Реферат: Госэнергонадзором Минэнерго России (09. 11. 00 №32-01-07/45) утверждены заместителем председателя Госстроя России 23. 04. 01 методические рекомендации

РОССИЙСКОЕ АКЦИОНЕРНОЕ ОБЩЕСТВО ЗАКРЫТОГО ТИПА "РОСКОММУНЭНЕРГО"

ЗАКРЫТОЕ АКЦИОНЕРНОЕ ОБЩЕСТВО "АСУ МОСОБЛЭЛЕКТРО"


МЕТОДИЧЕСКИЕ РЕКОМЕНДАЦИИ

ПО ОПРЕДЕЛЕНИЮ ПОТЕРЬ ЭЛЕКТРИЧЕСКОЙ ЭНЕРГИИ В ГОРОДСКИХ ЭЛЕКТРИЧЕСКИХ СЕТЯХ НАПРЯЖЕНИЕМ 10(6)-0,4 кВ


Основные организационно-технические мероприятия по снижению потерь электрической энергии


РАЗРАБОТАНЫ Российским акционерным обществом "Роскоммунэнерго" и ЗАО "АСУ Мособлэлектро"


СОГЛАСОВАНЫ Госэнергонадзором Минэнерго России (09.11.00 № 32-01-07/45)


УТВЕРЖДЕНЫ Заместителем председателя Госстроя России 23.04.01


Методические рекомендации по определению потерь электрической энергии в городских электрических сетях напряжением 10(6)-0,4 кВ позволяют выполнять технически обоснованные расчеты, анализировать уровень потерь электрической энергии, разрабатывать мероприятия по оптимизации конфигурации и режимов работы городских электрических сетей по критерию минимизации потерь.

В соответствии с Рекомендациями по укрупненной оценке нормативов условно-постоянных и переменных потерь электрической энергии, утвержденными ФЭК России (постановление от 17.03.00 № 14/10), настоящие Методические рекомендации определяют требования к схемно-техническому методу, используемому для обоснования уточненных значений потерь электрической энергии при передаче и распределении с учетом реальной структуры электрических сетей и исходной информации.

В Методических рекомендациях рассмотрены основные организационно-технические мероприятия, направленные на снижение технологического расхода электрической энергии при ее передаче и распределении.


^ ОБЩИЕ ПОЛОЖЕНИЯ


1. Настоящие "Методические рекомендации по определению потерь электрической энергии в городских электрических сетях напряжением 10(6)-0,4 кВ" (далее - Методика) предназначена для применения организациями системы жилищно-коммунального хозяйства, эксплуатирующими городские электрические сети напряжением 10(6)-0,4 кВ.

2. В Методике рассматриваются положения, относящиеся к определению потерь электроэнергии в трансформаторах (^ Wтр) и линиях электропередачи (Wл).

3. Другие составляющие технологического расхода электроэнергии при ее передаче и распределении определяются:

- погрешность измерения активной электроэнергии (Wи) - по Методическим указаниям РД 34.11.325-90, утвержденным Главтехуправлением Минэнерго СССР 12.12.90 [1];

- расход электрической энергии на собственные нужды подстанций (Wсн) и хозяйственные нужды предприятий электрических сетей (Wхн) - по Типовой инструкции по учету электроэнергии при ее производстве, передаче и распределении РД 34.09.101-94, утвержденной Главэнергонадзором России 02.09.94 [2].

В приложении 1 к настоящим Методическим рекомендациям приводятся извлечения из приложений 3, 4 Типовой инструкции РД 34.09.101-94.

4. Методика содержит порядок определения потерь электроэнергии методом поэлементного расчета и средних нагрузок, которые рекомендуются как предпочтительные для разомкнутых сетей 10(6) кВ.

Применение поэлементного метода расчета позволяет рассчитывать потери по отдельным конкретным элементам (распределительные линии 10(6) кВ; трансформаторы 10(6)/0,4 кВ; распределительные линии 0,4 кВ), а также по сети в целом.

5. Для выполнения расчетов и анализа потерь электроэнергии в городских электрических сетях должны использоваться программы расчетов с применением ЭВМ, имеющие сертификат соответствия. До внедрения программ, расчеты потерь в сетях могут проводиться без использования ЭВМ с соблюдением требований настоящей Методики.

Описание одной из рекомендуемых программ приведено в приложении к настоящей Методике. К использованию для расчета потерь электроэнергии допускаются программы, рекомендованные Госэнергонадзором или Госстроем России.

6. Для объективной оценки и анализа значений потерь электрической энергии целесообразно выполнение следующих видов расчетов:

ретроспективные - выполняются по ретроспективным (отчетным) данным;

оперативные - выполняются по оперативным (текущим) данным, получаемым через устройства телеизмерений;

перспективные - выполняются по прогнозируемым (планируемым) показателям с учетом выполнения мероприятий по оптимизации работы электрической сети.

7. Ретроспективные расчеты выполняются в целях:

определения структуры потерь по элементам (группам элементов) электрической сети;

выявления элементов сети, имеющих повышенные потери;

выявления величин потерь электроэнергии, не входящих в номенклатуру технически обоснованных, и составляющих безучетное потребление;

определения эффективности внедряемых мероприятий по снижению потерь электроэнергии;

составления баланса электроэнергии по системе электроснабжения в целом, по структурным подразделениям предприятия и подстанциям, и разработки мероприятий по снижению небалансов.

8. Оперативные расчеты выполняются в целях:

текущего контроля за значениями потерь электроэнергии и их изменением во времени;

оперативной корректировки режимов и схем электрических сетей в целях минимизации потерь;

определения ожидаемых потерь электроэнергии за месяц, квартал, год;

формирования базы данных, используемых при прогнозировании потерь электроэнергии и выполнении перспективных расчетов.

9. Перспективные расчеты выполняются для:

определения ожидаемых потерь электроэнергии на планируемый и дальнейшие годы;

расчета ожидаемой эффективности планируемых мероприятий по снижению потерь;

сравнения вариантов реконструкции электрических сетей по уровню потерь электроэнергии.

10. Расчеты потерь электроэнергии должны базироваться на данные суточных графиков тока нагрузки и напряжения на шинах ЦП и РП, приходящихся на период контрольных замеров в зимний максимум и летний минимум нагрузок.

Измерения проводятся при нормальном режиме работы электрической сети.

Кроме того необходимо иметь величину токов трехфазного короткого замыкания на шинах ЦП или реактанс системы (Rс; Xc).

11. Для выполнения расчетов потерь в сети 0,4 кВ измерения токов нагрузки фаз и напряжения в начале и конце линии должны производиться одновременно. Токовые нагрузки измеряются на всех фазах и в нулевом проводе.

12. Результаты расчетов используются для анализа структуры технологического расхода электроэнергии на ее передачу и распределение, выявления элементов с повышенными потерями, разработки мероприятий по снижению потерь электрической энергии, а также при обосновании их размера для целей установления тарифов на электрическую энергию или размера платы за услуги по ее передаче и распределению.

13. На основании выполненных расчетов потерь электроэнергии предприятия должны проводить структурный анализ потерь электроэнергии (по элементам сети), по результатам которого разрабатываются ежегодные планы мероприятий по снижению потерь электроэнергии в сетях.

14. Для анализа потерь электрической энергии и достоверности отчетных экономических показателей работы электрических сетей ежегодно должен составляться баланс, в состав которого включаются следующие показатели:

- поступление электроэнергии с шин ЦП в городскую распределительную сеть (^ Wп);

- отпуск электроэнергии потребителям (Wо);

- расход электроэнергии на собственные (Wсн) и хозяйственные нужды (Wхн);

- потери электроэнергии в силовых трансформаторах (^ Wтр);

- потери электроэнергии в распределительных линиях (Wл);

- погрешности измерений (Wи).

Значение фактического небаланса (НБ) определяются по формулам, приведенным в [2].

Если фактическое значение НБ превышает его допустимое значение, необходимо выявить причины этого и принять меры по их устранению.


^ МЕТОДИКА ОПРЕДЕЛЕНИЯ ПОТЕРЬ ЭЛЕКТРОЭНЕРГИИ


15. Подготовка исходных данных для расчета потерь электроэнергии


15.1. Для выполнения расчетов потерь электрической энергии используется утвержденная принципиальная электрическая схема питающей и распределительной сети 10(6)-0,4 кВ в нормальном режиме ее работы с указанием на ней всех центров питания (ЦП), распределительных пунктов (РП), типов реакторов, марок, сечений и длин всех кабельных (КЛ) и воздушных (ВЛ) линий, номера сетевых и абонентских трансформаторных подстанций (ТП). На ТП должны быть указаны номера ячеек, данные силовых трансформаторов, коммутирующих аппаратов. На ЦП и РП указываются номера секций и ячеек, наименование питающих и распределительных линий, отходящих от данных секций. Кроме того, на схеме сети должны быть проставлены токоразделы, соответствующие нормальному режиму работы электросети.

15.2. При расчетах потерь электрической энергии используются фактические данные, полученные из автоматизированной системы контроля и учета, а при ее отсутствии - результаты контрольных замеров за расчетный период.


^ 16. Определение потерь электроэнергии в сетях напряжением 10(6) кВ


16.1. Исходными данными для расчета потерь электрической энергии в сети напряжением 10(6) кВ являются:

общее количество активной электроэнергии ^ Wп (кВтч), поступившей в распределительную сеть за расчетный период;

количество активной WА (кВтч) и реактивной Wp (кВАрч) энергии, поступившей в каждую линию напряжением 10(6) кВ за расчетный период;

суточные почасовые графики нагрузки I(t) (А) на шинах ЦП для рабочих суток зимнего максимума и летнего минимума нагрузок, выбранные для контрольных замеров в расчетный период;

сведения о продолжительности отключения линий в течение расчетного периода, ч;

данные о фактической величине расхода электрической энергии за расчетный период (кВтч, %) на передачу ее и распределение.

16.2. Расчет потерь электрической сети 10(6) кВ по программам на ЭВМ выполняется для каждого участка линии, отходящей от шин ЦП до абонента. До внедрения программ расчетов потерь на ЭВМ уровень потерь электрической энергии в электрических сетях может быть определен по нижеприведенным формулам.

16.3. Потери электроэнергии в каждой линии сети определяются по следующей формуле:

, (1)

где - потери активной энергии в активном сопротивлении линии (ф. 2);

- потери активной энергии в активном сопротивлении линии при передаче реактивной мощности

, кВтч.

16.4. Потери активной и реактивной электроэнергии в распределительной линии за расчетный период времени t:

= 3KэRt[+(-)]10-3, кВтч (2)

= 3KэXt[+(-)]10-3, кВтч (3)

где Kэ - коэффициент эквивалентности сопротивления распределительной линии;

R, X - активное и реактивное сопротивления распределительной линии, Ом;

t - расчетный период (за вычетом продолжительности отключения линии), ч;

Iмин, Iмакс - соответственно минимальное и максимальное значение нагрузки на головном участке линии, взятые из суточных графиков нагрузки, снятые в зимний максимум и летний минимум, приходящихся на период контрольных замеров, А;

 - коэффициент формы графика нагрузки.

16.5. Коэффициент эквивалентности сопротивления позволяет для упрощения расчета заменить разветвленную распределительную линию некоторым эквивалентным сопротивлением, по которому протекает ток головного участка линии, при условии сохранения неизменными потери мощности для определенного момента.

Коэффициент эквивалентности ^ Кэ определяется по графику рис. 1 в зависимости от отношения Rг.у/R и места сосредоточения мощной нагрузки (номинальной мощности ТП) вдоль распределительной линии (Rг.у - активное сопротивления головного участка распределительной линии, Ом).

Rг.y = r0Iг.у, Ом, (4)

где r0 - удельное расчетное активное сопротивление 1 км кабеля (провода) головного участка, Ом/км;

Iг.у - длина кабеля (провода) головного участка от ЦП до места присоединения суммарной нагрузки, км.

Для определения места сосредоточения мощной нагрузки вдоль распределительной линии поступают следующим образом. Количество нагрузок (ТП) распределительной линии делят пополам. По обе стороны предполагаемого сечения определяют суммарную установленную мощность трансформаторов ТП. В зависимости от того, по какую сторону сечения (в начале или в конце линии) суммарная установленная мощности больше, используются кривые 1 и 2 на графике рис. 1. Если имеется ответвление, то его условно заменяют сосредоточенной нагрузкой и суммарной установленной мощностью в месте присоединения ответвления.



1 - мощная нагрузка сосредоточена в начале линии;

2 - мощная нагрузка сосредоточена в конце или середине линии.


Рис. 1. Зависимость коэффициента эквивалентности сопротивления распределительной линии:


При выполнении расчетов на ЭВМ с использованием программных средств замена разветвленных линий эквивалентной нагрузкой не требуется, расчет потерь на ЭВМ выполняется для каждого участка сети 10(6) кВ.

16.6. Активное и индуктивное сопротивления распределительной линии определяют:

, , Ом, (5)

где roi, xoi - условное активное и индуктивное сопротивления 1 км кабеля (провода) одного сечения i-го участка, Омкм;

Ii - длина i-го участка, км;

k - число участков распределительной линии.

16.7. Средний ток нагрузки для каждой линии за расчетный период (год) определяется:

, А, (6)

где Ucp - среднее напряжение на шинах ЦП за расчетный период.

При наличии суточных графиков напряжения, снятых на шинах ЦП, можно определить наиболее вероятное (мода распределения U(М)) значения напряжения (приложение 8 п. 7).

16.8. Относительное значение среднего тока нагрузки для каждой линии определяют:

, (7)

где Iмин, Iмакс - минимальный и максимальный ток, взятый из суточных графиков замеров нагрузок в период контрольных замеров в расчетный период.

16.9. Из усредненного графика Iср = f() по значению Iср находится коэффициент формы годового графика нагрузки  рис. 2 [6].





Рис. 2. Зависимость коэффициента формы графика Iср = f()


16.10. Для определения потерь электроэнергии для всей сети определяются потери электроэнергии для каждой линии по формуле (1) и затем суммируются:

, кВтч, (8)

где m - число распределительных линий.

Относительные потери электроэнергии в сети 10(6) кВ за расчетный период:

. (9)


^ 17. Определение потерь электроэнергии в силовых трансформаторах

напряжением 10(6)/0,4 кВ


17.1. Исходными данными для расчета потерь электрической энергии в силовых трансформаторах являются:

тип трансформаторов, мощность;

номинальный ток, потери холостого хода и короткого замыкания (по паспортным данным);

сведения об отключении трансформаторов в течение расчетного периода;

средний максимальный рабочий ток трансформатора, взятый из суточных графиков нагрузки в период контрольных замеров:

, А; (10)

количество активной энергии, поступившей в силовые трансформаторы, Wтр, количество активной энергии, поступившей в абонентские трансформаторы Wтр.а (кВтч) за расчетный период.

17.2. Годовые потери электроэнергии в силовом трансформаторе определяются:

Wтр.i = Px.x.it + Pк.з.i, кВтч, (11)

где t - число часов работы трансформатора за расчетный период;

 - время максимальных потерь (условное время, в течение которого потери в активном сопротивлении элемента сети при постоянной максимальной нагрузке были бы равны потерям энергии в том же элементе за расчетный период времени при действительном графике нагрузки), ч;

Px.x.i, Pк.з.i - потери мощности холостого хода и короткого замыкания, кВт;

Кз - коэффициент загрузки трансформатора в период годового максимума, определяемый как

, (12)

где Iнi - номинальный ток i-го трансформатора, А;

Iср.макс - средний максимальный ток по суточным графикам в период контрольных замеров.

17.3. Приближенно величину  определяют по следующей формуле:

, ч, (13)

где Т - число часов использования максимальной нагрузки, ч.

17.4. Число часов использования максимальной нагрузки Т определяется по формуле:

, ч, (14)

где Uтр.н. - номинальное линейное напряжение трансформатора на низкой стороне.

На основании расчетных величин Т и  можно построить график зависимости  = f(T) приложение 2 [7].

17.5. Годовые потери электроэнергии во всех трансформаторах определяются: п

,кВтч, (15)

где n - число трансформаторов в электрической сети.

17.6. Относительная величина потерь электроэнергии в силовых трансформаторах:

, (16)

где Wтр - количество электроэнергии поступившей в силовые трансформаторы, кВтч:

Wтр = Wп – Wс – Wтр.a, кВтч. (17)


^ 18. Определение величины потерь электрической энергии в сети напряжением 0,4 кВ


18.1. Исходными данными для определения потерь электроэнергии в целом по сети 0,4 кВ или по какому-либо району указанной сети являются:

количество электроэнергии ^ Wн.н (кВтч), поступившей в сеть напряжением 0,4 кВ за расчетный период;

фазные напряжения на всех трех фазах отходящей линии U1а, U1б, U1в и токи Ia, Iб, Iв , измеренные на шинах ТП;

фазные напряжения U2а, U2б, U2в измеренные в конце линии.

Измерения выполняются в дни контрольных замеров в расчетный период.

18.2. Потери электроэнергии в линиях 0,4 кВ рассчитываются по формулам:

для кабельной линии

Wi = 1,35Kд.пiIсрiUср.i10-3, кВтч; (18)

для воздушной линии

Wi = 1,31Kд.пiIсрiUср.i10-3, кВтч, (19)

где Uср.i - среднее падение напряжения в конце распределительной линии, В;

Iсрi - средний ток линии 0,4 кВ в ее начале на ТП в момент замера Uср.i.

18.3. Относительные потери электроэнергии в кабельной сети с коммунально-бытовой нагрузкой определяются:

W% = 0,78Кд.п.ср(Uср.%) /Т, (20)

где Кд.п.ср - коэффициент дополнительных потерь, возникших из-за неравномерной загрузки фаз;

Uср – средние относительные потери напряжения для сети низкого напряжения, %.

18.4. Определение относительных потерь напряжения (в %) для сети напряжением 0,4 кВ производится по измерениям фазных напряжений в начале и в конце линии и подсчитывается как среднее фазное значение напряжения в начале и в конце линии в дни контрольных замеров:

, В; (21)

среднее значение потери напряжения в линиях:

U = Uср.н – Uср.к, В; (22)

средний процент потерь напряжения для одной ТП:

; (23)

средний процент потерь напряжения для всех ТП, на которых проводились замеры:

, (24)

где n- число ТП, на которых были выполнены контрольные замеры.

Средний процент потерь мощности в сети 0,4 кВ:

Pср% = Uср%Км/н, (25)

где Км/н - коэффициент, определяющий отношение потери мощности к потери напряжения (для приближенных вычислений принимать Км/н = 0,75 [4].

18.5. Число часов максимальных потерь  рекомендуется определять по формуле 13 или из графика  = f(T) (приложение 2).

18.6. Средний коэффициент дополнительных потерь для сети напряжением до 0,4 кВ равен:

, (26)

где n - число распределительных линий, включенных в расчет;

Кд.пi - коэффициент дополнительных потерь при неравномерной нагрузке фаз распределительной линии определяют:

, (27)

где Rо, Rф- соответственно активные сопротивления нулевого и фазного проводов, Ом;

Кнi – коэффициент неравномерности нагрузки фаз распределительной линии, который равен:

, (28)

где Iai, Iвi, Iсi - соответственно значения токов (А) фаз А, В, С головного участка распределительной линии 0,4 кВ;

Iсрi - среднее значение токов (А) фаз А, В, С.

Коэффициенты и Кд.п можно определить по приложениям 3 и 4.

Для двухпроводной линии Кд.п = 1, для трехпроводной линии Кд.п = .

18.8. Относительная величина потерь электроэнергии в сети с воздушными линиями и коммунально-бытовой нагрузкой определяется:

W% = 0,76Кд.п ср(Uср%)/Т. (29)

18.9. Относительная величина потерь электроэнергии в линии с одной нагрузкой равна:

W% = (Uср%)/T. (30)

18.10. Потери электроэнергии в сети напряжением 0,4 кВ будут равны:

, кВтч. (31)


^ МЕРОПРИЯТИЯ ПО СНИЖЕНИЮ ПОТЕРЬ ЭЛЕКТРИЧЕСКОЙ ЭНЕРГИИ В ГОРОДСКИХ ЭЛЕКТРИЧЕСКИХ СЕТЯХ


19. Снижение потерь электроэнергии при передаче и распределении является актуальной задачей энергоснабжающих организаций и одним из основных направлений энергосбережения.

Основным условием работы электрической сети с минимальными потерями является ее рациональное построение. При этом особое внимание должно быть уделено правильному определению точек деления в замкнутых сетях, экономичному распределению активных и реактивных мощностей, внедрению замкнутых и полузамкнутых схем сети 0,4 кВ.

Потери энергии в рационально построенных и нормально эксплуатируемых сетях не должны превышать обоснованного технологического расхода энергии при ее передаче и распределении. Мероприятия по снижению потерь энергии должны проводится в сетях, где есть те или иные отклонения от рационального построения и оптимального режима эксплуатации.

Применение современных математических методов расчета позволяет минимизировать технологические расходы электроэнергии и довести их до технически обоснованных величин.

20. Снижение потерь электроэнергии в электрических сетях может быть достигнуто как в результате проведения мероприятий по общей оптимизации сети, когда снижение потерь энергии является одной из составляющих частей комплексного плана, так и в результате проведения мероприятий, направленных только на снижение потерь. По этому признаку все мероприятия по снижению потерь (МПС) могут быть условно разделены на три группы:

- организационные, к которым относятся МПС по совершенствованию эксплуатационного обслуживания электрических сетей и оптимизации их схем и режимов (малозатратные и беззатратные МПС);

- технические, к которым относятся мероприятия по реконструкции, модернизации и строительству сетей (МПС, требующие капитальных затрат);

- мероприятия по совершенствованию учета электроэнергии, которые могут быть как беззатратные, так и требующих дополнительных затрат (при организации новых точек учета).

21. К организационным мероприятиям могут относиться:

- определение (выбор) точек оптимального деления сети 6-10 кВ;

- уменьшение времени нахождения линии в отключенном положении при выполнении технического обслуживания и ремонта оборудования и линий;

- снижение несимметрии (неравномерности) загрузки фаз;

- рациональная загрузка силовых трансформаторов.

22. К приоритетным техническим мероприятиям в распределительных сетях 10 (6)-0,4 кВ относятся:

- в проектах предусматривающих при реконструкции перевод действующих сетей 6 кВ на повышенное напряжение 10 кВ рекомендуется использовать установленное оборудование при соответствии его характеристик повышенному напряжению;

- увеличение доли сетей на напряжение 35 кВ;

- сокращение радиуса действия и строительство ВЛ 0,4 кВ в трехфазном исполнении по всей длине;

- применение столбовых трансформаторов (10 (6)/0,4 кВ) малой мощности для сокращения протяженности сетей напряжением 0,4 кВ;

- перевод сетей низкого напряжения с 220 В на 380 В;

- применение самонесущих изолированных и защищенных проводов для ВЛ напряжением 0,4-10 кВ;

- использование максимально допустимого сечения проводов в электрических сетях напряжением 0,4-10 кВ с целью адаптации их пропускной способности к росту нагрузок в течение всего срока службы:

- усиление элементов действующей сети путем прокладки новых линий или замене проводов и кабелей на большие сечения;

- проведение работы по компенсации реактивных нагрузок;

- поддержание значений показателей качества электроэнергии в соответствии с требованием ГОСТ 13109-97;

- внедрение устройств автоматического регулирования напряжения под нагрузкой, вольт добавочных трансформаторов, средств встроенного регулирования напряжения;

- внедрение нового экономического электрооборудования, в частности, трансформаторов с уменьшенными активными и реактивными потерями холостого хода, установка конденсаторных батарей встроенных в КТП и ЗТП;

- комплексная автоматизация и телемеханизация электрических сетей, применение коммутационных аппаратов нового поколения;

- применение средств дистанционного определения мест повреждения в электрических сетях для сокращения времени поиска и ликвидации аварий.

23. В состав мероприятий по совершенствованию учета следует предусматривать:

- применение приборов учета (электросчетчики, измерительные трансформаторы) более высокого класса точности измерения;

- осуществление мер по предупреждению несанкционированного доступа к клеммам средств измерений;

- внедрение автоматизированных систем учета, сбора и передачи информации;

- проведение организационных и технических мероприятий по предупреждению выявления и устранению безучетного потребления электрической энергии.

24. Характерной особенностью режима работы электрических сетей 0,4 кВ является неравномерность загрузки фаз.

Величина потерь мощности при неравномерной нагрузке фаз ^ Рн может быть выражена как

Рн = Кд.пРс,

где Рс - потери мощности при симметричной нагрузке фаз, кВт;

Кд.п - коэффициент дополнительных потерь при неравномерной нагрузке.

Выравнивание нагрузок производится переключением нагрузки с более загруженной фазы на менее загруженные после проведения замеров нагрузок по фазам линии и анализа результатов.

Отрицательное влияние несимметрии, которую нельзя устранить выравниванием нагрузок по фазам, можно уменьшить:

заменой силовых трансформаторов со схемой соединения обмоток "звезда/звезда" на трансформаторы со схемой "звезда/зигзаг" или "треугольник/звезда", которые менее чувствительны к несимметрии нагрузок;

увеличением сечения нулевого провода в линии 0,4 кВ до сечения фазного провода.

В приложении 5 приводится пример расчета эффективности мероприятий выравнивания нагрузки фаз в сети 0,4 кВ.

25. Важным мероприятием по сокращению технологического расхода электроэнергии является увеличение эффективности использования трансформаторов за счет сезонного отключения одного из двух трансформаторов двухтрансформаторной подстанции. При этом отключается трансформатор, работающий с наименьшей нагрузкой, и его нагрузка переводится на другой трансформатор. Пример расчета эффективности данного мероприятия приводится в приложении 6.

26. Сокращение потерь электроэнергии достигается заменой трансформаторов при устойчивом недоиспользовании их мощности. При коэффициенте загрузки трансформатора 10(6)/0,4 кВ меньше 0,5, имеет место существенное относительное увеличение потерь электроэнергии за счет потерь холостого хода.

Снижение потерь электроэнергии в результате замены трансформаторов определяется по формуле:

Wтр = (Рх.х.1 - Рх.х.2)Т + (), кВтч, (32)

где Рх.х.1, Рх.х.2- потери мощности холостого хода трансформаторов, кВт;

Ркз.1, Ркз.2 - потери мощности короткого замыкания трансформаторов, кВт;

Т - время использования максимальной нагрузки;

 - время максимальных потерь.

В приложении 7 приведен пример расчета эффективности замены малозагруженных трансформаторов трансформаторами меньшей мощности.


Приложение 1

(справочное)


Извлечение из типовой инструкции по учету электроэнергии при ее производстве, передаче и распределении РД 34.09.101-94


^ Номенклатура элементов расхода электроэнергии на собственные нужды подстанции (из приложения 3 к типовой инструкции)


Номенклатура включает расход электроэнергии на следующие цели:


- обогрев, освещение, вентиляция помещений (ЗРУ; проходная);

- зарядно-подзарядные устройства аккумуляторных батарей;

- освещение территории;

- питание оперативных цепей и цепей управления (на подстанциях с переменным оперативным током);

- обогрев ячеек КРУН (с аппаратурой релейной защиты, автоматики телемеханики, счетчиками, приводами масляных выключателей);

- небольшие по объему ремонтные работы, выполняемые в процессе эксплуатации;

- дренажные насосы, мелкие станки, приспособления.


^ Номенклатура элементов расхода электроэнергии на хозяйственные нужды электрических сетей

(из приложения 4 к типовой инструкции)


В номенклатуру входит расход электроэнергии на следующие объекты и виды работ:

- ремонтные, механические и столярные мастерские;

- масляное хозяйство;

- автохозяйство (база механизации);

- учебные полигоны;

- склады оборудования и материалов;

- административные здания предприятий электрических сетей, помещения различного назначения (учебные кабинеты, библиотека, медпункт, бытовые помещения, специализированные лаборатории, убежища);

- монтажные наладочные работы, капитальный, средний и аварийно-восстановительный ремонты зданий и оборудования, выполняемые персоналом электросетей; те же работы, выполняемые подрядными организациями, если по условиям договора с подрядчиком сетевое предприятие принимает на себя необходимый при выполнении этих работ расход электроэнергии.


Приложение 2


Зависимость  = f(T)





Приложение 3


Коэффициент неравномерности нагрузки фаз в сетях 0,4 кВ


К2

К1

1,0

0,9

0,8

0,7

0,6

0,5

0,4

0,3

0,2

0,1

0

0

1,5

1,504

1,52

1,547

1,594

1,667

1,776

1,935

2,167

2,504

3,0

0,1

1,37

1,365

1,37

1,389

1,422

1,476

1,56

1,684

1,684

2,125




0,2

1,25

1,258

1,26

1,271

1,296

1,339

1,406

1,507

1,658







0,3

1,16

1,168

1,177

1,185

1,205

1,241

1,298

1,383










0,4

1,12

1,117

1,116

1,122

1,14

1,172

1,222













0,5

1,08

1,078

1,072

1,078

1,095

1,125
















0,6

1,05

1,042

1,042

1,049

1,066



















0,7

1,024

1,021

1,022

1,031






















0,8

1,01

1,008

1,012

























0,9

1,002

1,002




























1,0

1,0
































Коэффициенты

,

где ^ Iа -ток наиболее загруженной фазы, Iс - ток наименее загруженной фазы (K1 > K2).


Приложение 4


Зависимость Кд.п от К2 при





Зависимость дополнительных потерь от неравномерной загрузки фаз


Приложение 5

(к п. 24)


Пример расчета эффективности и мероприятий от выравнивания

нагрузки фаз в сети 0,4 кВ


номер рубильника

До проведении выравнивании нагрузки фаз

ток в фазах, А

средний ток Iср, A

потери напряжения, U, В

число часов максимальных потерь, , ч

коэффициент несимметрии

коэффициент дополнительных потерь Кд.п

потери электpоэнергии в линии А1, кВтч

Iа

Iв

Iс

1

2

3

4

5

6

7

8

9

10

1

11

18

20

16,3

2,35

5650

1,042

1,105

322,9

2

65

29

56

50

14

5650

1,078

1,183

6316

3

18

16

20

18

1,79

5650

1,008

1,03

253

4

36

55

46

45,7

5,5

5650

1,022

1,088

2085

5

60

30

60

50

6,8

2650

1,08

1,2

1460

6

15

48

5

22,7

5

4550

1,684

2,71

1889

7

10

13

70

31

20,6

4550

1,684

4,56

17887

Итого

30214

1

2

3

4

5

6

7

8

9

10

1

16

18

15

16,3

2,35

5650

1,002

1,005

218

2

49

45

56

50

14

5650

1,008

1,025

5446

3

18

18

18

18

1,79

5650

1

1

246

4

40

51

46

45,7

5,5

5650

1,002

1,008

1932

5

50

50

50

50

6,8

2650

1

1

1171

6

25

25

18

22,7

5

4550

1,073

1,16

823

7

31

28

34

31

20,6

4550

1,022

1,11

4354

Итого

14190



Приложение 6

(к п. 25)


^ Пример расчета эффективности при сезонном отключении одного из работающих трансформаторов в двухтрансформаторной подстанции

(трансформаторы работают на разные шины)


Номер трансформатора

Номинальная мощность Sн, кВА

ток, А

коэффициент загрузки Кз

число часов, ч

потери мощности, кВт

потери энергии, кВтч

номинальный Iн

максимальный рабочий Iм

максимальной нагрузки Т

максимальных потерь 

холостого хода Рх.х

короткого замыкания Рк.з

холостого хода Wx.x

короткого замыкания Wxк.з

t = 8760 ч

1

100

144

110

0,76

6789

5650

0,6

2,4

5256

7915

2

100

144

85

0,59

6789

5650

0,6

2,4

5256

4720

t = 6760 ч (трансформаторы на лето отключают)

1

100

144

110

0,76

5540

4000

0,6

2,5

4056

5603

2

100

144

85

0,59

5540

4000

0,6

2,4

4056

3342

t = 2000 ч(летний период)

1

100

144

53,3

0,37

1250

500

0,6

2,4

1200

164



Приложение 7

(к п. 26)


Пример расчета эффективности замены малозагруженных трансформаторов трансформаторами меньшей мощности


номер ТП

номинальная мощность трансформатора, кВА

потери холостого хода, кВт

потери короткого замыкания, кВт

номинальный ток, А

макс. ток, Iм, А

коэффициент загрузки

число часов максим. потерь r, ч 

снижение потерь А = W1 -W2, кВтч

Sн1

Sн2

х.х1

х.х2

к.з1

к.з2

Iн1

Iн2

Кз1

Кз2

1

2

3

4

5

6

7

8

9

10

11

12

13

14

51/1

320

250

1,6

0,82

6,07

3,7

462

361

185

0,4

0,51

5650

5339

51/1

320

250

1,6

0,82

6,07

3,7

462

361

150

0,32

0,41

5650

5111

59/1

320

100

1,6

0,365

6,07

1,97

462

144

85

0,184

0,59

5650

5664

59/2

320

100

1,6

0,365

6,07

1,97

462

144

100

0,216

0,7

5650

4522

60

320

250

1,6

0,82

6,07

3,7

462