Реферат: Методические указания по нормированию топливно-энергетических ресурсов при производстве электрической энергии для предприятий, расположенных на территории

Утверждены

Постановлением

Губернатора

автономного округа

от 25 августа 2003 г. N 333


МЕТОДИЧЕСКИЕ УКАЗАНИЯ

ПО НОРМИРОВАНИЮ ТОПЛИВНО-ЭНЕРГЕТИЧЕСКИХ РЕСУРСОВ

ПРИ ПРОИЗВОДСТВЕ ЭЛЕКТРИЧЕСКОЙ ЭНЕРГИИ

ДЛЯ ПРЕДПРИЯТИЙ, РАСПОЛОЖЕННЫХ НА ТЕРРИТОРИИ

ЯМАЛО-НЕНЕЦКОГО АВТОНОМНОГО ОКРУГА


ООО "Центр энергоаудиторских предприятий

нефтегазовой промышленности", г. Москва

Управление энергоэффективности

Департамента энергетики

и жилищно-коммунального комплекса

Администрации Ямало-Ненецкого автономного округа


Методические указания разработаны ООО "Центр энергоаудиторских предприятий нефтегазовой промышленности", г. Москва, и Управлением энергоэффективности Департамента энергетики и жилищно-коммунального комплекса Администрации Ямало-Ненецкого автономного округа.

Методические указания предназначены для специалистов электрических станций и электрических сетей, расположенных на территории Ямало-Ненецкого автономного округа, при проведении расчетов по определению расходов электрической энергии при ее производстве, передаче и распределении, а также расходу топлива на производство электрической энергии.

Методические указания содержат методики расчета расходов электрической энергии при производстве, передаче и потреблении электрической энергии, а также расходу топлива на производство электрической энергии. Приведены практические рекомендации и вспомогательные материалы для проведения расчетов и примеры расчетов.

Замечания и предложения по настоящим Методическим указаниям направлять по адресу: 629008, ЯНАО, г. Салехард, ул. Подшибякина, д. 25а, Управление энергоэффективности Департамента энергетики и жилищно-коммунального комплекса.


^ ОБЩИЕ ПОЛОЖЕНИЯ


Методические указания предназначены для использования инженерно-техническим и планово-экономическим составом предприятий электрических станций и электрических сетей для текущего планирования расхода электрической энергии при ее производстве, передаче и распределении, а также для определения норм расхода топлива на производство электрической энергии.

Нормирование расхода топливно-энергетических ресурсов - это определение меры их потребления в условиях эффективного использования. Основная задача нормирования - обеспечить применение при планировании и в производстве технически и экономически обоснованных прогрессивных норм расхода ТЭР для осуществления режима энергосбережения, рационального распределения и наиболее эффективного их использования.

Нормированию должны подлежать все виды расхода ТЭР на основные и вспомогательные производственно-эксплуатационные нужды независимо от их объема потребления. Итогом и целью нормирования является удельный расход этих ресурсов на производство единицы продукции.

Для выполнения норм необходимы: исправное оборудование, соблюдение установленных режимов работ, а также плановой загрузки по мощности оборудования.

Нормы расхода топливно-энергетических ресурсов должны:

- систематически пересматриваться с учетом условий производства, перспективных планов организационно-технических мероприятий, предусматривающих рациональное и эффективное использование топлива и электрической энергии;

- способствовать максимальной мобилизации внутренних резервов экономии топлива и электрической энергии, выполнению плановых заданий и достижению высоких экономических показателей производства.

Нормы расхода топливно-энергетических ресурсов при производстве электрической энергии следует рассматривать как максимально допустимые.

Все данные, закладываемые в расчеты по определению расходов электрической энергии, должны быть зафиксированы в договоре на пользование электрической энергией. К договору должен быть приложен акт разграничения балансовой принадлежности электрических сетей и эксплуатационной ответственности энергоснабжающей и энергопотребляющей сторон.

Учет количества реализованной электрической энергии должен проводиться в точке учета на границе раздела электрических сетей. Потери электрической энергии в сетях относятся на счет стороны, на балансе которой они находятся.

Перед проведением расчетов потребности в электрической энергии должна быть проведена оценка достоверности представленной потребителем исходной информации.

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

В методических указаниях рассмотрены основные организационно-технические мероприятия, направленные на снижение технологического расхода электрической энергии при ее производстве, передаче и распределении, а также мероприятия по экономии расхода топлива и оптимизации удельных норм, которые должны систематически пересматриваться и совершенствоваться с учетом изменения структуры парка оборудования, режима его работы, достигнутых наиболее экономичных показателей и т.д.

В целях оценки эффективного использования энергетических ресурсов проводятся энергетические обследования организации или отдельных ее структур в случаях, предусмотренных действующим законодательством.

Методика содержит порядок определения потерь электрической энергии 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.

Основные понятия:

- производство энергии (генерация) - коммерческая деятельность организации независимо от организационно-правовой формы по производству и продаже (поставке) электрической энергии (мощности) на оптовый или розничные рынки для дальнейшего преобразования, передачи, распределения и продажи (поставки) потребителям;

- передача электрической энергии (мощности) - оказание коммерческим организациям независимо от организационно-правовой формы - субъектам оптового рынка электроэнергии (мощности) услуг по передаче электроэнергии (мощности) по магистральным линиям электропередачи;

- распределение электрической энергии (мощности) - оказание коммерческим организациям независимо от организационно-правовой формы - субъектам оптового и розничных рынков услуг по поставке электрической энергии (мощности) потребителям по электрическим сетям;

- сбыт энергии (мощности) - продажа конечным потребителям, в том числе на основании договоров энергоснабжения, электрической энергии (мощности) производителями электрической энергии (мощности), получающими ее от собственных генерирующих источников, и сбытовыми компаниями.


^ 1. ОПРЕДЕЛЕНИЕ ОБЪЕМА ВЫРАБОТКИ

ЭЛЕКТРИЧЕСКОЙ ЭНЕРГИИ


При определении объема выработки электроэнергии используются фактические данные, полученные из систем коммерческого учета, а также результаты контрольных замеров за расчетный период.

Объем выработки электроэнергии собственными электростанциями на планируемый год определяется по формуле (кВт.ч):


W = Wреал. + Wс.н. + Wх.н. + Wпот. + Wэ.с. (1.1),


где Wреал. - планируемый объем реализации электроэнергии потребителям, кВт.ч;

Wс.н. - расход электроэнергии на собственные нужды электростанции и подстанций, кВт.ч;

Wх.н. - расход электроэнергии на хозяйственные нужды, кВт.ч;

Wпот. - потери электроэнергии в сетях, кВт.ч;

Wэ.с. - поступление электроэнергии от сторонних источников, кВт.ч.


1.1. Определение объема реализации

электрической энергии


Объем реализации электроэнергии рассчитывается на основании фактических объемов реализации предыдущего (базового) года (Wб.реал.) и проектов развития городов и поселков, учитывающих рост либо снижение потребления электроэнергии.


Wреал. = Wб.реал. x АЛЬФА +- Wразв. (1.2),


где Wб.реал. - фактический объем реализации электроэнергии предыдущего (базового) года, кВт.ч;

АЛЬФА - статистический коэффициент, учитывающий колебания потребления электроэнергии, обусловленный социальным развитием населенного пункта, кВт.ч;

Wразв. - объем электроэнергии, учитывающий рост либо снижение потребления электроэнергии, обусловленный проектом развития населенного пункта.

Статистический коэффициент АЛЬФА учитывает тенденцию роста либо снижения потребления электроэнергии, обусловленные социальным развитием населенного пункта (рост или снижение благосостояния населения, колебания числа жителей и т.п.). Коэффициент АЛЬФА можно определить по формуле:


T

SUM W

t

АЛЬФА = ----- (1.3),

TW

t


где:

T

SUM W - объем реализации электрической энергии за период T

t

- лет, кВт.ч;

T - период, за который определяется коэффициент, обычно Т = 5

лет;

W - объем реализации электрической энергии за первый год

t

периода Т, кВт.ч.

В исключительных случаях при отсутствии данных о фактической реализации электроэнергии или при неполном учете реализуемой электроэнергии объем реализации рассчитывается по формуле (кВт.ч):


Wреал. = bж x n + Wпр. (1.4),


где:

bж - удельный расход электроэнергии на 1 жителя в год, принимаемый по таблице 1.1, кВт.ч;

n - количество жителей, чел.;

Wпр. - расход электроэнергии по предприятиям, расчет выполняется отдельно по каждому предприятию исходя из его производственных нужд, кВт.ч/год.

Укрупненно Wпр. можно рассчитать по формуле (кВт.ч):


Wпр. = bосв. x F x Zосв. + Kо x Kи x Z x


x (P1 x m1 + ... + Pi x mi) (1.5),


где:

bосв. - удельный расход электроэнергии на освещение, принимается 0,01 кВт/м2;

F - площадь помещения, м2;

Zосв. - продолжительность использования осветительной нагрузки за планируемый период, час;

Kо - коэффициент одновременности работы энергооборудования, находится как отношение среднего количества одновременно работающего энергооборудования к общему количеству энергооборудования на предприятии;

Kи - коэффициент использования, это отношение среднего числа часов работы единицы оборудования к периоду рассчитываемого времени (год, месяц выраженные в часах);

P1, Pi - мощность энергооборудования, кВт:

Z - период рассчитываемого времени (год, месяц, выраженные в часах);

m1, mi - число токоприемников одинаковой мощности;

i - число групп токоприемников.

При эксплуатации электроприемников различного назначения коэффициент использования определяется опытным путем, как отношение средней потребляемой мощности приемника за рассматриваемое время к номинальной (установленной) мощности.

При использовании электроэнергии для отопления и вентиляции зданий расчет производится отдельно согласно конструкции электроприборов, их паспортных данных и климатологических характеристик городов и поселков.


Таблица 1.1


Средний расход электроэнергии на 1 жителя


Факторы, влияющие
на удельный расход электроэнергии

Расход электроэнергии
на 1 жителя в месяц,
кВт.ч

В домах с газовыми плитами
и централизованным горячим водоснабжением

90 - 110

В домах с огневыми плитами

110 - 130

В домах с электроплитами
и централизованным горячим
водоснабжением

130 - 150

В домах с газовыми плитами
и использованием электроэнергии
для подогрева воды

220 - 250

В домах с электроплитами и использованием
электроэнергии для подогрева воды

260 - 280


Пример 1. Определить расход электрической энергии семьи, состоящей из 4 человек. В квартире установлена газовая плита и электрический водонагреватель. Расчетный период - 3 месяца.

Определяем по табл. 1.1 средний расход электрической энергии на 1 жителя, равный 235 кВт.ч/мес.

Расход электроэнергии будет равен:


W = 235 x 4 x 3 = 2820 кВт.ч


Пример 2. Определить годовую потребность в электрической энергии профессионального училища. Площадь занимаемого помещения равна 956 м2. За расчетный период для оборудования, задействованного в процессе обучения, принят учебный год, для вспомогательного - календарный.

Расчет ведем по формуле (1.5), результаты расчетов и исходные данные сводим в таблицу:


Оборудование

Един.
установ.
мощ-
ность
Р, кВт

Кол-во
установл.
оборуд-я
m, шт.

Кол-во
одноврем.
работающ.
оборудов-я
m, шт.

Коэффи-
циент
одноврем-
ти работы
оборуд-я
Ко
(гр. 4/гр. 3)

Коэф-
фициент
исполь-
зования
Ки

Кол-во
часов
работы
в год
Z

Расход
электро-
энергии
в год
Wпр, кВт.ч
(гр. 2 x 3 x
x 5 x 6 x 7)

1

2

3

4

5

6

7

8

Компьютер

0,45

50

42

0,84

0,5

1968

18597,6

Принтер

0,12

15

10

0,67

0,35

1968

826,56

Сканер

0,12

3

2

0,67

0,35

100

8,4

Ксерокс

0,12

4

3

0,75

0,35

800

100,8

Холодильник

1,35

12

12

1

0,2

8760

28382,4

Стиральная
машина

0,6

5

4

0,8

0,35

984

826,56

Центрифуга

3

1

1

1

0,6

492

885,6

Швейная машина

0,37

42

38

0,90

0,5

1968

13835,04

Оверлок

0,37

5

4

0,8

0,35

1968

1019,424

Плита
4-камфорочная

6

6

3

0,5

0,75

2440

32940

Деревооб.
станки

2,2

6

4

0,67

0,12

1968

2078,208

Водонагреватель

6

4

2

0,5

0,75

1200

10800

Электросушка
для рук

1

2

1

0,5

0,75

492

369

Кондиционер

12

1

1

1

0,6

1200

8640

Телевизор

0,085

29

20

0,69

0,35

984

585,48

Магнитофон

0,015

15

8

0,53

0,2

492

11,808

Факс

0,22

2

1

0,5

0,35

984

75,768

Электрообогре-
ватель

1,5

25

15

0,6

0,7

600

9450

Электроутюг

0,5

12

8

0,67

0,35

984

1377,6

Электрочайник

2

25

20

0,8

0,35

246

3444

Электродрель

0,42

2

1

0,5

0,14

1968

115,7184

Сварочный
аппарат

6

3

2

0,67

0,35

1968

8265,6

Электрорубанок

0,8

1

1

1

0,14

1968

220,416

Пылесос

0,6

7

4

0,57

0,35

1968

1653,12

Музыкальный
центр

0,12

5

2

0,4

0,35

1968

165,312

Итого




282

207

0,73







144674


Wпр = 956 x 0,01 x 2680 + 144674 = 170295 кВт.ч


В примере коэффициент использования принят на основании справочных данных.


1.2. Расход электроэнергии на собственные нужды

автономной электростанции и хозяйственные нужды

при выработке электрической энергии


Расход электрической энергии на собственные нужды электростанции и подстанций (Wх.н.), хозяйственные нужды электростанции и электрических сетей предприятия (Wс.н.) определяется на основании данных приборов учета электроэнергии в соответствии с Типовой инструкцией по учету электроэнергии при ее производстве, передаче и распределении РД 34.09.101-94, утвержденной Главгосэнергонадзором России 02.09.1994. Извлечение из РД 34.09.101-94 в приложении 1.

Расход электроэнергии на собственные нужды электростанции не должен превышать 4% от планируемого объема реализации электроэнергии.


1.3. Определение потерь электрической энергии

в сетях


1.3.1. Основные положения определения потерь

в электрических сетях


1. Настоящий раздел предназначен для применения организациями системы жилищно-коммунального хозяйства, эксплуатирующими городские и поселковые электрические сети напряжением 10(6) - 0,4 кВ.

2. В настоящем разделе рассматриваются положения, относящиеся к определению потерь электроэнергии в трансформаторах (ДЕЛЬТА Wтр) и линиях электропередачи (ДЕЛЬТА Wл).

3. В соответствии с указанием Госстроя России от 30.04.99 N-ЛЧ-К187/13 величина потерь электроэнергии, включаемая в тариф на электроэнергию, должна технически обосновываться в соответствии с Методиками, утвержденными Госстроем России и согласованными с Госэнергонадзором.


КонсультантПлюс: примечание.

В официальном тексте документа, видимо, допущена опечатка: Письмо Госстроя РФ от 30.04.1999 имеет N ЛЧ-1487/13, а не N ЛЧ-К187/13.


4. Настоящий раздел содержит полный аутентичный текст разделов 15 - 26 и приложений 1 - 7, 9 Методических рекомендаций по определению потерь электрической энергии в городских электрических сетях напряжением 10(6) - 0,4 кВ (далее - Методика), разработанных РАО "Роскомунэнерго" и ЗАО "АСУ "Мособлэлектро", согласованных Госэнергонадзором Минэнерго 09.11.2000 N 32-01-07/45 и утвержденных заместителем председателя Госстроя России 23.04.2001 с дополнительными требованиями, отражающими потребности коммунальной энергетики Ямало-Ненецкого автономного округа. Система нумерации глав и пунктов в настоящем разделе соответствует установленной в Методических рекомендациях по определению потерь электрической энергии в городских электрических сетях напряжением 10(6) - 0,4 кВ.

5. Настоящий раздел содержит также дополнительные требования, выделенные курсивом.

6. По содержанию устанавливаемых требований Методика является основополагающей, положения которой должны применяться во всех случаях выполнения технически обоснованных расчетов и анализе уровня потерь электрической энергии, разработке мероприятий по оптимизации конфигурации и режимов работы электрических сетей.

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

8. 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.

9. Для выполнения расчетов и анализа потерь электроэнергии в городских и поселковых 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 рекомендованных программ приведено в приложении 7. К использованию для расчета потерь электроэнергии допускаются программы, рекомендованные Госэнергонадзором или Госстроем России.

10. Результаты расчетов используются для анализа структуры технологического расхода электрической энергии на ее передачу и распределение, выявление 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.

11. На основании выполненных расчетов потерь электрической энергии предприятия должны проводить структурный анализ 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.

12. Расчеты потерь электроэнергии должны базироваться на данных 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 (Rе; Xс).

13. 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.

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 электрической энергии с шин ЦП в городскую распределительную сеть (Wn);

- отпуск электрической энергии потребителям (Wo);

- расход электрической энергии на собственные (Wсн) и хозяйственные нужды (Wкн);

- потери электрической энергии в силовых трансформаторах (ДЕЛЬТА Wтр);

- потери электрической энергии в распределительных линиях (ДЕЛЬТА Wл);

- погрешность измерений (ДЕЛЬТА Wи).

Значение фактического небаланса (НБ) определяется по формулам, приведенным в (4).

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


1.3.2. Подготовка исходных данных для расчета

потерь электрической энергии


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 (источников) 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 должен быть указан номер 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 электрической сети.

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.

3. Наличие утвержденной принципиальной электрической схемы питающей и распределительной сети 10(6) - 0,4 кВ, а также выполнение контрольных замеров и учет электрической энергии регламентированы Правилами эксплуатации электроустановок потребителей.


1.3.3. Определение потерь электрической энергии

в сетях напряжением 10(6) кВ


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

- общее количество активной электрической энергии Wп (кВт.ч), поступившей в распределительную сеть за расчетный период;

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

- суточные почасовые графики нагрузки I(t) 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.

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.

3. Потери электрической энергии в каждой линии сети определяются по следующей формуле (кВт.ч):


ДЕЛЬТА Wci = ДЕЛЬТА W'A + ДЕЛЬТА W''A (1.6),


где:

ДЕЛЬТА Wci - суммарные потери электрической энергии в линии;

ДЕЛЬТА W'A - потери активной энергии в активном сопротивлении линии (формула 2);

ДЕЛЬТА W''A - потери активной энергии в активном сопротивлении линии при передаче реактивной мощности (ф. 3).

4. Потери активной электроэнергии в распределительной линии за расчетный период времени t (кВт.ч):


'' 2 2 2

ДЕЛЬТА W = 3 x K x R x t x [I + (I - I ) x БЕТА] x

A Э SUM МИН МАКС МИН


-3

x 10 (1.7),


2 -3

W x R x 10

'' p SUM

ДЕЛЬТА W = -------------- (1.8),

A 2

U x t

н


где:

K - коэффициент эквивалентности сопротивления

Э

распределительной линии;

R - активное и реактивное сопротивление распределительной

SUM

линии, Ом;

t - расчетный период (за вычетом продолжительности отключения

линии), ч.;

I , I - соответственно минимальное и максимальное

МИН МАКС

значение на головном участке, взятые из суточных графиков

нагрузки, снятые в зимний максимум и летний минимум, приходящихся

на период контрольных замеров, А;

БЕТА - коэффициент формы графика нагрузки.

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 табл. 1.2 - 1.3 и графика зависимости коэффициента эквивалентности сопротивления распределительной линии (рис. 1) в зависимости от отношения Rг.у/Rz и места сосредоточения мощной нагрузки (номинальной мощности ТП) вдоль распределительной линии (Rг.у - активное сопротивление головного (до первой нагрузки) участка распределительной линии, которое определяется по формуле, (Ом)):


Rг.у. = r0 x Iг.у. (1.9),


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.

Если головной участок состоит из кабелей (проводов) разного сечения, то при определении SUMRг.у. учитываются сопротивления всех частей головного участка линии.

Для определения места сосредоточения мощной нагрузки вдоль распределительной линии поступают следующим образом, - количество нагрузок (TП) распределительной линии делят пополам; по обе стороны предполагаемого сечения определяют суммарную установленную мощность трансформаторов ТП; в зависимости от расположения мощной нагрузки (в начале или в конце линии), используются кривые 1 и 2 графика зависимости коэффициента эквивалентности сопротивления распределительной линии (рис. 1) или табл. 1.2 - 1.3. Если имеется ответвление, то его условно заменяют сосредоточенной нагрузкой с суммарной установленной мощностью в месте присоединения ответвления.

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.

6. Активное и индуктивное сопротивления распределительной линии определяют (Ом):


k k

RSUM = SUM r x l ; XSUM = SUM x x I (1.10),

i=1 0i i i=1 0i i


где:

r , x - удельное активное и индуктивное сопротивления 1 км

0i 0i

кабеля (провода) одного сечения i-го участка, Ом x км;

l - длина i-го участка, км;

i

k - число участков распределительной линии.

Если i-й участок состоит из кабелей (проводов) разного сечения, то при определении учитываются сопротивления всех частей i-го участка линии.


Рис. 1 "Зависимость коэффициента эквивалентности сопротивления распределительной линии" в базу не включен по техническим причинам.


Таблица 1.2


Зависимость коэффициента эквивалентности

сопротивления распределительной линии в случае

расположения мощной нагрузки в начале линии


Rг.у. / RSUM

0,05

0,1

0,15

0,2

0,25

0,3

0,35

0,4

0,45

0,5

K
Э

0,1

0,17

0,22

0,3

0,36

0,42

0,48

0,52

0,58

0,62

Rг.у. / RSUM

0,55

0,6

0,65

0,7

0,75

0,8

0,85

0,9

0,95

1,0

K
Э

0,66

0,72

0,75

0,8

0,84

0,87

0,91

0,94

0,98

1,0


Таблица 1.3


Зависимость коэффициента эквивалентности сопротивления

распределительной линии в случае расположения мощной

нагрузки в конце или середине линии


Rг.у. / RSUM

0,05

0,1

0,15

0,2

0,25

0,3

0,35

0,4

0,45

0,5

K
Э

0,2

0,3

0,39

0,47

0,53

0,58

0,62

0,66

0,7

0,74

Rг.у. / RSUM

0,55

0,6

0,65

0,7

0,75

0,8

0,85

0,9

0,95

1,0

K
Э

0,78

0,81

0,85

0,88

0,91

0,94

0,98

0,99

1,0

1,0


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


------

/ 2 2

/ W + W

\/ A P

-------------------- (1.11),

--

/ 3 x U x 8760

\/ ср


где:

U - среднее напряжение на шинах ЦП за расчетный период.

ср

При наличии суточных графиков напряжения, снятых на шинах ЦП, можно определить наиболее вероятное (мода распределения U(м)) значения напряжения.

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


Iср - Iмин

ДЕЛЬТА I = ------------ (1.12),

Iмакс - Iмин


где:

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

9. Из усредненного графика ДЕЛЬТА Iср = f (БЕТА) по значению ДЕЛЬТА Iср находится коэффициент формы годового графика нагрузки БЕТА (рис. 2) (8).


Рис. 2 "Зависимость коэффициента графика ДЕЛЬТА Iср = f (БЕТА)" в базу не включен по техническим причинам.


Таблица 1.4


Зависимость коэффициента графика

ДЕЛЬТА Iср = f (БЕТА)


ДЕЛЬТА Iср

0,05

0,1

0,15

0,2

0,25

0,3

0,35

0,4

0,45

0,5

БЕТА

0,04

0,08

0,11

0,15

0,2

0,23

0,27

0,3

0,35

0,41

ДЕЛЬТА Iср

0,55

0,6

0,65

0,7

0,75

0,8

0,85

0,9

0,95

1,0

БЕТА

0,46

0,51

0,57

0,62

0,68

0,76

0,83

0,9

1,0

1,1


10. Для определения потерь электрической энергии для всей сети определяются потери электроэнергии для каждой линии по формуле (1) и затем суммируются, кВт.ч:


m

^ ДЕЛЬТА W = SUM ДЕЛЬТА W (1.13),

c i=1 ci


где:

m - число распределительных линий.

