Методика расчета потерь электроэнергии при установке приборов учета не на границе балансовой принадлежности (стр. 3 )

2 Трансформатор тока;

3 Устройства присоединения ВЧ-связи.

Показания приборов учета:

Активная электрическая энергия, принятая в сеть РЭС:

Wа ту пр2 = 400 тыс. кВт ч.

Активная электрическая энергия, отданная из сети РЭС:

Wа ту отд2 = 300 тыс. кВт ч.

Реактивная электрическая энергия, принятая в сеть РЭС:

Wр ту пр2 = 200 тыс. кВт ч.

Реактивная электрическая энергия, отданная из сети РЭС:

Wр ту отд2 = 150 тыс. кВт ч.

Режимные данные:

Среднее напряжение: Uср = 110 кВ.

1 Расчет по методу средних нагрузок с использованием данных системы учета электрической энергии

1.1 Порядок расчета

1.1.1 Технические переменные потери электрической энергии в линии

Активное сопротивление линии, пересчитанное с учетом температуры воздуха при  = tв (участок от точки учета до точки поставки):

Средние значения активной и реактивной мощности:

Переменные потери мощности при средней нагрузке:

Так как данные о значениях графика нагрузки отсутствуют, следовательно, для линии с реверсивным перетоком Кф2 равен 1,6 о. е.

Переменные потери электрической энергии в линии:

1.1.2 Технические условно-постоянные потери электрической энергии

Потери электрической энергии на корону:

Потери электрической энергии в год на корону:

WВЛ корона ГОД = 0,72 тыс. кВт ч/км

Потери электрической энергии за сутки (24 ч.) равны:

Потери на корону на прием и на отдачу распределяются пропорционально активной электрической энергии.

WВЛ корона(L2)пр = 0,073 тыс. кВт ч

WВЛ корона(L2)отд = 0,055 тыс. кВт ч

НЕ нашли? Не то? Что вы ищете?

Потери электрической энергии от токов утечки по изоляторам ВЛ:

Потери электрической энергии в год от токов утечки по изоляторам ВЛ:

WВЛ токи утечки ГОД = 1,68 тыс. кВт ч/км

Потери электрической энергии за сутки (24 ч.) равны:

Потери от токов утечки на прием и на отдачу распределяются пропорционально активной электрической энергии.

WВЛ токи утечки(L2)пр=0,17 тыс. кВт ч

WВЛ токи утечки(L2)отд=0,13 тыс. кВт ч

Потери электрической энергии в измерительных трансформаторах тока:

Потери электрической энергии год в ТТ:

WТТ ГОД = 1,1 тыс. кВт ч

Потери электрической энергии за сутки (24 ч.) равны:

Потери в ТТ на прием и на отдачу распределяются пропорционально активной электрической энергии.

WТТпр = 0,0017 тыс. кВт ч

WТТотд = 0,0013 тыс. кВт ч

Потери электрической энергии в устройствах присоединения ВЧ-связи:

Потери электрической энергии в год в устройствах ВЧ-связи:

WУПВЧ ГОД = 0,22 тыс. кВт ч

Потери электрической энергии на три фазы за сутки (24 ч.) равны:

Потери в устройствах ВЧ-связи на прием и на отдачу распределяются пропорционально активной электрической энергии.

WУПВЧпр = 0,001 тыс. кВт ч

WУПВЧотд = 0,0008 тыс. кВт ч

1.2. Результат

Электрическая энергия в точке поставки:

2 Расчет по методу оперативных расчетов с использованием данных суточных ведомостей

Исходные данные

Суточная ведомость ведется на ПС РЭС.

Перечень оборудования, в котором определяются технические потери:

1 Воздушная линия длиной L1;

2 Трансформатор тока;

3 Устройства присоединения ВЧ-связи.

Показания приборов учета:

Активная электрическая энергия, принятая в сеть РЭС:

Wа ту пр2 = 400 тыс. кВт ч.

Активная электрическая энергия, отданная из сети РЭС:

Wа ту отд2 = 300 тыс. кВт ч.

2.1 Порядок расчета

2.1.1 Технические переменные потери электрической энергии в линии

Расчет выполнен для одних суток. Результаты и исходные данные представлены в 1.

Описание порядка расчета приведено для одного часа.

Скорректированное значение активной мощности:

Активное сопротивление линии, пересчитанное с учетом температуры воздуха:

Переменные потери мощности:

Переменные потери электрической энергии в линии (L1):

2.1.2 Технические условно-постоянные потери электрической энергии

Потери электрической энергии на корону:

Потери электрической энергии в год на корону:

WВЛ корона ГОД = 0,72 тыс. кВт ч/км

Потери электрической энергии за сутки (24 ч.) равны:

Потери на корону на прием и на отдачу распределяются пропорционально активной электрической энергии.

WВЛ корона(L1)пр = 0,039 тыс. кВт ч

WВЛ корона(L1)отд = 0,03 тыс. кВт ч

Потери электрической энергии от токов утечки по изоляторам:

Потери электрической энергии в год от токов утечки по изоляторам:

WВЛ токи утечки ГОД = 1,68 тыс. кВт ч/км

Потери электрической энергии за сутки (24 ч.) равны:

Потери от токов утечки на прием и на отдачу распределяются пропорционально активной электрической энергии.

WВЛ токи утечки(L1)пр=0,092 тыс. кВт ч

WВЛ токи утечки(L1)отд=0,068 тыс. кВт ч

Потери электрической энергии в измерительных трансформаторах тока:

Потери электрической энергии год в ТТ:

WТТ ГОД = 1,1 тыс. кВт ч

Потери электрической энергии за сутки (24 ч.) равны:

Потери в ТТ на прием и на отдачу распределяются пропорционально активной электрической энергии.

WТТпр = 0,0017 тыс. кВт ч

WТТотд = 0,0013 тыс. кВт ч

Потери электрической энергии в устройствах присоединения ВЧ-связи:

Потери электрической энергии в год в устройствах ВЧ-связи:

WУПВЧ ГОД = 0,22 тыс. кВт ч

Потери электрической энергии на три фазы за сутки (24 ч.) равны:

WУПВЧпр = 0,001 тыс. кВт ч

WУПВЧотд = 0,0008 тыс. кВт ч

2.2. Результат

Электрическая энергия в точке поставки:

Пример № 2 Пример расчета отдачи электроэнергии в точке поставки из сети РСК в сеть контрагента

1 Исходные данные

1.1 Иллюстрация к примеру расчета представлена на рисунке и соответствует варианту 4 таблицы 4.1.

1.2 Перечень оборудования, в котором определяются технические потери электроэнергии: трансформаторы тока, трансформатор напряжения, устройства присоединения ВЧ-связи, воздушная линия (ВЛ4), трансформатор, сборные шины подстанции.

1.3 Параметры:

Регион – четвертый, Московская обл.

Месяц – январь, Т=744 ч.

Средняя температура окружающего воздуха – tв=5о С.

Линия – Сечение 3хАС120; удельное сопротивление r0=0,25 Ом/км, длина участка ВЛ4 L=180 км, количество цепей nЦ = 1 шт.

Трансформатор – потери мощности короткого замыкания DРКЗ = 60 кВт; напряжение короткого замыкания UКЗ = 10,5%; ток холостого хода IXX = 0,9%; потери мощности холостого хода DРХХ = 18 кВт; номинальное напряжение высшее UB=115 кВ; номинальное напряжение низшее UН=37 кВ; полная номинальная мощность SН = 10000 кВА.

Трансформаторы тока – установлены на линиях 35 кВ.

Трансформатор напряжения – установлен на секции 35 кВ.

Показания приборов учета

WТУ ОТД1 акт = 500 тыс. кВт ч WТУ ОТД1 реакт = 400 тыс. квар ч

WТУ ОТД2 акт = 400 тыс. кВт ч WТУ ОТД2 реакт = 300 тыс. квар ч

WТУ ОТД3 акт = 300 тыс. кВт ч WТУ ОТД3 реакт = 250 тыс. квар ч

Режимные данные:

UНф = 37,5 кВ – среднее напряжение на секции 35 кВ

UВф = 120 кВ – среднее напряжение на секции 110 кВ

2 Расчет

Расчет потерь электроэнергии выполняется по методу средних нагрузок.

2.1 Активное сопротивление линии ВЛ 4 (участка от точки учета до точки поставки)

Ом,

где  = tв.

2.2 Сопротивления трансформатора

Ом

2.3 Потери в ТН

Потери электроэнергии в год в одном ТН 35 кВ:

тыс. кВт ч

Потери электроэнергии в месяц в одном ТН 35 кВ равны:

тыс. кВт ч,

где 744 – число часов в январе месяце, 8760 – число часов в году.

2.4 Потери в ТТ

Потери электроэнергии в год в одном ТТ 35 кВ:

тыс. кВт ч

Потери электроэнергии в месяц в одном ТТ 35 кВ равны:

тыс. кВт ч

Потери электроэнергии в группе ТТ:

тыс. кВт ч

2.5 Потери электроэнергии в трансформаторе

Потоки электроэнергии на вводе трансформатора:

тыс. квар ч

Переменные потери электроэнергии:

тыс. кВт ч,

где UТ – напряжение за трансформатором, приведенное к его высокой стороне:

кВ

тыс. квар ч

Условно-постоянные потери электроэнергии:

тыс. кВт ч.

2.6 Потери электроэнергии в соединительных проводах и сборных шинах подстанции

Потери электроэнергии в год на одну подстанцию 110 кВ:

тыс. кВт ч

Потери электроэнергии в месяц на одну подстанцию 110 кВ равны:

тыс. кВт ч

2.7 Потери электроэнергии в устройствах присоединения ВЧ-связи

Потери электроэнергии в год на одну фазу одного УПВЧ 110 кВ:

тыс. кВт ч

Потери электроэнергии в месяц на три фазы одного УПВЧ 110 кВ равны:

тыс. кВт ч

2.8 Потери электроэнергии линии

Среднегодовые удельные потери электроэнергии на корону:

тыс. кВт ч/км

Потери электроэнергии в январе месяце равны:

тыс. кВт ч

Среднегодовые удельные потери электроэнергии от токов утечки:

тыс. кВт ч/км

Потери электроэнергии в январе месяце равны:

тыс. кВт ч

Потоки электроэнергии на линии:

Переменные потери электроэнергии:

тыс. кВт ч

3 Результаты расчета

Отдача из сети в точке поставки равна:

Пример № 3 Пример расчета отдачи электроэнергии в точке поставки из сети РСК в сеть контрагента

1 Исходные данные

1.1 Иллюстрация к примеру расчета представлена на рисунке и соответствует варианту 5 таблицы 4.1.

1.2 Перечень оборудования, в котором определяются технические потери электроэнергии: трансформаторы тока, трансформатор напряжения.

1.3 Параметры:

Месяц – январь, Т=744 ч.

Трансформаторы тока – установлены на линиях 10 кВ.

Трансформатор напряжения – установлен на секции 10 кВ.

Показания приборов учета

WТУ ОТД1 = 500 тыс. кВт ч

WТП ОТД3 = 200 тыс. кВт ч

WТП ОТД4 = 100 тыс. кВт ч

2 Расчет

2.1 Потери в ТН

Потери электроэнергии в год в одном ТН 10 кВ:

тыс. кВт ч

Потери электроэнергии в месяц в одном ТН 10 кВ равны:

тыс. кВт ч.

