И 34-70-028-86 инструкция по снижению технологического расхода электрической энергии на передачу по электрическим сетям энергосистем и энергообъединений

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.

Определение эффективности

Единственным нормативным документом, в котором представлены способы определения эффективности мероприятий по снижению потерь электроэнергии, является вышеупомянутая Инструкция, но в ней рассмотрен расчет эффективности только по некоторым мероприятиям, что существенно осложняет задачу достоверного планирования эффективности всего комплекса мероприятий. В частности, определение эффекта от реализации мероприятий по совершенствованию систем расчетного и технического учета электроэнергии (а для многих компаний это наиболее актуальная на сегодня группа мероприятий) в Инструкции не рассмотрено.

В таких условиях эффективность некоторых мероприятий приходится определять опытным путем или весьма условными приближенными расчетами. Например, по довольно простой формуле:

WЭФФ = ΔW1 — ΔW2, (1)

где WЭФФ — эффект от реализации мероприятия за определенный период времени (месяц, год); ΔW1 — потери электроэнергии до реализации мероприятия; ΔW2 — потери электроэнергии после реализации мероприятия.

Безусловно, формула (1) работает только для конкретного сетевого предприятия с его спецификой и с учетом того, что на изменение потерь в рассматриваемом периоде могли оказать влияние и другие факторы, которые также надо принимать во внимание. Кроме того, применение этой формулы возможно только по прошествии хотя бы минимального периода времени после реализации мероприятия, а основные сложности как раз заключаются в достоверном определении эффективности на стадии планирования

Кроме того, применение этой формулы возможно только по прошествии хотя бы минимального периода времени после реализации мероприятия, а основные сложности как раз заключаются в достоверном определении эффективности на стадии планирования.

Еще одним важным моментом является структурная составляющая потерь, на снижение которой влияет реализация того или иного мероприятия. Автором предлагается разбивка мероприятий из Инструкции и Порядка именно по данному признаку (рис. 2).

В таком случае все мероприятия можно условно распределить на пять групп:

  • группа 1: мероприятия, реализация которых приводит к снижению технических потерь электроэнергии;
  • группа 2: мероприятия, реализация которых приводит к снижению потерь, обусловленных допустимыми погрешностями приборов учета;
  • группа 3: мероприятия, реализация которых приводит к снижению коммерческих потерь электроэнергии;
  • группа 4: мероприятия, реализация которых приводит к снижению технических и коммерческих потерь электроэнергии;
  • группа 5: мероприятия, реализация которых приводит к снижению коммерческих потерь и потерь, обусловленных допустимыми погрешностями приборов учета.

Еще раз можно подчеркнуть, что такое деление условно, но оно имеет право на существование.

Для сетевых компаний с существенной долей сетей 10-0,38 кВ и большим количеством абонентов категорий «население» и «непромышленные потребители» наибольший эффект приносит реализация некоторых мероприятий группы 3, а также всех мероприятий групп 4 и 5.

Для компаний с преобладающей долей сетей от 35 кВ и выше наиболее актуальными следует считать мероприятия групп 1 и 2, а также частично группы 5.

Для сетевых организаций с протяженными замкнутыми сетями высокого напряжения, осуществляющих существенный транзит электроэнергии, особую важность представляют мероприятия группы 1

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:

(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:

(11)

где t — число часов работы трансформатора за расчетный период;

τ — 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;

ΔРх.х.i, ΔРк.з.i — потери мощности холостого хода и короткого замыкания, кВт;

Kзкоэффициент 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 т определяют по следующей формуле:

(13)

где Т- число часов использования максимальной нагрузки, ч.

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

(14)

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

На основании расчетных величин Т и τ можно построить график зависимости τ = ƒ(Т) [].

17.5. Годовые потери электроэнергии во всех трансформаторах определяются:

(15)

где nчисло трансформаторов в электрической сети.

17.6. Относительная величина потерь электроэнергии в силовых трансформаторах:

(16)

где Wтрколичество электроэнергии поступившей в силовые трансформаторы, кВт∙ч:

(17)

Приложение 3

Коэффициент неравномерности нагрузки фаз Kн2в сетях 0,4 кВ

K2

K1

1,0

0,9

0,8

0,7

0,6

0,5

0,4

0,3

0,2

0,1

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 5 (к п. 24)

Пример расчета эффективности мероприятий от выравнивания нагрузки фаз в сети 0,4 кВ

Номер рубильника

До проведения выравнивания нагрузки фаз

ток в фазах, А

средний ток Iср

потери напряжения, ΔU, В

число максимальных потерь, τ, ч

коэффициент несимметрии

Kн2

коэффициент дополнительных потерь Kд.п

потери электроэнергии в линии ΔA1, 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

Рейтинг
( Пока оценок нет )
Понравилась статья? Поделиться с друзьями:
Добавить комментарий

;-) :| :x :twisted: :smile: :shock: :sad: :roll: :razz: :oops: :o :mrgreen: :lol: :idea: :grin: :evil: :cry: :cool: :arrow: :???: :?: :!: