Потери электрической энергии (ЭЭ) в линии электропередачи (ЛЭП) определяются нагрузочными потерями активной мощности и потерями на корону. Погрешность расчета потерь ЭЭ определяется, прежде всего, неточностью и флуктуациями параметров схемы замещения ЛЭП. Известно, активное сопротивление ЛЭП зависит от температуры проводника и может изменяться в диапазоне 
. Суммарные технические потери в ЛЭП, как правило, не превосходят 3 % от передаваемой ЭЭ, поэтому при уровне погрешности расчета нагрузочных потерь в 20 %, неточность их определения по отношению к передаваемой ЭЭ (мощности) будет составлять всего 0,6 %.
В настоящее существенно повышаются требования к точности измерения ЭЭ в сетях энергосистем. Это создает предпосылки для измерительного способа определения потерь ЭЭ. Измерительные комплексы ЭЭ на ЛЭП сверхвысоких напряжений обычно имеются с обеих сторон, а отпаечные подстанции отсутствуют. Это позволяет определять потери ЭЭ по разности показаний измерительных комплексов ЭЭ, установленных с разных концов ЛЭП. Полученные таким способом потери ЭЭ можно называть измеренными потерями:
, 
(1)
где 
и 
− измеренные значения ЭЭ в сальдированном виде, то есть с учетом возможных реверсивных направлений.
Расчет технических потерь ЭЭ 
для ЛЭП сверхвысокого напряжения целесообразно осуществлять на основе двух возможных источников информации. В качестве первого источника следует рассматривать хорошо известные выражения для расчета нагрузочных (переменных) потерь и потерь на корону ЭЭ [1]. Вторым источником информации могут быть измеренные потери ЭЭ (1). Окончательное значение технических потерь должно определяться по данным обоих источников с учетом соотношения возможных погрешностей этих источников. Окончательное значение технических потерь должно определяться путем усреднения расчетного и измеренного 
значений потерь с учетом относительных погрешностей расчетного 
и измерительного 
способов
. (2)
Произведем приблизительную оценку точности определения потерь ЭЭ рассматриваемыми методами по отношению к передаваемому по ЛЭП объему ЭЭ. При оценке погрешности расчетного способа можно допустить, что информационные погрешности расчета постоянных и переменных потерь определяются главным образом неточностью параметров схемы замещения.
При составлении схемы замещения электрической сети для расчета УР и потерь используются активные сопротивления, определяемые на основе справочных данных по известным маркам проводов и по длинам участков. Такой способ может вносить систематическую погрешность в 
до 5÷10 % из-за погрешностей в исходных и справочных данных [2]. Кроме того, существует случайная составляющая погрешности, которая сильно зависит от температуры проводника. В диапазоне рабочих температур от 
до 
активное сопротивление проводника меняется от 84 % до 120 %. Диапазон допустимой погрешности для активного сопротивления можно оценить на уровне 
20 % [2].
Известно, что потери на корону в ЛЭП существенно зависят от погодных условий. Различие удельных потерь на корону при хорошей и при плохой погоде может быть 40−кратным. По этой причине рекомендуется потери на корону учитывать для конкретного климатического района, исходя из продолжительности четырех основных типов погоды (хорошая, дождь, снег, изморозь). Если ориентироваться на усредненные погодные условия в течение длительного временного промежутка, то приближенно диапазон неопределенности при расчете потерь на корону можно принять на уровне 50 % по отношению к усредненному значению этих потерь. Следует отметить, что относительная погрешность определения потерь на корону может достигать уровня 1÷4 % по отношению к передаваемой по ЛЭП мощности при низком уровне загрузки ЛЭП (5÷10 % от максимального значения). По мере увеличения загрузки ЛЭП относительная погрешность расчета потерь на корону будет снижаться.
Для нагрузочных потерь зависимость относительной погрешности их расчета от загрузки ЛЭП обратная. При низкой загрузке ЛЭП нагрузочные потери малы и еще меньше относительная погрешность их расчета. Если загрузка ЛЭП близка к максимальной, увеличивается абсолютное значение нагрузочных потерь, возрастает и относительная погрешность.
Данные утверждения целесообразно подтвердить простейшим примером. Рассматривается ЛЭП 500 кВ, имеющая длину 400 км и активное сопротивление 10,0 Ом. В зависимости от погодных условий диапазон изменения потерь на корону данной ЛЭП в соответствии с [2] составляет 0,48÷15,2 МВт. С учетом оценки усредненных погодных условий примем потери на корону на уровне 3,0 МВт с диапазоном неопределенности 50 %, что составит 1,5 МВт. При передаче по ЛЭП 1000 МВт нагрузочные потери составят 40 МВт. С учетом 20 % неопределенности в расчете нагрузочных потерь, связанной с неточными сведениями о значении активного сопротивления, диапазон погрешности расчета нагрузочных потерь составит 8 МВт. Это составит 0,8 % по отношению к передаваемой мощности. При передаче 500 МВт нагрузочные потери составят 10 МВт, диапазон их неопределенности 2,0 МВт, а относительная погрешность 0,4 %. Потери на корону не зависят от передаваемой по ЛЭП мощности, и их диапазон неопределенности всегда составляет 1,5 МВт. При этом относительная погрешность расчета потерь на корону нелинейно увеличивается при снижении загрузки ЛЭП. При передаче 1000 МВт относительная погрешность потерь на корону равна 0,15 %. Если передается только 100 МВт, то относительная погрешность уже равна 1,5 %. На рис. 1 представлены зависимости относительных погрешностей расчета нагрузочных потерь и потерь на корону от загрузки ЛЭП. С некоторыми допущениями принято, что погрешность расчета суммарных потерь ЭЭ равна сумме погрешностей от нагрузочных потерь и потерь на корону.
Рис. 1. Зависимость относительных погрешностей расчета потерь электроэнергии для ЛЭП в зависимости от ее загрузки
Относительная погрешность измерительного способа определения потерь ЭЭ на основе (1) определяется итоговыми допустимыми погрешностями измерительных комплексов ЭЭ, установленных по концам ЛЭП. Требования в [3] определяют, что на межсистемных ЛЭП сверхвысокого напряжения должны применяться средства измерений ЭЭ повышенной точности. Предельно допустимая погрешность учета ЭЭ должна находиться на уровне 1 %. В соответствии с правилом сложения независимых погрешностей диапазон неопределенности измерительного способа определения потерь ЭЭ составит 
. Относительная погрешность измерительного способа не должна зависеть от степени загрузки ЛЭП. Однако в области пониженной загрузки у трансформаторов тока, питающих счетчики ЭЭ, вторичные токи малы. Здесь относительная погрешность может быть выше 1,4 %. Однако действительная погрешность измерительного способа может быть существенно ниже. Это объясняется тем, что у трансформаторов тока, питающих счетчики ЭЭ на разных концах ЛЭП, уровень загрузки и погрешность всегда близки, так как в любой момент времени поток ЭЭ в начале близок к потоку ЭЭ в конце ЛЭП. Это касается также режима пониженной загрузки ЛЭП, когда трансформаторы тока выходят из своего класса точности. Таким образом, относительная погрешность расчета технических потерь ЭЭ для рассматриваемого примера хотя и меньше, но достаточно близка к погрешности определения потерь измерительным способом. В области пониженной загрузки ЛЭП точность определения потерь измерительным способом может быть даже выше чем у расчетного способа. Окончательное значение технических потерь ЛЭП, оснащенных измерительными комплексами ЭЭ с обеих сторон, целесообразно определять на основе (2).
Список литературы:
1. Железко Ю.С., Артемьев А.В., Савченко О.В. Расчет, анализ и нормирование потерь электроэнергии в электрических сетях. М.: ЭНАС. 2002.
2. Влияние режима работы и метрологических условий на активные сопротивления и проводимости электропередачи 220-1150 кВ / И.Я. Мельзак, Н.А. Мельников, В.К. Роддатис, А.Н. Шеренцис // Электричество. 1974. № 6. С. 71—73.
3. РД 34.09.101-94. Типовая инструкция по учету электроэнергии при ее производстве, передаче и распределении. М.: ОРГРЭС, 1995.
