Потери холостого хода электрооборудования

Потери электроэнергии холостого хода (хх) в силовом трансформаторе (автотрансформаторе) определяются на основе приведенных в паспортных данных оборудования потерь мощности холостого хода ЛРХХ по формуле

, (2.12)

где число часов работы оборудования в i-м режиме.

Прочие условно-постоянные потери в укрупненном виде можно определить по таблицам в [19] по разным действующим факторам.

Потери электроэнергии в разрядниках вентильных (РВ). ограничителях перенапряжений (ОПН), измерительных трансформаторах тока (ТТ) и напряжения (ТН) и устройствах присоединения ВЧ связи (УПВЧ) в зависимости от мощности устройства приведены в табл. 2.10.

Таблица 2.10

Класс напряжения кВ	Потери электроэнергии, тыс. кВт по видам оборудования ч в год.
РВ	ОПН	ТТ	ТН	УПВЧ
	0.009	0.001	0.06	1.54	0.01
	0.021	0.001	0.1	1.9	0.01

Таблица 2.11

Вид оборудования	Потери электроэнергии, тыс. кВтч в год, при номинальной мощности СК, MB А
СК		7,5

Таблица 2.12

Напряжение BЛ, тип Опоры, число и сечение проводов в фазе		Потери мощности на корону. кВт/км
Суммарное сечение проводов в фазе, мм*	Хорошая погода	Сухой снег	Влажная	Изморозь
750-5х240		3,9	15,5	55.0	115.0
750-4 х600		4.6	17,5	65.0	130.0

2.3.8 Нагрузочные потери

Методы расчета нагрузочных потерь:

Метод оперативных расчетов состоит в расчете потерь электроэнергии по формуле

, (2.13)

где число элементов сети;

интервал времени, в течение которого токовую нагрузку i-го элемента сети с сопротивлением R, принимают неизменной;

число интервалов времени.

Токовые нагрузки элементов сеги определяются на основе данных дис-петчерских ведомостей, оперативных измерительных комплексов (ОИК) и автоматизированных систем учета и контроля электроэнергии (АСКУЭ).

Метод средних нагрузок включает расчет потерь электроэнергии по формуле

, (2.14)

где потери мощности в сети при средних за расчетный интервал на- грузках узлов;

. (2.15)

Метод числа часов наибольших потерь мощности состоит в расчете потерь электроэнергии по формуле

, (2.14)

где потери мощности в режиме наибольшей нагрузки сети;

относительное число часов наибольших потерь мощности, определенное по (графику суммарной нагрузки сети за расчетный интервал.

Относительное число часов наибольших потерь мощности определяется по формуле

, (2.14)

где наибольшее значение из т значений Р, в расчетном интервале

Коэффициент в формуле (2.16) принимают равным 1.03. Для сетей 6 20 кВ и радиальных линий 35 кВ вместо значений , и в формуле (2.17) можно использовать значения тока головного участка , и . В этом случае коэффициент принимают равным 1.0.

Допускается определять относительное число часов наибольших потерь мощности за расчетный интервал по формуле

, (2.15)

Значения и рассчитывают по формулам:

; (2.16)

; (2.17)

где отпуск электроэнергии в сеть в расчетном месяце.

При расчете потерь за месяц .

При отсутствии графика нагрузки значение т„ определяется по формуле

, (2.18)

Метод оценки потерь по обобщенной информации о схемах и нагрузках сети применяется для расчета потерь электроэнергии в электрических сетях напряжением 0,4 кВ.

Нагрузочные потери электроэнергии в сети 0,4 кВ могут быть рассчитаны следующими способами:

оценка потерь электроэнергии на основе зависимостей потерь от обобщенной информации о схемах и нагрузках сети;

расчет потерь электроэнергии в линиях 0,38 кВ в зависимости от величины падения напряжений;

поэлементный расчет потерь мощности и электроэнергии с использованием схемы электрической сети и ее режимных параметров.

Потерн электроэнергии в линии 0,38 кВ с сечением головного участка Fr, мм2, отпуском электрической энергии в линию №о,38 33 период Д, дней, рассчитывают в соответствии с методом оценки потерь электроэнергии на основе зависимостей потерь от обобщенной информации о схемах и нагрузках сети по формуле

, (2.19)

где эквивалентная длина линии;

коэффициент реактивной мощности;

ккоэффициент, учитывающий характер распределения нагрузок по 0,38 длине линии и неодинаковость нагрузок фаз.

Относительные потери электроэнергии (%), обусловленные допустимой погрешностью системы учета электроэнергии, определяются как предельное значение величины допустимого небаланса электроэнергии в целом по ЭСО с учетом данных за базовый период:

, (2.19)

где погрешность измерительного канала поступившей (отпущенной) активной электроэнергии но ЭСО;

доля поступившей (отпущенной) активной электроэнергии по ЭСО;

количество точек учета, фиксирующих поступление электроэнергии;

количество точек учета, фиксирующих отпуск электроэнергии крупным потребителям;

количество точек учета трехфазных потребителей;

количество точек учета однофазных потребителей;

суммарная доля потребления электроэнергии трехфазными потребителями (за минусом учтенных в " ") от суммарного поступления электроэнергии в сеть ЭСО;

суммарная доля потребления электроэнергии однофазными потребителями (за минусом учтенных в ) от суммарного поступления электроэнергии в сеть ЭСО.

Дата добавления: 2017-01-14