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


ДЕЛЬТА W x 100%

c

ДЕЛЬТА W = ---------------- (1.14).

c% m

SUM W

i=1 A


Пример расчета определения потерь электроэнергии в сетях напряжением 10(6) кВ приведен в приложении 6.


1.3.4. Определение потерь электрической энергии

в силовых трансформаторах

напряжением 10(6)/0,4 кВ


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, определяется по формуле (А):


IA + IB +IC

Iср.макс = ----------- (1.15);

3


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

2. Годовые потери электрической энергии в силовом трансформаторе определяются (кВт.ч):


ДЕЛЬТА W = ДЕЛЬТА P x t + ДЕЛЬТА P x ТАУ x

mp.i x.x.i k.з.i


2

x K (1.16),

з


где:

t - число часов работы трансформатора за расчетный период;

ТАУ - 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;

ДЕЛЬТА P , + ДЕЛЬТА P - потери мощности холостого и

x.x.i k.з.i

короткого замыкания, кВт;

K - коэффициент загрузки трансформатора в период годового

з

максимума, определяемый как


Iср.макс

Kз = -------- (1.17),

Iнi


где:

Iнi - номинальный ток i-го трансформатора, А;

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

3. Приближенно величину ТАУ определяют по следующей формуле, (ч):


Т 2

ТАУ = (0,124 + ---) x 8760 (1.18),

4

10


где:

Т - число часов использования максимальной нагрузки, ч.

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


W

Т = -----------------------------,

-- n

\/ 3 x U x SUM Iср.макс

тр.н. i=1


где:

U - номинальное линейное напряжение трансформатора на

тр.н.

низкой стороне, В.

На основании расчетных величин Т и ТАУ можно построить график зависимости ТАУ = f(Т) (рис.3) (9).


Рис. 3 "Зависимость ТАУ = f(Т)" в базу не включен по техническим причинам.


5. Годовые потери электрической энергии во всех трансформаторах определяются (кВт.ч):


n

^ ДЕЛЬТА W = SUM ДЕЛЬТА W (1.20),

тр i=1 тр.i


где:

n - число трансформаторов в электрической сети.

6. Относительная величина потерь электрической энергии в силовых трансформаторах (%):


ДЕЛЬТА Wтр x 100%

ДЕЛЬТА Wтр% = ----------------- (1.21),

Wтр


где:

Wтр - количество электрической энергии, поступившей в силовые трансформаторы, кВт.ч:


Wтр = Wn - ДЕЛЬТА Wс - ДЕЛЬТА Wтр.а (1.22)


Пример расчета определения потерь электроэнергии в силовых трансформаторах напряжением 10(6)/0,4 кВ приведен в приложении 6.


1.3.5. Определение величины потерь электрической

энергии в сети напряжением 0,4 кВ


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

- количество электрической энергии Wн.н. кВт·ч, поступившей в сеть напряжением 0,4 кВ за расчетный период;

- фазные напряжения на всех трех фазах отходящей линии U1а, U1в, U1с и токи Iа, Iв, Iс, измеренные на шинах ТП;

- фазные напряжения U2а, U2в, U2с, измеренные в конце линии.

Измерения выполняются в дни контрольных замеров в расчетный период.

2. Потери электроэнергии в линиях 0,4 кВ рассчитываются по формулам (кВт.ч):

для кабельной линии:


ДЕЛЬТА W = 1,35 x К x I x ДЕЛЬТА U x

i д.пi срi ср.i


-3

x ТАУ x 10 (1.23);


для воздушной линии:


ДЕЛЬТА W = 1,31 x К x I x ДЕЛЬТА U x

i д.пi сpi ср.i


-3

x ТАУ x 10 (1.24),


где:

ДЕЛЬТА U - среднее падение напряжения в конце

ср.i

распределительной линии, В;

I - средний ток линии 0,4 кВ в ее начале на ТП в момент

срi

замера ДЕЛЬТА U .

ср.i

3. Относительные потери электрической энергии в кабельной сети с коммунально-быто