Стартовая >> Документация >> Энергонадзор >> Методика складання структури балансу електроенергії в електричних мережах 0,38-150 кВ

Додаток Д - Методика складання структури балансу електроенергії в електричних мережах 0,38-150 кВ

Оглавление
Методика складання структури балансу електроенергії в електричних мережах 0,38-150 кВ
Терміни та визначення
Баланс електроенергії
Нормування технологічних витрат
Порядок коректування складових структури балансу електроенергії
Основні положення оціночного аналізу структури ЗНВЕ
Додаток А
Додаток Б
Додаток В
Додаток Г
Додаток Д
Додаток Е
Додаток Ж

Додаток Д
до Методики складання структури балансу електроенергії в електричних мережах 0,38-150 кВ, аналізу його складових і нормування технологічних витрат електроенергії

Обчислення розрахункових втрат електроенергії
в інших елементах мережі
Д.1 Обчислення розрахункових втрат електроенергії в ТС і ТН
Розрахункові втрати електроенергії в ТС і ТН та їхніх вторинних колах ступенів напруги 0,38-150 кВ обчислюють, виходячи з середньорічних розрахункових втрат електроенергії (потужності) в вимірювальних трансформаторах (в розрахунку на три фази), що подані у таблиці Д. 1.
Таблиця Д. 1 - Середньорічні розрахункові втрати електроенергії (потужності) в ТС і ТН та їхніх вторинних колах

Назва показника

Значення

Номінальна напруга, кВ

0,38

3-6

10

35

110

150

Середньорічні розрахункові втрати електроенергії (потужності) в ТС, кВтгод (кВт)

60 (0,00685)

60 (0,00685)

60 (0,00685)

100 (0,0114)

300 (0,0342)

300 (0,0342)

Середньорічні розрахункові втрати електроенергії (потужності) в ТН, кВтгод (кВт)

-

130 (0,0148)

175 (0,0200)

400 (0,0457)

6000 (0,6849)

9000 (1,0274)

Д.2 Обчислення розрахункових втрат електроенергії в БСК, СК та
генераторах в режимі СК
Д.2.1 Розрахункові втрати електроенергії в БСК і-нго ступеня напруги Δ АБСКІ обчислюють за формулою

де NБ -кількість БСК, шт.;
ΔР0 - питомі втрати потужності в БСК, кВт/кВАр; Q- потужність j-ї БСК, кВАр;
Т]Б - число годин роботи БСК у розрахунковому періоді; А.д -реактивна енергія, що видається у j-ю БСК за розрахунковий період, кВАр-год;
Uj — середньоексплуатаційна напруга j-ї БСК, кВ; U]НОМ- номінальна напруга j-ї БСК, кВ.
Питомі втрати потужності для БСК номінальною напругою вище ніж 1000 В дорівнюють 0,002 кВт/кВАр, для БСК номінальною напругою до 1000 В -0,004 кВт/кВАр.
Д.2.2 Розрахункові втрати електроенергії в СК ΔАСК обчислюються за формулою

де ΔРНОМ - втрати потужності в СК при номінальному навантаженні, кВт;
d х-доля втрат неробочого ходу; Тск - число годин роботи СК у розрахунковому періоді; кМАХ — коефіцієнт максимального завантаження СК;
к3 - коефіцієнт заповнення графіка навантаження СК. Коефіцієнт заповнення графіка навантаження СК к3 обчислюють за формулою

де А Q-реактивна енергія, що видається СК за розрахунковий період, кВАр-год;
Qmax ~ максимальна реактивна потужність СК за розрахунковий період, кВАр.
Під час роботи СК в режимах споживання і генерації значення реактивної енергії А qобчислюють як суму абсолютних значень спожитої і відданої в мережу реактивної енергії.
Д.2.3 Втрати електроенергії в генераторі ΔАГ, який переведений в режим СК, залежать від типу генератора та умов його роботи. Для турбо- і гідрогенераторів без турбіни розрахункові втрати електроенергії можуть бути визначені за формулою

де А,В,С - параметри генератора, що обчислюються за паспортними даними;
QMAX -QСР - максимальне та середнє реактивні навантаження генератора в режимі СК за розрахунковий період, кВАр; Тг - число годин роботи генератора в режимі СК за розрахунковий період.
Дозволяється обчислювати розрахункові втрати електроенергії в СК та генераторах, переведених в режим СК, ΔАГ за формулою

деΔР% - питоме споживання активної потужності, %;
Ад —реактивна енергія, що вироблена джерелом реактивної потужності за розрахунковий період, кВАр-год. Питомі споживання активної потужності АР%, виражені у відсотках від
виробленої реактивної потужності, для різних джерел реактивної потужності
подані нижче:
СК..................................................................................................... 1,4%
Турбогенератор без турбіни............................. '............................. 2,5%
Турбогенератор з турбіною, що вентилюється парою................ 5,5%
Турбогенератор З турбіною на неробочому ході........................ 9,5%
Гідрогенератор з турбіною при закритому напрямному апараті 4,0%
Гідрогенератор з турбіною при закритому напрямному апараті
в режимі неробочого ходу............................................................. 15,0%
Обчислення розрахункових втрат електроенергії в реакторах
Д.3.1 Розрахункові втрати електроенергії в шунтових реакторах ΔАрШІ розраховують за формулою

де NЛ - кількість підстанцій з шунтовими реакторами;
Nр - кількість шунтових реакторів на підстанції
ΔPjk - втрати потужності в к-му шунтовому реакторі j-ї підстанції при
номінальній напрузі;
Tjk- час роботи к-то шунтового реактора на j-й підстанції. Д.З.2 Розрахункові втрати електроенергії в трифазній групі струмообмежувальних реакторів ΔА PCiрозраховують в тисячах кВт-год за формулою

де АРнот- питомі втрати потужності в фазі струмообмежувального реактора при номінальному струмі, кВт;
АЛі - обсяг перетікання електроенергії по і-й ЛЕП за розрахунковий період, тис.кВт-год; - коефіцієнт реактивної потужності і-ї ЛЕП; UНОМі - номінальна напруга струмообмежувального реактора, кВ; Інош- номінальний струм струмообмежувального реактора, А; к3і- коефіцієнт заповнення графіка навантаження; Д - число днів у розрахунковому періоді.

Коефіцієнт заповнення графіка навантаження кЗІ обчислюють за формулою

де Ртахі - максимальне навантаження і-ї ЛЕП у розрахунковому періоді, кВт; Трі -число годин у розрахунковому періоді.

Д.4 Обчислення розрахункових втрат електроенергії в індукційних
лічильниках номінальною напругою 0,38 кВ прямого підключення
Розрахункові втрати електроенергії в індукційних лічильниках (трифазних та однофазних) номінальною напругою 0,38 кВ прямого підключення ΔАЛС0,38, встановлених на межах балансової належності з споживачами, обчислюють за формулою

де NЛС- кількість лічильників;
ΔРС0,38 - втрати потужності в к-иу лічильнику;
ТР - число годин у розрахунковому періоді.
Значення втрат потужності в к-му лічильнику приймають відповідно до його паспортних (каталогових) даних. Дозволяється за відсутності паспортних даних приймати значення втрат потужності в однофазному лічильнику, що дорівнює 2,2 Вт, а в трифазному - 3,0 Вт.

Д.5 Обчислення розрахункових втрат електроенергіїв дугогасних котушках
Якщо дугогасна котушка під'єднана до електричної мережі 3-35 кВ через спеціально для цього встановлений трансформатор, що не використовується для передачі електроенергії споживачам, то втрати електроенергії н.х. такого трансформатора ΔАТК обчислюють за формулою

Змінні втрати електроенергії в трансформаторі дугогасної котушки та дугогасній котушці у нормальному режимі роботи мережі дорівнюють нулю, а в аварійних режимах не враховуються, виходячи з їх короткої тривалості.

Д.6 Обчислення розрахункових втрат електроенергії в ізоляції ЛЕП
Д.6.1 Втрати електроенергії в ізоляції дільниць ЛЕП і-го ступеня номінальної напруги, виконаних голим проводом, ΔАВПЛі, що обумовлені наявністю струмів спливу через лінійну ізоляцію, визначають за формулою

де Іспплу - математичне,сподівання величини струму спливу через ізоляцію ЛЕП і-го ступеня напруги для j-го виду погоди, А/100км; RІ3У - математичне сподівання величини опору ізоляції ЛЕП і-го ступеня напруги для j-го виду погоди, Ом/100км;
ТР] -усереднене значення тривалості виду погоди, обчислене за да ними метеостанцій за 3-5 років, попередніх до поточного року, год.;
LΣ I- сумарна довжина дільниць ЛЕП і-го ступеня напруги, виконаних голим проводом, км.
Математичні сподівання величин опору ізоляції RI Зі jта струму спливу Iспплі j подані у таблицях Д.2 і Д.З. Таблиця Д.2 - Математичне сподівання величини опору ізоляції


Вид погоди

R І3і j, Ом/100 км

ПЛ 6кВ

ПЛ 10 кВ

ПЛ 35 кВ

ПЛ 110кВ

ПЛ150кВ

Туман

1430

1430

2500

11900

13900

Дощ, мокрий сніг, паморозь

1100

1100

1925

9150

10700

Роса, погода без опадів

3950

3950

6925

32950

38050

Таблиця Д.З - Математичне сподівання величини струму спливу


Вид погоди

Їспплі], А/100 км

ПЛбкВ

ГОІ10 кВ

ПЛ35кВ

ПЛІ 10 кВ

ПЛ 150 кВ

Туман

2,55

4,23

2,14

1,87

1,59

Дощ, мокрий сніг, паморозь

3,32

5,51

2,77

2,41

2,05

Роса, погода без опадів

0,91

1,55

0,77

0,73

0,59

Д.6.2 Втрати електроенергії в ізоляції дільниць ЛЕПі-го ступеня напруги, виконаних кабелем, ΔАІЗКЛІ, що обумовлені наявністю струмів спливу через ізоляцію, визначають за формулою

де qОІ-питома зарядна потужність кабелю j-го поперечного перерізу, кВАр/км;
Ікл j — сумарна довжина ділянок ЛЕП, виконаних кабелем j-го поперечного перерізу, км; tgΔ- тангенс кута діелектричних втрат; Тр - число годин у розрахунковому періоді. Питомі зарядні потужності кабелів подані у таблиці Д.4.
Таблиця Д.4 - Питома зарядна потужність кабелю

Поперечний переріз, мм2

q о j,кВАр/км

6кВ

10 кВ

35 кВ

10

2,3

-

-

16

2,6

5,9

-

25

4,1

8,6

-

35

4,6

10,7

-

50

5,2

11,7

-

70

6,6

13,5

86,0

95

8,7

15,6

95,0

120

9,5

16,9

99,0

150

10,4

18,3

112,0

185

11,7

20,0

115,0

240

13,0

21,5

-

Значення тангенса кута діелектричних втрат tgΔ залежно від терміну експлуатації кабелів дорівнює від 0,016 до 0,022. Перше значення тангенса кута діелектричних втрат відповідає усередненому терміну експлуатаці КЛ до 20 років, друге - більше ніж 40 років.



 
« Методика проведения работы по выявлению нарушений ППЭЭН   Методика составления структуры баланса электроэнергии в электрических сетях 0,38-150кВ »
электрические сети