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

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

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]Б - 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;
dх -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

Таблица Д.З - Математическое ожидание величины тока всплыву

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

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.