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

Вид материала

Подобный материал:

1 2 3 4 5 6 7 8 9 ... 15

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-бытовой нагрузкой определяются (%):

ТАУ

ДЕЛЬТА W% = 0,78 x Кд.п.ср x ДЕЛЬТА Uср% x --- (1.25),

Т

где:

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

Uср% - средние относительные потери напряжения для сети низкого напряжения, %.

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:

Uа + Uв + Uс

Uф.ср(н,к) = ------------ (1.26);

3

среднее значение потери напряжения в линиях:

ДЕЛЬТА U = Uср.н - Uср.к (1.27);

средний процент потерь напряжения для одной ТП:

ДЕЛЬТА U

ДЕЛЬТА U% = -------- x 100% (1.28);

Uср.н

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

n

SUM ДЕЛЬТА U%

i=1

ДЕЛЬТА U % = ------------- (1.29),

ср n

где:

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

Средний процент потерь мощности в сети 0,4 кВ (%):

ДЕЛЬТА Pср% = ДЕЛЬТА Uср% x Км/н (1.30),

где:

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

5. Число часов максимальных потерь ТАУ рекомендуется определять по формуле (1.18) или из графика ТАУ=f(Т) (рис.3).

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

n

SUM К

i=1 д.пi

К = --------- (1.31),

д.п.ср n

где:

n - число распределительных линий, включенных в расчет;

К - коэффициент дополнительных потерь при неравномерной

д.п.ср

нагрузке фаз распределительной линии определяют:

R R

2 о о

К = К x (1 + 1,5 --) - 1,5 -- (1.32),

д.пi нi R R

ф ф

где:

R , R - соответственно активные сопротивления нулевого и

о ф

фазного проводов, Ом;

К - коэффициент неравномерности нагрузки фаз

нi

распределительной линии, который равен:

I I I

2 1 ai 2 вi 2 ci 2

К = - x [(-----) + (-----) + (-----) ] (1.33),

нi 3 I I I

ср.i ср.i ср.i

где:

I , I , I - соответственно значения токов фаз А, В, С

ai вi ci

головного участка распределительной линии 0,4 кВ, А;

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

ср.i

2

Коэффициенты К и К можно определить по приложению 2. Для

нi д.п

2

двухпроводной линии К =1, для трехпроводной линии К = К .

д.п д.п нi

7. Относительная величина потерь электрической энергии в сети с воздушными линиями и коммунально-бытовой нагрузкой определяется:

ТАУ

W% = 0,76 x Кд.п.ср x (ДЕЛЬТА ДЕЛЬТАср%) x --- (1.34).

Т

8. Относительная величина потерь электрической энергии в линии с одной нагрузкой равна:

ТАУ

ДЕЛЬТА W% = (ДЕЛЬТА ДЕЛЬТАср%) x --- (1.35).

Т

9. Потери электрической энергии в сети напряжением 0,4 кВ будут равны (кВт.ч):

ДЕЛЬТА W%

ДЕЛЬТА Wн.н = --------- x Wн.н (1.36).

100%

Пример расчета определения потерь электроэнергии в сетях напряжением 0,4 кВ приведен в приложении 6.

1.3.6. Мероприятия по снижению потерь

электрической энергии

в городских электрических сетях

1. Снижение потерь электрической энергии 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 проводиться в сетях, где есть те или иные отклонения от рационального построения и оптимального режима эксплуатации.

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

2. 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 электрической энергии, которые могут быть как беззатратные, так и требующие дополнительных затрат (при организации новых точек учета).

3. 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.

4. 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;

Blog

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