Антиплагиат (1223630), страница 4
Текст из файла (страница 4)
В расчет метрологических потерь включают все приборы учета отпуска электроэнергии из сети, в том числе иприборы учета расхода электроэнергии на СН подстанций;- коммерческие потери, обусловленные[12]хищ ением э лектрической э нергии, задерж ками в платеж ах за потребленную э лектроэ нергию,несоответствием показаний счетчиков оплате электроэнергии бытовыми потребителями и другими причинами в сфереорганизации контроля за потреблением энергии. Данные потери не имеют самостоятельного математического описанияи, как следствие, не могут быть рассчитаны автономно.В [12]ряде материалов первые две составляющ ие называют техническими потерями при транспортировке э лектроэ нергии, а суммутретьей составляющ ей и потери, обусловленные хищ ениями, виновники которых не установлены, называют потерями приреализац ии э лектрической э нергии.
Минусом такой классификац ии является не учёт задерж ек в платеж ах за потребленнуюэ лектроэ нергию.Структура потерь, в которой составляющие потерь сгруппированы по различным критериям, приведена на[12]рисунке–[19]Схема структуры потерь (Чертеж 6).Каждая составляющая потерь имеет свою более детальную структуру:1. Нагрузочные потери включают в себя потери:в проводах линий передачи;силовых трансформаторах и автотрансформаторах;токоограничивающих реакторах;заградителях высокочастотной связи;трансформаторах тока;соединительных проводах и шинах распределительных устройств (РУ) подстанций.Потери холостого хода включают в себя постоянные (не зависящие от нагрузки) потери:в силовых трансформаторах (автотрансформаторах);компенсирующих устройствах (синхронных и тиристорных компенсаторах, батареях конденсаторов и шунтирующихреакторах);оборудовании системы учета электроэнергии (ТТ, ТН, счетчиках и соединительных проводах);вентильных разрядниках и ограничителях перенапряжения;устройствах присоединения высокочастотной связи (ВЧ-связи);изоляции кабелей.Потери, обусловленные погодными условиями (климатические потери) включают в себя три составляющие:потери на корону в воздушных линиях электропередачи (ВЛ)110 кВ и выше;потери от токов утечки по изоляторам ВЛ;http://dvgups.antiplagiat.ru/ReportPage.aspx?docId=427.22770048&repNumb=113/3008.06.2016Антиплагиатрасход электроэнергии на плавку гололеда.Расход электроэнергии на СН подстанций обусловлен режимами работы различных (до 23) типов[12]ЭП.Этот расходможно разбить на шесть составляющих:на обогрев помещений;вентиляцию и освещение помещений;системы управления подстанцией и вспомогательные устройства синхронных компенсаторов;охлаждение и обогрев оборудования;работу компрессоров воздушных выключателей и пневматических приводов масляных выключателей;текущий ремонт оборудования, устройства регулирования напряжения под нагрузкой (РПН), дистилляторы, вентиляциюзакрытого распределительного устройства (ЗРУ), обогрев и освещение проходной (прочий расход).[19]Погрешностиучета электроэнергии включают составляющие, обусловленные погрешностями измерительных ТТ, ТН иэлектрических счетчиков.[12]Коммерческиепотери также могут быть разделены на многочисленные составляющие, отличающиеся причинами ихвозникновения.4.1[19]Расчет потерь э лектроэ нергии в сети 10 кВПри проектировании э лектрических сетей учитывается оптимальное соотношение меж ду затратами на сеть и стоимостью потерьэ лектроэ нергии.В проц ессе э ксплуатац ии, в связи с ростом нагрузок и подключением новых потребителейувеличиваются, и э то соотношение нарушается.
Этим определяется необходимостьпотериэ лектроэ нергииконтроля за потерями и расчета потерь электроэнергии, как одного из важнейших показателей экономичности работысети.[48]Сети 10 кВ э нергосистем характеризуются относительной простойсхемы каждой линии 10кВ, большим количеством таких линий и низкой достоверностью информации о нагрузкахтрансформаторов 10/0,4 кВ.[8]Это делает нецелесообразным на данном этапе применение для расчетов потерьэлектроэнергии в этих сетях методов, аналогичных применяемым в сетях более высоких напряжений и основанных наналичии информации о каждом элементе сети. В связи с этим[50]получил распространение метод средних нагрузок [13].Нагрузочные потери э лектроэ нергии в воздушных, кабельных линиях или двухобмоточных трансформаторах определяют поформуле:∆Wн=kk∙∆Рср∙T∙кф2, (4.1)где ∆Рср – потери мощ ности в воздушных, кабельных линиях или двухобмоточных трансформаторах при средних за периоднагрузках, кВт;кф2 - квадрат коэффициента формы графика нагрузки[51]за период, о.е.; кк - коэффициент, учитывающий различиеконфигураций графиков активной и реактивной нагрузки (0,99), о.е.; T – число часов в периоде, ч.Коэффициент формы графика определяется по формуле:кф2=1+2∙кз3∙кз, (4.2)где кз – коэффициент заполнения графика.Коэффициент заполнения графика определяется по формуле:[25]кз=WoPmax∙T=TmaxT=РсрРмах, (4.3)где Wo –[49]отпускэлектроэнергии в сеть за время T, кВт∙ч; Тмах – число часов использования наибольшей нагрузкисети.При отсутствии данных о коэффициенте заполнения графика нагрузки,[25]для э лектрических сетей 6 кВ и выше необходимо приниматькз=0,7.Нагрузочные потери мощности при средних за[25]период нагрузках в воздушных, кабельных линиях или двухобмоточных трансформаторах определяются по формуле:∆Рср=3∙Iср2∙R∙10-3=Рср2+Оср2Uср2∙R=Рср2∙(1+tan2φ)Uср2∙R∙103, (4.4)где Рср – среднее значение активной мощ ности за период T, МВт; Оср – среднее значение реактивной мощ ности за период T,Мвар; tanφ –коэффициент реактивной мощности, о.е.; Uср – среднее напряжение элемента за период T, кВ; Iср – среднее значениетоковой нагрузки, А; R –[25]активное сопротивление воздушной линии, кабельной линии или двух обмоточного трансформатора, Ом.При отсутствии данных о коэ ффиц иентах мощ ности нагрузки cosφ принимается равным 0,8, при э том tanφ примет значение 0,75.Средняя нагрузка определяется по формуле:Рср=WтT.
(4.5)Среднее значение токовой нагрузки определяется по формуле:[25]Iср=Wт3∙Uср∙T∙cosφ, (4.6)где Wт – э лектроэ нергия в узле за период Т, кВт∙ч.Сопротивление двухобмоточных трехфазных трансформаторов определяетсяисходя из данных о марках трансформаторов, установленных на трансформаторных подстанциях:[8]Rт=∆Рк∙Uв.ном2Sт.ном2∙103, (4.7)где ∆Рк –http://dvgups.antiplagiat.ru/ReportPage.aspx?docId=427.22770048&repNumb=114/3008.06.2016Антиплагиатпотерикороткогозамыканиятрансформатора, кВ;трансформатора,кВт;Uв.ном–номинальноенапряжениенавысокойстороне[8]Sт.ном – номинальная мощ ность пониж ающ его трансформатора, кВА.Активное сопротивление ВЛ определяется в соответствии с паспортными данными оборудования по формуле:[25]RВЛ=rо20∙L∙1+0,004∙θ-20пц , (4.8)где ro20 –удельное активное сопротивление на 1 км провода при его температуре 20 ºС; L – длина линии на трансе, км; θ –средняя температура провода за базовый период, ºС; пц – количество параллельных цепей, шт.При отсутствии данных о температуре провода, она принимается равной 20 ºС.Активное сопротивление КЛ определяется в соответствии с паспортными данными оборудования по формуле:RКЛ=rо∙Lnц, (4.9)где rо – удельное активное сопротивление на 1 км кабеля, Ом/км; L – длина кабеля по трассе, км; пц – количествопараллельных цепей, шт.[25]Потери холостого хода в трансформаторах определяются по формуле:∆Wх=∆Рх∙T, (4.10)где ∆Рх – потери холостого хода трансформатора, кВт; T – расчетный период, ч.Суммарные технические потери в сети 10 кВ:∆Wт=∆Wн+∆Wх.х.
(4.11)Пример расчета участка ПС Арга – КТП № 28 Свободненской дистанц ии э лектроснабж ения.Начиная с наиболее удаленных участков, показываем на схеме количество э лектроэ нергии, потребленной за год, как показанона рисунке – Схема сети 10 кВ участка Арга (Чертеж 6).Из рисунка видно, что расчет нуж но вести по двум участкам, так как они питаются от разных фидеров.Определим среднюю нагрузку по формуле (4.5):Рср=1164548760=13,29 кВт.Нагрузочные потери мощ ности определяем по формуле (4.4):∆Рср=0,01332∙1+0,752102∙4,23∙103=0,012 Вт.Коэ ффиц иент формы графика определяется по формуле (4.2):кф2=1+2∙0,73∙0,7=1,14.Нагрузочные потери э лектроэ нергии в линиях определяют по формуле (4.1):∆Wн=0,73∙0,000012∙8760∙1,14=0,085 кВт∙ч.Аналогично рассчитываем потери для других участков линии по формулам 4.1 – 4.5 и сводим в таблиц у 4.1.Таблиц а 4.1 – Потери э лектроэ нергии в линии 10 кВНаименование линииWт, кВт∙чРср, кВт∆Рср, Вт∆Wн, кВт∙ч12345ПС Арга – КТП № 2811645413,290,0120,085Продолж ение таблиц ы 4.1ПС Арга –КТП № 3550542957,70,060,53КТП № 35 – КТП № 3614738016,820,2∙10-30,002КТП № 36 – КТП № 29274173,130,4∙10-70,15∙10-7[13]Суммарные потери э лектроэ нергии, кВт∙ч0,615Расчет потерь в трансформаторах производится аналогичным образом.
Исключение составляет определение потерь холостогохода.Приведем пример для трансформатора ТМ 250/10, установленного на КТП 10/0,4 № 36.Потери холостого хода в трансформаторе определяется по формуле (4.10):http://dvgups.antiplagiat.ru/ReportPage.aspx?docId=427.22770048&repNumb=115/3008.06.2016Антиплагиат∆Wх=0,6∙8760=5256 кВт∙ч.Результаты расчетов потерь в трансформаторах приведены втаблице 4.2.Таблица 4.2 – Потери электроэнергии в трансформаторах[36]Наименование подстанц ииМарка трансформатораRт, ОмWт, кВт∙чРср, кВт∆Рср, Вт∆Wн, кВт∙ч∆Wх, кВт∙ч12345678КТП № 28ТМ 160/1010,7411645413,2923,97174,743679,2КТП № 29ТМ 250/106,16274173,131,8615,25256КТП № 35ТМ 400/103,4435804940,877,5555,777446Технические потери в трансформаторах определим по формуле (4.11):∆Wт=248,945+21637,2=21,89 МВт∙ч.Общ ие потери на участке:∆W=0,615∙10-3+21,89=21,89 МВт∙ч.По результатам расчетов мож но сделать вывод:-потери в линии 10 кВ составили 0,615 МВт∙ч (0,05%),-нагрузочные потери в трансформаторах составили 0,25 МВт∙ч (0,02%),- потери холостого хода[8]составили 21,64 МВт∙ч (1,86%),-суммарные потери достигают 21,89 МВт∙ч (1,88%).Проц ентное соотношение, выставлено исходя из всей поставленной э нергии, которая составляет 1164,844 МВт∙ч.4.2 Расчет потерь э лектроэ нергии в сетях 0,4кВОпределение потерь электрической энергии в линиях напряжением 0,4 кВ с преобладанием производственной нагрузкиза любой промежуток времени удобно выполнять по рассчитанной удельной величине потерь в линии [14]:δW=∆WW∙100%, (4.12)где W – электрическая энергия, переданная по линии для которой выполняется расчет за некоторый промежутоквремени, кВт∙ч; ∆W – потери электрической энергии в линии за тот же промежуток времени, определенные расчетнымпутем, кВт∙ч.При расчете потерь электрической энергии по данной методике определяется средняя величина потерь для некоторогоучастка сетей 0,4 кВ, который может получать питание как от отдельной подстанции, так и от группы КТП или же районаэлектроснабжения в целом.Исходными данными для расчета являются:-количество КТП, питающий участок сети 0,4 кВ, для которого выполняется расчет потерь;-мощность силовых трансформаторов, установленных на[8]комплектных трансформаторных подстанц иях;-количество фидеров КТП суказанием длины и марки провода каждого фидера;-расход активной и реактивной энергии по исследуемой группе КТП за расчетный период Т.http://dvgups.antiplagiat.ru/ReportPage.aspx?docId=427.22770048&repNumb=116/3008.06.2016АнтиплагиатИсходя из информации о типах проводов и кабелей, которыми выполнены фидераКТП, выбирается условная маркапровода усредненного фидера.Определяется среднее сечение провода усредненного фидера:[8]Sср=S1∙l1+S2∙l2+…+Sn∙lni=1nli, (4.13)где S1, S2, Sn –сечения магистральных линий фидеров 1, 2, n; l1, l2,ln – длины магистральных линий фидеров 1, 2, n оттрансформаторной подстанции до наиболее удаленного и наиболее энергоемкого объекта.Если длина отпайки и мощность объекта, питающего от нее соизмеримы с длиной и мощностью магистральной линии, тоэту отпайку необходимо рассматривать как отдельный фидер, при условии, что она отходит не далее, чем от второйопоры магистральной линии.Рассчитывается длина усредненного фидера:[8]lср.ф=lфnф, (4.14)где lф, пф – длины и количество фидеровкомплектных трансформаторных подстанций.[44]Определяетсясредняя мощность[8]комплектной [44]трансформаторнойподстанции по фактическому расходуэлектрической энергии:[8]Рср.КТП=WфактT∙пКТП, (4.15)где Wфакт – фактический расход э лектрической э нергии за период T; пКТП – количество комплектных трансформаторныхподстанц ий, обслуж иваемых районом э лектроснабж ения.Рассчитывается активная мощ ность усредненного фидера 0,4 кВ:Рср.ф=Рср.КТПпср.КТП, (4.16)где пср.КТП – среднее количество фидеров, питающ ихся от одной комплектной трансформаторной подстанц ии.
![](https://s.studizba.com/z.php?f=/templates/si/i/noavatar.png&w=100&h=100&t=1"){kind=avatar}