2.2 Потери в ТТ

Потери электроэнергии в год в одном ТТ 10 кВ:

тыс. кВт ч

Потери электроэнергии в месяц в одном ТТ 10 кВ равны:

тыс. кВт ч

Потери электроэнергии в группе ТТ:

тыс. кВт ч

3 Результаты расчета

Отдача из сети в точке поставки равна:

Пример № 4 Пример расчета отдачи электроэнергии в точке поставки из сети РСК в сеть контрагента

1 Исходные данные

1.1 Иллюстрация к примеру расчета представлена на рисунке и соответствует варианту 6 таблицы 4.1.

1.2 Перечень оборудования, в котором определяются технические потери электроэнергии: трансформаторы тока, трансформаторы напряжения, трансформатор, соединительные провода и сборные шины.

1.3 Параметры:

Месяц – январь, Т=744 ч.

Трансформаторы тока – установлены на линиях 10 и 110 кВ;

Трансформаторы напряжения – установлены на секции 10 и 110 кВ

Трансформатор – потери мощности короткого замыкания DРКЗ = 60 кВт; потери мощности холостого хода DРХХ = 18 кВт; номинальное напряжение высшее UB=115 кВ; номинальное напряжение низшее UН=37 кВ; полная номинальная мощность SН = 10000 кВА.

Показания приборов учета

WТУ ОТД1 = 900 тыс. кВт ч

WТП ОТД3 = 300 тыс. кВт ч

WТП ОТД4 = 350 тыс. кВт ч

Режимные данные

Коэффициент мощности нагрузки cosj=0,8 о. е.

2 Расчет

2.1 Потери в ТН

Потери электроэнергии в год в одном ТН 10 кВ:

тыс. кВт ч

Потери электроэнергии в месяц в одном ТН 10 кВ равны:

тыс. кВт ч.

Потери электроэнергии в год в одном ТН 110 кВ:

тыс. кВт ч

Потери электроэнергии в месяц в одном ТН 110 кВ равны:

тыс. кВт ч.

2.2 Потери в ТТ

Потери электроэнергии в год в одном ТТ 10 кВ:

тыс. кВт ч

Потери электроэнергии в месяц в одном ТТ 10 кВ равны:

тыс. кВт ч

Потери электроэнергии в группе ТТ, установленных на линиях 10 кВ:

тыс. кВт ч

Потери электроэнергии в год в одном ТТ 110 кВ:

тыс. кВт ч

Потери электроэнергии в месяц в одном ТТ 110 кВ равны:

тыс. кВт ч

2.3 Активное сопротивление трансформатора

Ом.

2.4 Потери электроэнергии в трансформаторе

Поток электроэнергии на вводе трансформатора:

тыс. кВт ч

Переменные потери электроэнергии:

тыс. кВт ч

Условно-постоянные потери электроэнергии:

тыс. кВт ч.

2.5 Потери электроэнергии в соединительных проводах и сборных шинах подстанции

Потери электроэнергии в год на одну подстанцию 110 кВ:

тыс. кВт ч

Потери электроэнергии в месяц на одну подстанцию 110 кВ равны:

тыс. кВт ч

3 Результаты расчета

Отдача из сети в точке поставки равна:

Пример № 5 Пример расчета отдачи электроэнергии в точке поставки из сети РСК в сеть контрагента

1 Исходные данные

1.1 Иллюстрация к примеру расчета представлена на рисунке и соответствует варианту 7 таблицы 4.1.

1.2 Перечень оборудования, в котором определяются технические потери электроэнергии: трансформаторы тока, трансформаторы напряжения, ограничители перенапряжения, автотрансформатор, токоограничивающий реактор, трансформатор собственных нужд.

1.3 Параметры:

Месяц – январь, Т=744 ч.

Автотрансформатор – полная номинальная мощность SН = 63000 кВА; потери мощности короткого замыкания для пар обмоток DРКЗ ВС = DРКЗ ВН = DРКЗ СН = 290 кВт; потери мощности холостого хода DРХХ = 85 кВт; номинальное напряжение высшее UB=230 кВ; номинальное напряжение среднее UB=121 кВ; номинальное напряжение низшее UН=11 кВ

Трансформатор собственных нужд – полная номинальная мощность SН = 1000 кВА; потери мощности короткого замыкания DРКЗ = 15 кВт; напряжение короткого замыкания UКЗ = 5,29%; ток холостого хода IXX = 5%; потери мощности холостого хода DРХХ = 4,9 кВт; номинальное напряжение высшее UB=11 кВ; номинальное напряжение низшее UН=0,4 кВ.

Трансформаторы тока – установлены на линиях 110 и 10 кВ.

Трансформаторы напряжения – установлены на секциях 110 и 10 кВ.

Ограничители перенапряжения – установлены на автотрансформаторе и токоограничивающем реакторе.

Токоограничивающий реактор – номинальный ток IН = 1000 А; потери активной мощности в фазе реактора DРН = 7,2 кВт;

Показания приборов учета

WТУ ОТД2 акт = 10000 тыс. кВт ч WТУ ОТД2 реакт = 8000 тыс. квар ч

WТУ ОТД3 акт = 100 тыс. кВт ч

Режимные данные:

UВ АТф = 235 кВ – среднее напряжение на секции 220 кВ

UС АТф = 122 кВ – среднее напряжение на секции 110 кВ

UН АТф = 11,5 кВ – среднее напряжение на секции 10 кВ

UН ТСНф = 0,4 кВ – среднее напряжение на секции 0,4 кВ

Коэффициент мощности нагрузки для ТСН cosj=0,85 о. е.

2 Расчет

Расчет потерь электроэнергии выполняется по методу средних нагрузок.

2.1 Сопротивления трансформатора собственных нужд

Ом

2.2 Сопротивления автотрансформатора

Потери мощности короткого замыкания:

кВт

кВт,

2.3 Потери в ТН

Потери электроэнергии в год в одном ТН 10 кВ:

тыс. кВт ч

Потери электроэнергии в месяц в одном ТН 10 кВ равны:

тыс. кВт ч,

где 744 – число часов в январе месяце, 8760 – число часов в году.

Потери электроэнергии в год в одном ТН 110 кВ:

тыс. кВт ч

Потери электроэнергии в месяц в одном ТН 110 кВ равны:

тыс. кВт ч.

2.4 Потери в ТТ

Потери электроэнергии в год в одном ТТ 10 кВ:

тыс. кВт ч

Потери электроэнергии в месяц в одном ТТ 10 кВ равны:

тыс. кВт ч

Потери электроэнергии в год в одном ТТ 110 кВ:

тыс. кВт ч

Потери электроэнергии в месяц в одном ТТ 110 кВ равны:

тыс. кВт ч

2.5 Потери электроэнергии в соединительных проводах и сборных шинах подстанции

Потери электроэнергии в год на одну подстанцию 220 кВ:

тыс. кВт ч

Потери электроэнергии в месяц на одну подстанцию 110 кВ равны:

тыс. кВт ч

2.6 Потери в ОПН

Потери электроэнергии в год в одном ОПН 10 кВ:

тыс. кВт ч

Потери электроэнергии в месяц в одном ОПН 10 кВ равны:

тыс. кВт ч

Потери электроэнергии в группе ОПН, установленных на напряжении 10 кВ:

тыс. кВт ч

Потери электроэнергии в год в одном ОПН 110 кВ:

тыс. кВт ч

Потери электроэнергии в месяц в одном ОПН 110 кВ равны:

тыс. кВт ч

Потери электроэнергии в год в одном ОПН 220 кВ:

тыс. кВт ч

Потери электроэнергии в месяц в одном ОПН 220 кВ равны:

тыс. кВт ч

2.7 Потери электроэнергии в трансформаторе собственных нужд

Поток электроэнергии на вводе трансформатора:

тыс. кВт ч

Переменные потери электроэнергии:

тыс. кВт ч,

тыс. квар ч,

Условно-постоянные потери электроэнергии:

тыс. кВт ч.

2.8 Потери электроэнергии в токоограничивающем реакторе

Поток электроэнергии:

Рабочий ток равен:

Переменные потери:

тыс. кВт ч

2.9 Потери электроэнергии в автотрансформаторе

2.9.1 Потери электроэнергии в обмотке низшего напряжения

Поток электроэнергии:

Переменные потери электроэнергии:

2.9.2 Потери электроэнергии в обмотке среднего напряжения

Поток электроэнергии:

тыс. кВт ч

тыс. квар ч

Переменные потери электроэнергии:

2.9.3 Потери электроэнергии в обмотке высшего напряжения

Поток электроэнергии:

Переменные потери электроэнергии:

Условно-постоянные потери электроэнергии:

тыс. кВт ч.

3 Результаты расчета

Отдача из сети в точке поставки равна:

Пример № 6 Пример расчета отдачи электроэнергии в точке поставки из сети РСК в сеть 0,38 кВ контрагента

1 Исходные данные

1.4 Иллюстрация к примеру расчета представлена на рисунке и соответствует варианту 8 таблицы 4.1.

1.5 Перечень оборудования, в котором определяются технические потери электроэнергии: трансформатор 10/0,4 кВ и воздушные линии 0,38 кВ.

1.6 Параметры:

Месяц – январь, Т=744 ч.

Трансформатор – полная номинальная мощность SН = 100 кВА; потери мощности короткого замыкания для пар обмоток DРКЗ= 1,97 кВт; напряжение короткого замыкания DUКЗ=4,5%; потери мощности холостого хода DРХХ = 0,36 кВт; номинальное напряжение высшее UB=10 кВ; номинальное напряжение низшее UН=0,4 кВ

Линии 0,4 кВ:

Линия фазы и ноль): Длина линии – 350 м; полное активное сопротивление – 0,322 Ом; полное реактивное сопротивление – 0,119 Ом;

Линия 2-А1 (1 фаза и ноль): Длина линии – 230 м; полное активное сопротивление – 0,294 Ом; полное реактивное сопротивление – 0,078 Ом;

Линия 2-А2 (3 фазы и ноль): Длина линии – 180 м; полное активное сопротивление – 0,230 Ом; полное реактивное сопротивление – 0,061 Ом;

Показания приборов учета

WА1 = WТУ отд1=1000 кВт ч

WА2 = WТУ отд2= 2000 кВт ч

Режимные данные:

Фазные напряжения и токи в точке 1:

U1ф А = 230 В ; U1ф В = 240 В ; U1ф С = 235 В.

I1ф А = 9 А ; I1ф В = 12 А ; I1ф С = 10 А.

Коэффициент мощности нагрузки А1=0,85.

Коэффициент мощности нагрузки А2=0,75.

2.1 Потери электроэнергии в линиях 0,38 кВ

Потери электроэнергии за расчетный период Т определяются по формуле:

, тыс. кВт ч.

Средняя мощность потребления абонента 1:

, кВт.

Средняя мощность потребления абонента 2:

, кВт.

Коэффициент дополнительных потерь определяется по данным линии 1-2 и принимается одинаковым для всех трехфазных участков:

, о. е.

Расчет потерь электроэнергии выполняется по результатам расчета режима электрической сети 0,38 кВ. Так как неизвестно напряжение в точке 2 и узловые напряжения у абонентов, расчет выполняется в несколько итераций.

Итерация 1.

Напряжение в точке 2 и у абонентов приравнивается к среднему напряжению точки 1 – 235 В.

Потери активной мощности в линии А1 – 2: