Стартовая >> Документация >> Энергонадзор >> Методика составления структуры баланса электроэнергии в электрических сетях 0,38-150кВ

Вычисление расчетных потерь электроэнергии в других элементах сети - Методика составления структуры баланса электроэнергии в электрических сетях 0,38-150кВ

Оглавление
Методика составления структуры баланса электроэнергии в электрических сетях 0,38-150кВ
Термины и определения
Баланс электроэнергии
Нормирование технологических затрат электроэнергии
Порядок корректирования составляющих структуры баланса электроэнергии
Основные положения оценочного анализа структуры ЗНВЕ
Структура баланса электроэнергии
Каталожные данные трансформаторов
Методика нормирования ТВЕ в системообразующей сети
Методика нормирования ТВЕ в распределительной сети
Вычисление расчетных потерь электроэнергии в других элементах сети
Методика вычисления нормативного значения метрологических потерь
Прогнозирование структуры НЗТВЕ

Приложение Д
к Методике составления структуры баланса электроэнергии в электрических сетях 0,38-150 кВ, анализа его составляющих и нормирование технологических затрат электроэнергии

Вычисление расчетных потерь электроэнергии в других элементах сети

Д. 1 Вычисление расчетных потерь электроэнергии в ТС и ТН

Расчетные потери электроэнергии в ТС и ТН и их вторичных кругах степеней напряжения 0,38-150 кВ вычисляют, исходя из среднегодовых расчетных потерь электроэнергии (мощности) в измерительных трансформаторах (в расчете на три фазы), что представленные в таблицы Д. 1.
Таблица Д. 1 - Среднегодовые расчетные потери электроэнергии (мощности) в ТС и ТН и их вторичных кругах

Название показателя

Значение

Номинальное напряжение, кВ

0,38

3-6

10

35

110

150

Среднегодовые расчетные потери электроэнергии (мощности) в ТС, кВтгод (кВт)

60 (0,00685)

60 (0,00685)

60 (0,00685)

100 (0,0114)

300 (0,0342)

300 (0,0342)

Среднегодовые расчетные потери электроэнергии (мощности) в ТН, кВтгод (кВт)

-

130 (0,0148)

175 (0,0200)

400 (0,0457)

6000 (0,6849)

9000 (1,0274)

Д. 2 Вычисление расчетных потерь электроэнергии в БСК, СК и генераторах в режиме СК

Д. 2.1 Расчетные потери электроэнергии в БСК і-нго класса напряжения Δ АБСКІ вычисляют по формуле

где NБ -количество БСК, шт.;
ΔР0 - удельные потери мощности в БСК, кВт/кВАр; Q- мощность j-ї БСК, кВАр;
Т]Б - число часов работы БСК в расчетном периоде; А. д -реактивная энергия, которая выдается в j-ю БСК за расчетный период, кВАр-год;
Uj— среднеэксплуатационное напряжение j-ї БСК, кВ; U] НОМ- номинальное напряжение j-ї БСК, кВ.
Удельные потери мощности для БСК номинальной напряжением выше чем 1000 В равняют 0,002 кВт/квар, для БСК номинальной напряжением до 1000 В -0,004 кВт/квар.
Д. 2.2 Расчетные потери электроэнергии в СК Δ АСК исчисляются по формуле

где Δ РНОМ - потери мощности в СК при номинальной нагрузке, кВт;
-судьба потерь нерабочего хода; Тск - число часов работы СК в расчетном периоде; кМАХ — коэффициент максимальной загрузки СК;
к3 - коэффициент заполнения графика нагрузки СК. Коэффициент заполнения графика нагрузки СК к3 вычисляют за формулой

где АQ -реактивная энергия, которая выдается СК за расчетный период, кВАр-год;
Qmax ~ максимальная реактивная мощность СК за расчетный период, кВАр.
Во время работы СК в режимах потребления и генерации значения реактивной энергии Аq вычисляют как сумму абсолютных значений потребленной и отданной в сеть реактивной энергии.
Д. 2.3 Потери электроэнергии в генераторе Δ АГ, который переведен в режим СК, зависят от типа генератора и условий его работы. Для турбо- и гидрогенераторов без турбины расчетные потери электроэнергии могут быть определенные по формуле

где А, В,С - параметры генератора, которые исчисляются по паспортным данным;
QMAX -QСР - максимальное и среднее реактивные нагрузки генератора в режиме СК за расчетный период, кВАр; Тг - число часов работы генератора в режиме СК за расчетный период.
Разрешается вычислять расчетные потери электроэнергии в СК и генераторах, переведенных в режим СК, Δ АГ за формулой

Где ΔР% - удельное потребление активной мощности, %;
Ад -реактивная энергия, которая произведена источником реактивной мощности за расчетный период, кВАр-год. Удельные потребление активной мощности АР%, выраженные в процентах от
произведенной реактивной мощности, для разных источников реактивной мощности
представленные ниже:
СК..................................................................................................... 1,4%
Турбогенератор без турбины........................... ............................. 2,5%
Турбогенератор с турбиной, которая вентилируется парой...... 5,5%
Турбогенератор С турбиной на нерабочем ходу......................... 9,5%
Гидрогенератор с турбиной при закрытом направляющем аппарате 4,0%
Гидрогенератор с турбиной при закрытом направляющем аппарате
в режиме нерабочего хода............................................................. 15,0%

Вычисление расчетных потерь электроэнергии в реакторах

Д. 3.1 Расчетные потери электроэнергии в шунтирующих реакторах Δ АрШІ рассчитывают по формуле

