Hb«f«_dπ

Электрооборудование: Энергоэффективность — Общие сведения о потерях в трансформаторе

Эта статья взята из книги «Двигатели и трансформаторы с повышенным КПД», компакт-диск доступен в CDA через Список публикаций.

Потери в трансформаторе вызваны электрическим током, протекающим в катушках, и переменным магнитным полем в сердечнике. Потери, связанные с катушками, называются потерями нагрузки, а потери, возникающие в сердечнике, называются потерями холостого хода.

Что такое потери нагрузки?

Потери нагрузки зависят от нагрузки на трансформатор. К ним относятся тепловые потери и вихревые токи в первичных и вторичных проводниках трансформатора.

Тепловые потери, или I ² R потери в материалах обмотки составляют наибольшую часть потерь нагрузки.Они создаются сопротивлением проводника потоку тока или электронов. Движение электронов заставляет молекулы проводника двигаться и производить трение и тепло. Энергию, генерируемую этим движением, можно рассчитать по формуле:

Вт = (вольт) (амперы) или VI.

Согласно закону Ома, В = RI , или падение напряжения на резисторе равно величине сопротивления в резисторе R, умноженной на ток I, протекающий в резисторе.Следовательно, тепловые потери равны (I) (RI) или I ² R.

Разработчики трансформатора не могут изменить I или текущую часть потерь I ² R, которые определяются требованиями к нагрузке. Они могут изменить только сопротивление или часть R I ² R, используя материал, который имеет низкое сопротивление на площадь поперечного сечения, без значительного увеличения стоимости трансформатора. Большинство разработчиков трансформаторов считают медь лучшим проводником, учитывая вес, размер, стоимость и сопротивление проводника.Также конструкторы могут снизить сопротивление проводника за счет увеличения площади поперечного сечения проводника.

Что такое потери без нагрузки?

Потери холостого хода вызваны током намагничивания, необходимым для питания сердечника трансформатора, и не меняются в зависимости от нагрузки на трансформаторе. Они постоянны и происходят 24 часа в сутки, 365 дней в году, независимо от нагрузки, отсюда и термин «потери холостого хода». Их можно разделить на пять компонентов: потери на гистерезис в слоях сердечника, потери на вихревые токи в слоях сердечника, потери I ² R из-за тока холостого хода, потери на паразитные вихревые токи в зажимах сердечника, болтах и ​​других компонентах сердечника, и диэлектрические потери.Гистерезисные потери и потери на вихревые токи составляют более 99% потерь холостого хода, в то время как потери на паразитные вихревые токи, диэлектрические потери и потери I ² R из-за тока холостого хода малы, и, следовательно, ими часто пренебрегают. Более тонкое ламинирование сердечника снижает потери на вихревые токи.

Самый большой вклад в потери холостого хода вносят гистерезисные потери. Гистерезисные потери возникают из-за того, что молекулы в слоях сердечника сопротивляются намагничиванию и размагничиванию переменным магнитным полем.Это сопротивление молекул вызывает трение, которое приводит к нагреву. Греческое слово гистерезис означает «отставать» и относится к тому факту, что магнитный поток отстает от магнитной силы. Выбор размера и типа материала сердечника снижает гистерезисные потери.

Значения потерь трансформатора (значения A и B)

Значения потерь в трансформаторе важны для покупателя трансформатора, который хочет выбрать наиболее экономичный трансформатор для своего применения. Использование факторов A и B — это метод, применяемый большинством электроэнергетических компаний и многими крупными промышленными потребителями для капитализации будущей стоимости потерь холостого хода (которые относятся к затратам на обеспечение пропускной способности системы) и потерь нагрузки (которые относятся к затратам). дополнительной энергии).Другими словами, значения A обеспечивают оценку эквивалентной текущей стоимости будущих потерь без нагрузки, а значения B обеспечивают оценку эквивалентной текущей стоимости будущих потерь нагрузки. Большинство коммунальных предприятий регулярно обновляют свои предотвращенные затраты на мощность и энергию (обычно на ежегодной основе) и используют значения A и B при выборе трансформатора. Большинство мелких конечных пользователей обычно используют методы оценки стоимости жизненного цикла, которые обсуждаются в другой статье на этом веб-сайте.

При оценке различных конструкций трансформаторов предполагаемое значение потерь трансформатора (значения A и B) будет способствовать определению эффективности приобретаемого трансформатора.Предполагая, что потери в трансформаторе будут высокими, обычно нужно покупать более эффективный блок; допуская меньшее значение потерь, вы приобретете менее эффективную установку. Какую величину потерь следует принять?

Метод общей стоимости владения (TOC) обеспечивает эффективный способ оценки различных начальных закупочных цен трансформаторов и стоимости потерь. Цель состоит в том, чтобы выбрать трансформатор, который соответствует спецификациям и одновременно имеет самый низкий TOC. Значения A и B включают стоимость холостого хода и потери нагрузки в формуле TOC:

ТОС = NLL x A + LL x B + C

Где,

TOC = капитализированная общая стоимость владения,
NLL = потери холостого хода в ваттах,
A = капитализированные затраты на номинальный ватт NLL (значение A),
LL = потери нагрузки в ваттах при номинальной нагрузке трансформатора,
B = капитализированная стоимость номинального ватта LL (значение B),
C = начальная стоимость трансформатора, включая транспортировку, налог с продаж и другие затраты на его подготовку к обслуживанию.

Что такое стоимость?

Значение A — это оценка приведенной стоимости будущих капитальных затрат (не зависящих от нагрузки) в данный момент времени. Она может меняться со временем, поскольку коммунальные предприятия периодически пересматривают свои затраты. (Другими словами, значение A является ответом на вопрос, сколько ватт потерь холостого хода за срок службы трансформатора мне сегодня стоит?) Даже если нет нагрузки, есть капитал, который тратится на фиксированная мощность для выработки, передачи и распределения электроэнергии, которые вносят свой вклад в значение A.Нагрузка, которая может меняться ежедневно на трансформаторе, не влияет на значение потерь холостого хода. Он рассчитывается по следующей формуле:

A = [SC + (EC x 8760)] x 0,001 / [FC]
= Стоимость потерь холостого хода в долл. США / ватт

Где,

SC = Годовая стоимость мощности системы в долларах / кВт-год (SC — приведенная годовая стоимость генерации, передачи и первичной распределительной мощности, необходимых для подачи одного ватта нагрузки на распределительный трансформатор, совпадающей с пиковой нагрузкой) .

EC = Затраты на энергию (EC — это приведенные годовые затраты на киловатт-час топлива, включая инфляцию, эскалацию и любые другие связанные с топливом компоненты эксплуатационных или эксплуатационных затрат, которые пропорциональны выработке энергии генерирующими установками).

8760 = часов в год

FC = Фиксированные отчисления на капитал в год (FC — это нормированный годовой доход, необходимый для выполнения и погашения инвестиционного обязательства трансформатора и уплаты соответствующих налогов, все выражается в единицах исходного количества) .

0,001 = преобразование из киловатт в ватты.

Что такое значение B?

Подобно тому, как определяется значение A, значение B представляет собой оценку текущего значения будущих переменных или статей затрат, зависящих от нагрузки, в данный момент времени. (Другими словами, значение B является ответом на вопрос, сколько ватт потерь нагрузки за срок службы трансформатора мне сегодня стоит?) Значение B также может меняться со временем, поскольку коммунальные предприятия периодически пересматривают свои затраты. основанием, но после определения это постоянная величина для данной покупки трансформатора.Стоимость потерь нагрузки, или значение B, рассчитывается по следующей формуле:

B = [(SC x RF) + (EC x 8,760 x LF)] (PL) ² (0,001) / (FC)
= Стоимость потери нагрузки $ / ватт

Где,

RF = коэффициент ответственности за пиковые потери (RF — это совокупный коэффициент ответственности, который снижает требования к пропускной способности системы для потерь нагрузки, поскольку пиковые потери трансформатора не обязательно возникают в пиковое время).

LF = Годовой коэффициент потерь (LF — это отношение среднегодовых потерь нагрузки к пиковому значению потерь нагрузки в трансформаторе).

PL = Единая эквивалентная годовая пиковая нагрузка (PL — это нормированная пиковая нагрузка в год в течение срока службы трансформатора. Жизненный цикл трансформатора определяется как срок полезного использования актива и обычно составляет 30-35 лет).

Указание значений A и B

Для трансформаторов, разработанных по индивидуальному заказу, производители оптимизируют конструкцию блока до указанных значений A и B, в результате чего трансформатор рассчитан на наименьшую общую стоимость владения, а не рассчитан на самые низкие первоначальные затраты.

В ситуациях, когда значения A и B не определены (или конечный пользователь не использует или не указывает их), например, в коммерческих или небольших промышленных приложениях, предлагаемый метод максимизации КПД трансформатора заключается в получении холостого хода и полной нагрузки. -значения потерь нагрузки конкретного трансформатора в ваттах. Этот метод обсуждается в статье «Стоимость жизненного цикла трансформатора» в другом месте на этом веб-сайте.

Энергопотери в переключателях (Конференция)

Мартин, Т. Х., Моряки, Дж. Ф., и Джоб, Д. О. Энергетические потери в переключателях . США: Н. П., 1993. Интернет.

Мартин Т. Х., Моряк Дж. Ф. и Джобе Д. О. Потери энергии в переключателях . Соединенные Штаты.

Мартин, Т. Х., Моряки, Дж. Ф., и Джоб, Д. О. Чт. «Энергетические потери в выключателях».Соединенные Штаты. https://www.osti.gov/servlets/purl/10173304.

@article {osti_10173304,
title = {Энергетические потери в переключателях},
author = {Мартин, Т. Х. и моряки, Дж. Ф. и Джоб, Д. О.},
abstractNote = {Эксперименты авторов показывают потери энергии в 2-10 раз больше, чем предсказано резистивным временем. В экспериментах в качестве переключающего диэлектрика использовались водород, гелий, воздух, азот, полиэтилен SF {sub 6} и вода.Ранее заниженные потери переключения привели к чрезмерному прогнозированию выходных характеристик ускорителя. Точная оценка этих потерь теперь необходима для новых высокоэффективных импульсных силовых устройств, в которых коммутационные потери составляют основную часть общих потерь энергии. Они обнаружили, что потери энергии переключателя масштабируются как (V {субпик} I {субпик}) {sup 1.1846}. При таком масштабировании потери энергии в любом из протестированных диэлектриков практически одинаковы. Эта зависимость действительна для нескольких порядков величины и предлагает теоретическую основу для этих результатов.Во время этих экспериментов к различным промежуткам подавались токи до 0,65 МА и напряжение до 3 МВ. Данные авторов и развитая теория показывают, что потеря мощности переключателя продолжается в течение гораздо более длительного времени, чем резистивное время, при этом пиковая потеря мощности обычно происходит при пиковом токе дальномерного разряда, а не во время раннего тока. Все эксперименты были смоделированы с помощью программного кода после разработки новой версии коммутации потерь, основанной на теории. Программный код предсказывает потери энергии переключателя и пиковые токи как функцию времени.Во время анализа данных они заметили небольшие постоянные расхождения между теорией и данными, зависящими от диэлектрика. Они изменили проводимость плазмы для каждого испытанного диэлектрика, чтобы уменьшить это смещение.},
doi = {},
url = {https://www.osti.gov/biblio/10173304}, журнал = {},
номер =,
объем =,
place = {United States},
год = {1993},
месяц = ​​{7}
}

Мы посчитали выбросы от потерь электроэнергии в электросети — в мире это много

Когда дело доходит до стратегий замедления последствий изменения климата, идея сокращения потерь энергии редко упоминается.Но в нашей недавней статье «Nature Climate Change» утверждается, что сокращение потерь в энергетическом секторе, особенно с упором на энергосистему, может стать решающим рычагом для снижения национальных выбросов.

Неэффективная глобальная инфраструктура передачи и распределения электроэнергии требует дополнительной выработки электроэнергии для компенсации потерь. А страны, на долю которых приходится большая доля производства ископаемого топлива и неэффективная сетевая инфраструктура, или их комбинация, являются основными виновниками того, что мы называем «компенсационными выбросами».«Эти выбросы являются результатом дополнительной электроэнергии — часто вырабатываемой из ископаемого топлива — необходимой для компенсации потерь в сети.

Мы подсчитали, что во всем мире компенсационные выбросы составляют почти миллиард метрических тонн эквивалента углекислого газа в год в том же диапазоне, что и годовые выбросы от тяжелых грузовиков или всей химической промышленности. При обследовании инфраструктуры передачи и распределения в 142 странах мы также определили, что примерно 500 миллионов метрических тонн углекислого газа можно сократить за счет повышения эффективности глобальной сети.

Как мы получили числа

Большая часть электроэнергии вырабатывается на центральных электростанциях и передается по высоковольтным линиям электропередачи на большие расстояния, а затем отправляется на локальный уровень по так называемой распределительной сети — полюсам и проводам, которые соединяются с конечными потребителями.Когда мощность проходит через эту сеть, сопротивление металлических проводов вызывает нагрев. Это приводит к тому, что часть энергии топлива, используемого для производства электроэнергии, теряется при транспортировке.

Для количественной оценки выбросов парниковых газов в результате этого процесса мы использовали метод, называемый оценкой жизненного цикла. Наш анализ выходит за рамки горения только на электростанции. Мы количественно оценили глобальные выбросы от колыбели до могилы: от добычи топлива до сжигания на электростанции, а затем от передачи и распределения потребителю.Наши расчеты основаны на структуре электроэнергии и потерях при передаче и распределении, уникальных для каждой страны.

Наше исследование показало, что потери сильно различаются в зависимости от страны. В 2016 году совокупные потери при передаче и распределении достигли 19% в Индии и 16% в Бразилии. Но их было более 50% в Гаити, Ираке и Республике Конго. Это означает, что только половина произведенной электроэнергии поступила к потребителям или была выставлена ​​на счет потребителям как полезная мощность — другая половина была потеряна в пути.

В более развитых странах убытки были ниже: в то время как в США в 2016 году убытки составили 6%, в Германии — 5%, а в Сингапуре — 2%. Эти цифры демонстрируют, что передача энергии на короткие расстояния в крупные населенные пункты более эффективна, чем передача энергии на большие расстояния многим рассредоточенным сельским потребителям.

Половины потерь и связанных с этим выбросов можно избежать

Полученные выбросы реальны, как и решения.Но устранение факторов, снижающих потери при передаче и распределении, не обязательно является простой задачей.

Технические потери проще всего устранить путем развертывания более передовых технологий и модернизации существующей инфраструктуры как для передачи электроэнергии на большие расстояния, так и для распределения на местном уровне. Улучшения в передаче могут быть достигнуты, например, путем замены неэффективных проводов, использования сверхпроводников, которые уменьшают сопротивление в проводах и, следовательно, потери энергии, а также управляя потоком мощности и постоянным током высокого напряжения.

Точно так же улучшения в распределении могут быть достигнуты за счет лучшего управления нагрузкой и распределением мощности, а также конфигурацией линий распределения. Инновации, такие как внедрение цифровых технологий для маршрутизации потоков мощности, также могут сыграть свою роль.

Решения для нетехнических потерь являются более сложными и могут лишь частично сократить связанные выбросы. Причины высоких потерь разнообразны и могут быть связаны, например, с экстремальными явлениями, такими как ураганы, обрушившиеся на Гаити и Пуэрто-Рико в последние годы, или война, или сочетание слабого управления, коррупции и бедности, как это наблюдается в Индии. . Для любого типа потерь страны с большой долей производства ископаемого топлива и наиболее неэффективной сетевой инфраструктурой могут сократить наибольшие выбросы и получить наибольшие экологические выгоды от сокращения потерь при передаче и распределении.

Воздействие на климат

Хотя в нашей статье освещается несколько важных технологических решений — счетчики с защитой от несанкционированного доступа, управленческие решения, такие как инспекция и мониторинг, а также реструктуризация владения и регулирования энергосистемы, — это, несомненно, лишь небольшие строительные блоки, которые помогают странам достичь устойчивого пути.

Удивительно, но очень немногие страны включили потери при передаче и распределении в свои национальные обязательства по сокращению выбросов парниковых газов в рамках Парижского соглашения 2015 года.Наш анализ показал, что только 32 страны упоминают эффективность сети, а 110 упоминают какую-либо форму возобновляемой энергии. Из-за очень дырявой сети часть денег, потраченных на добавление возобновляемых источников энергии, будет потрачена впустую.

Поскольку страны планируют усилить климатические амбиции в 2020 году, декарбонизация электроэнергетики будет играть жизненно важную роль. Мы считаем, что объединение низкоуглеродной электроэнергии с эффективной сетью обеспечит сектор чистой энергетики, который улучшит национальную инфраструктуру и минимизирует ущерб для климата в будущем.

[ Понравилось то, что вы прочитали? Хочу больше? Подпишитесь на ежедневную рассылку The Conversation. ]