где NЛ - количество подстанций с шунтирующими реакторами;
Nр - количество шунтирующих реакторов на подстанции
ΔPjk - потери мощности в к-му шунтирующем реакторе j-ї подстанции при
номинальному напряжению;
Tjk- время работы то шунтирующего реактора на j-и подстанции. Д. З. 2 Расчетные потери электроэнергии в трехфазной группе токоограничивающих реакторов ΔАPCi рассчитывают в тысячах кВт-год за формулою

где АРнот- удельные потери мощности в фазе токоограничивающего реактора при номинальном току, кВт;
Але - объем перетекания электроэнергии по и ЛЭП за расчетный период, тыс. кВт-год; - коэффициент реактивной мощности і-ї ЛЭП; UНОМі - номинальное напряжение токоограничивающего реактора, кВ; Іном- номинальный ток токоограничивающего реактора, А; к3і- коэффициент заполнения графика нагрузки; Д - число дней в расчетном периоде.

Коэффициент заполнения графика нагрузки кЗІ вычисляют за формулой

где Ртахі - максимальная нагрузка і-ї ЛЭП в расчетном периоде, кВт; Трі -число часов в расчетном периоде.

Д. 4 Вычисление расчетных потерь электроэнергии в индукционных счетчиках номинальной напряжением 0,38 кВ прямого подключения

Расчетные потери электроэнергии в индукционных счетчиках (трехфазных и однофазных) номинальной напряжением 0,38 кВ прямого подключения Δ АЛС0,38, установленных на границах балансовой принадлежности с потребителями, вычисляют за формулой

где NЛС- количество счетчиков;
ΔРС0,38 - потери мощности в к-иу счетчику;
ТР - число часов в расчетном периоде.
Значение потерь мощности в к-му счетчику принимают соответственно его паспортным (каталоговых) данных. Разрешается при отсутствии паспортных данных принимать значение потерь мощности в однофазном счетчике, который равняется 2,2 Вт, а в трехфазному - 3,0 Вт.

Д.5 Вычисление расчетных потерь электроэнергии в дугогасительных катушках

Если дугогасительная катушка присоединена к электрической сети 3-35 кВ через специально для этого установленный трансформатор, который не используется для передачи электроэнергии потребителям, то потери электроэнергии н.х. такого трансформатора Δ АТК вычисляют за формулой

Сменные потери электроэнергии в трансформаторе дугогасительной катушки и дугогасительной катушке в нормальном режиме работы сети равняют нулю, а в аварийных режимах не учитываются, исходя из их короткой продолжительности.

Д. 6 Вычисление расчетных потерь электроэнергии в изоляции ЛЭП

Д. 6.1 Потери электроэнергии в изоляции участков ЛЭП і-го степени номинального напряжения, выполненных голым проводом, Δ АВПЛі, что обусловленные наличием токов всплыву через линейную изоляцию, определяют по формуле

где Іспплу -математическое, ожидание величины тока всплыву через изоляцию ЛЭП і-го класса напряжения для j-го вида погоды, А/100км; RІ3У - математическое ожидание величины сопротивления изоляции ЛЭП і-го класса напряжения для j-го вида погоды, Ом/100км;
ТР] -усредненное значение продолжительности вида погоды, вычисленное за да­ ими метеостанций за 3-5 лет, предыдущих к текущему году, ч.;
LΔ I - суммарная длина участков ЛЭП і-го класса напряжения, выполненных голым проводом, км.
Математические ожидания величин сопротивления изоляции RIЗіj и тока всплыву Iсппліj представленные в таблицах Д. 2 и Д. З. Таблица Д. 2 - Математическое ожидание величины сопротивления изоляции


Вид погоды

R І3 іj , Ом/100 км

ВЛ 6кВ

ВЛ 10 кВ

ВЛ 35 кВ

ВЛ 110кв

ПЛ150кв

Туман

1430

1430

2500

11900

13900

Дождь, мокрый снег, изморозь

1100

1100

1925

9150

10700

Роса, погода без осадков

3950

3950

6925

32950

38050

Таблица Д.З - Математическое ожидание величины тока всплыву


Вид погоды

Їспплі], А/100 км

ВЛ 6кВ

ВЛ 10 кВ

ПЛ35кв

ВЛ 110 кВ

ВЛ 150 кВ

Туман

2,55

4,23

2,14

1,87

1,59

Дождь, мокрый снег, изморозь

3,32

5,51

2,77

2,41

2,05

Роса, погода без осадков

0,91

1,55

0,77

0,73

0,59

Д. 6.2 Потери электроэнергии в изоляции участков ЛЕПі-го класса напряжения, выполненных кабелем, Δ АІЗКЛІ, что обусловленные наличием токов всплыву через изоляцию, определяют по формуле

где qОІ -удельная зарядная мощность кабеля j-го поперечного перереза, кВАр/км;
Іклj — суммарная длина участков ЛЭП, выполненных кабелем j-го поперечного перереза, км; tgΔ- тангенс угла диэлектрических потерь; Тр - число часов в расчетном периоде. Удельные зарядные мощности кабелей представленные в таблице Д.4.
Таблица Д.4 - Удельная зарядная мощность кабеля

Поперечный перерез, гг2

qоj, 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

-

Значение тангенса угла диэлектрических потерь tgΔ в зависимости от срока эксплуатации кабелей равняется от 0,016 до 0,022. Первое значение тангенса угла диэлектрических потерь отвечает усредненному сроку эксплуатации КЛ до 20 лет, второе - больше чем 40 лет.



 
« Методика складання структури балансу електроенергії в електричних мережах 0,38-150 кВ   Методические рекомендации по работе с потребителями »
электрические сети