- Законы
- Кодексы
- Форум
Инструкция по снижению технологического расхода электрической энергии на передачу по электрическим сетям энергосистем и энергообъединений. И 34-70-028-86. РД 34.09.254
Утверждена
Главным научно-техническим
управлением энергетики
и электрификации
31 марта 1986 года
Срок действия установлен
с 1 января 1988 года
до 1 января 1998 года
Разработано Всесоюзным научно-исследовательским институтом электроэнергетики (ВНИИЭ).
Согласовано с Главгосэнергонадзором 31.03.86.
Главный инженер Ю.В. Копытов.
Утверждено Главным научно-техническим управлением энергетики и электрификации 31.03.86.
Заместитель начальника К.М. Антипов.
1. Общие положения
1.1. Инструкция предназначена для персонала государственных производственных объединений и производственных энергетических объединений Минэнерго СССР и их подразделений.
1.2. Инструкция устанавливает порядок разработки и формирования планов мероприятий по снижению технологического расхода электрической энергии на передачу <1> по электрическим сетям, распределение обязанностей между подразделениями по планированию, внедрению и подготовке отчетных данных, о выполнении мероприятий, содержит типовой перечень мероприятий, а также единую методику расчета снижения потерь электроэнергии от выполнения мероприятий.
--------------------------------
<1> В дальнейшем для краткости - потери электроэнергии.
1.3. Основной целью планирования и внедрения мероприятий по снижению потерь (МСП) электроэнергии в электрических сетях является выполнение планового задания по потерям и по возможности доведение фактического значения технических потерь электроэнергии до их оптимального для данных сетей уровня и фактического значения коммерческих потерь до значения, не превышающего их допустимого уровня (см. п. 2.10).
1.4. Наименования МСП и единицы измерения физических объемов их выполнения должны соответствовать Типовому перечню мероприятий, приведенному в Приложении 1.
1.5. Единые формы, порядок разработки планов МСП и составления отчетных данных о выполнении планов даны в Приложениях 2 - 7.
1.6. Из организационных мероприятий наиболее эффективными считаются те, выполнение которых дает большее абсолютное снижение потерь электроэнергии, из технических - мероприятия с меньшим сроком окупаемости затрат на их внедрение.
В расчете срока окупаемости должны учитываться указанные в Приложении 8 нормативные отчисления от затрат на внедрение мероприятий.
1.7. Для отдельных мероприятий плановую и фактическую эффективность допускается определять приближенно по усредненным нормам, указанным в Приложениях 9 - 10.
1.8. Удельные затраты на потери электроэнергии должны рассчитываться по замыкающим затратам на электроэнергию с использованием таблиц, приведенных в Приложениях 11 - 12.
1.9. В Приложении 13 даны рекомендации по применению и краткая характеристика комплексов программ по расчету и анализу электроэнергии и выбору МСП.
1.10. Инструкция подготовлена с учетом замечаний и предложений Уралтехэнерго, Белорусского отделения института "Энергосетьпроект", Украинского отделения института "Сельэнергопроект", Экономтехэнерго, Молдглавэнерго, Одессэнерго, Киевэнерго, Латвглавэнерго, Белорусского и Одесского политехнических институтов и др.
1.11. С вводом в действие настоящей Инструкции аннулируется Инструкция [1].
2. Определения
2.1. Организационные мероприятия - мероприятия, обеспечивают снижение потерь электроэнергии за счет оптимизации схем и режимов работы электрических сетей и электростанций, совершенствования их технического обслуживания.
2.2. Технические мероприятия - мероприятия по строительству и реконструкции электрических сетей и электростанций, обеспечивающие снижение потерь электроэнергии. Технические мероприятия разделяются на мероприятия по снижению потерь и мероприятия с сопутствующим снижением потерь электроэнергии.
2.3. Технические мероприятия по снижению потерь электроэнергии - мероприятия, срок окупаемости затрат на внедрение которых за счет эффекта только от снижения потерь не превышает 8 лет.
2.4. Технические мероприятия с сопутствующим снижением потерь электроэнергии - мероприятия, срок окупаемости затрат на внедрение которых за счет эффекта только от снижения потерь составляет более 8 лет.
2.5. Приведенное к году снижение потерь электроэнергии от внедрения технического мероприятия - расчетное снижение потерь электроэнергии, получаемое за год.
2.6. Снижение потерь электроэнергии с момента внедрения мероприятия - снижение потерь, получаемое за период с момента внедрения мероприятия до конца отчетного или планового периода (квартала, года).
2.7. Переходящий эффект снижения потерь электроэнергии - снижение потерь, получаемое в текущем году за счет технических мероприятий, внедренных в предыдущем году, и равное разности между приведенным к году снижением потерь электроэнергии в предыдущем году и снижением потерь электроэнергии с момента внедрения до конца предыдущего года.
2.8. Технические мероприятия с переходящим снижением потерь электроэнергии - мероприятия, внедряемые не в начале года.
2.9. Оптимальный уровень технических потерь электроэнергии - разность между техническими потерями электроэнергии в электрической сети за расчетный период и суммарным снижением технических потерь электроэнергии от внедрения всех технико-экономически обоснованных мероприятий по снижению потерь, а также технических мероприятий с сопутствующим снижением потерь, предусмотренных схемами развития сетей. Оптимальный уровень технических потерь является тем пределом, к которому должен стремиться персонал энергосистемы, разрабатывая и выполняя план мероприятий по снижению потерь.
2.10. Допустимый уровень коммерческих потерь - значение коммерческих потерь электроэнергии, обусловленное погрешностями системы учета электроэнергии (электросчетчиков, трансформаторов тока и напряжения) при соответствии системы учета требованиям ПУЭ.
3. Распределение обязанностей между подразделениями РЭУ (ПЭО) по снижению потерь электроэнергии
3.1. Распределение обязанностей между подразделениями РЭУ (ПЭО) по планированию, внедрению и отчетности о выполнении мероприятий по снижению потерь электроэнергии устанавливается приказом руководства РЭУ (ПЭО) и ПЭС.
3.2. В работе по планированию, внедрению и отчетности о выполнении мероприятий по снижению потерь электроэнергии в сетях, как правило, участвуют:
а) центральная диспетчерская служба (ЦДС) и служба (группа) энергетических режимов РЭУ (в том числе сектор (группа) оптимизации потерь и повышения качества электроэнергии), оперативно-диспетчерская служба (ОДС) ПЭС;
б) службы РЭУ: эксплуатации и ремонтов электротехнического оборудования (СЭРЭО), электрических сетей (СЭС), сельской электрификации и распределительных сетей (СЭРС); службы ПЭС: ВЛ и подстанций или высоковольтных электрических сетей (СВС), распределительных электрических сетей (СРС);
в) службы релейной защиты, автоматики и измерений (РЗАИ) ПЭС и РЭУ, а также метрологическая служба;
г) служба АСУ и вычислительной техники РЭУ (ПЭО);
д) службы перспективного развития (СПР) ПЭС и РЭУ (ПЭО);
е) отделы ПЭС и РЭУ (ПЭО): планово-экономический (ПлЭО) и капитального строительства (ОКС);
ж) предприятие "Энергонадзор" и его отделения;
з) электроцех, котлотурбинный цех, электролаборатория и другие подразделения электростанций РЭУ.
3.3. Рекомендуется следующее распределение обязанностей между подразделениями.
3.3.1. Центральная диспетчерская служба и служба (группа) энергетических режимов с сектором (группой) оптимизации потерь РЭУ и повышения качества электроэнергии и ОДС ПЭС осуществляют:
а) разработку мероприятий с индексами 1.2, 1.3, 1.5, 1.6 Типового перечня, контроль за их внедрением и подготовку данных о выполнении этих мероприятий;
б) разработку мероприятий с индексами 1.8, 1.9, 1.14, 1.15, 2.14 Типового перечня, контроль за их внедрением и подготовку данных о выполнении этих мероприятий совместно со службами СЭРЭО, СЭС, СПР, СЭРС и РЗАИ и ОКС РЭУ (ПЭО), службами ВЛ и подстанций, СВС, СРС, СПР и ОКС ПЭС (каждая служба в своей сфере деятельности);
в) расчеты по определению оптимальной мощности компенсирующих устройств у промышленных потребителей (мероприятие с индексом 2.13) совместно с предприятием "Энергонадзор" и его отделениями;
г) расчеты планируемого и фактического снижения потерь электроэнергии от внедрения перечисленных выше мероприятий и мероприятия с индексом 1.11;
д) составление сводных планов организационно-технических мероприятий по снижению потерь в сетях, контроль за их выполнением и представление сводных отчетных данных: ОДС ПЭС (инженер по режимам) - в сетях ПЭС, сектор (группа) оптимизации потерь и повышения качества электроэнергии РЭУ (ПЭО) - по всем сетям энергосистемы, включая сети ПЭС.
3.3.2. Службы РЭУ (ПЭО) (СЭРЭО, СЭС, СЭРС), службы ПЭС (ВЛ и подстанций или высоковольтных электрических сетей и СРС) каждая в своей сфере деятельности осуществляют:
разработку мероприятий, контроль, внедрение и составление отчетных данных о выполнении мероприятий, указанных в п. 3.3.1, совместно с ЦДС, группой или службой энергетических режимов РЭУ (ПЭО) и ОДС ПЭС (расчеты снижения потерь электроэнергии проводят группы или службы энергетических режимов и инженер по режимам ПЭС, а также служба АСУ и вычислительной техники);
разработку мероприятий, контроль, внедрение и составление отчетных данных о выполнении мероприятий с индексами 1.11 и 1.12 (для мероприятия с индексом 1.12 указанные службы производят также и расчет его технико-экономической эффективности);
контроль своевременности включения МСП в планы капитального строительства, ремонта и реконструкции электрических сетей.
3.3.3. Службы РЗАИ ПЭС и РЭУ (ПЭО) совместно с метрологической службой, предприятием "Энергонадзор" и его отделениями планируют, выполняют мероприятия по совершенствованию системы технического учета электроэнергии (мероприятия с индексами 3.5 - 3.17, 3.22), а также совместно со службами подстанций - мероприятия с индексами 1.14, 2.7, 2.8, 2.9 и отчитываются об их выполнении.
3.3.4. Служба АСУ и вычислительной техники совместно с группой или службой энергетических режимов РЭУ (ПЭО) и ОДС ПЭС рассчитывает снижение потерь электроэнергии от внедрения мероприятий.
3.3.5. Службы перспективного развития ПЭС и РЭУ (ПЭО) каждая в своей сфере деятельности совместно с ОКС, группой или службой энергетических режимов РЭУ (ПЭО) и ОДС ПЭС участвуют в планировании, контроле за внедрением и составлении отчетных данных о выполнении технических мероприятий с индексами 2.1 - 2.3, 2.5, 2.10 - 2.12, 2.14, согласовывают планы мероприятий по снижению потерь с проектами и схемами развития сетей, разрабатывают перспективные пятилетние планы мероприятий.
3.3.6. Планово-экономические отделы РЭУ (ПЭО) и ПЭС на стадии составления проектов планов по потерям электроэнергии контролируют достаточность планируемых мероприятий по обеспечению заданного снижения потерь. Совместно с техническими службами проверяют правильность расчетов технико-экономической эффективности от внедрения мероприятий. Анализируют причины невыполнения планов по потерям электроэнергии и мероприятий по их снижению. Помогают службам и отделам в определении затрат на внедрение мероприятий.
3.3.7. Отделы капитального строительства ПЭС и РЭУ (ПЭО) каждый в своей сфере деятельности совместно с СПР, группой или службой энергетических режимов РЭУ (ПЭО) и ОДС ПЭС участвуют в разработке мероприятий, контроле за внедрением и составлении отчетных данных о выполнении технических мероприятий с индексами 2.11 и 2.12, связанных с капитальным строительством, включают мероприятия по снижению потерь в планы капитального строительства и подрядных строительно-монтажных организаций.
3.3.8. Предприятие "Энергонадзор" и его отделения:
а) участвуют совместно с ПЭС в разработке и выполнении мероприятий по совершенствованию систем расчетного и технического учета электроэнергии (мероприятия с индексами 3.1 - 3.14, 3.18, 3.19 - 3.22, а также мероприятия с индексом 1.13);
б) планируют, выполняют мероприятие с индексом 2.13 и отчитываются о его выполнении совместно с группой или службой энергетических режимов РЭУ и ОДС ПЭС.
3.3.9. Электростанции РЭУ участвуют в разработке к выполнению мероприятий с индексами 1.2, 1.3, 1.4, 1.11, 2.11 (электроцех, котлотурбинный цех), 3.13, 3.14, 3.18, 3.21 (электролаборатория), а также в снижении потерь электроэнергии в трансформаторах связи электростанций (электроцех).
3.4. Приведенное выше распределение обязанностей может корректироваться в отдельных ПЭС и РЭУ (ПЭО) в соответствии с их организационной структурой и традиционно сложившимся распределением обязанностей по снижению потерь электроэнергии.
3.5. Деятельность вышеперечисленных подразделений энергосистем по разработке и внедрению МСП должен координировать сектор (группа) оптимизации потерь и повышения качества электроэнергии, организуемый при ЦДС РЭУ (ПЭО).
3.6. ОДУ и ЦДУ ЕЭС СССР по электрическим сетям, находящимся в их управлении, разрабатывают мероприятия в основном режимного характера (1.2 - 1.6, 1.8, 1.14, 1.15), обеспечивают их внедрение, оценивают экономическую эффективность, отчитываются за выполнение мероприятий перед вышестоящими подразделениями.
По электрическим сетям, имеющим межсистемное значение, напряжением 330 кВ и выше, ОДУ и ЦДУ ЕЭС СССР планируют, оценивают эффективность и отчитываются за выполнение некоторых технических мероприятий (2.8, 2.10, 2.11, 2.12).
4. Порядок разработки, планирования и очередность внедрения мероприятий по снижению потерь электроэнергии
4.1. Разрабатываются пятилетние планы МСП и годовые планы с разбивкой по кварталам в виде таблиц, представленных в Приложениях 2, 3, 4.
4.2. Основой для разработки проектов планов МСП являются проекты планов по потерям электроэнергии, результаты расчетов потерь [2], нормальных режимов электрических сетей за отчетный и планируемый периоды, предложения к проектам планов МСП нижестоящих подразделений, схемы развития электрических сетей, проекты планов по капитальному строительству, ремонту и реконструкции электрических сетей.
4.3. Рекомендуется следующая последовательность включения мероприятий в проекты планов.
4.3.1. В первую очередь планируется выполнение организационных мероприятий по оптимизации режимов электрических сетей и совершенствованию их эксплуатации (мероприятия с индексами 1.1 - 1.5 Типового перечня), а также мероприятия по совершенствованию систем расчетного и технического учета электроэнергии (мероприятия с индексами 3.1 - 3.22 Типового перечня).
4.3.2. В пределах выделенных фондов, материальных и трудовых ресурсов планируются технические мероприятия, предусмотренные планами капитального строительства и реконструкции электрических сетей, обеспеченные проектно-сметной документацией и согласованные с подрядчиками. Преимущество первоочередного включения в проекты планов и последующего внедрения имеют технические мероприятия с меньшим сроком окупаемости затрат на внедрение.
4.3.3. Срок окупаемости определяется по формуле:
К
Т = -------------------------------, лет, (1)
ок Р
а
з дельта W - --- К - ДЕЛЬТА И
э 100 о
где:
К - затраты на внедрение мероприятия, тыс. руб., определяемые в
соответствии с разд. 7;
з - удельные затраты на потери электроэнергии, руб./кВт.ч,
э
определяемые в соответствии с разд. 6;
дельта W - приведенное к году снижение потерь электроэнергии от
внедрения мероприятия, тыс. кВт.ч, определяемое в соответствии с разд. 5;
Р - норма ежегодных амортизационных отчислений капитальных вложений,
а
определяемая по [4], %;
ДЕЛЬТА И - изменение издержек на техническое обслуживание сети после
о
выполнения мероприятия, определяемое по сметным нормам, имеющимся в
энергосистемах, тыс. руб.
При отсутствии данных о фактических значениях ДЕЛЬТА И срок
о
окупаемости определяется по формуле:
К
Т = --------------------, лет, (2)
ок Р
SUM
з дельта W - ---- К
э 100
где Р - норма суммарных ежегодных отчислений от капитальных
SUM
вложений, определяемая по табл. 6 разд. 7 [4].
Примечание. При составлении проекта сводного плана мероприятий по
энергосистеме или главному управлению срок окупаемости для суммы
мероприятий одного наименования подчиненных подразделений определяется по
формуле:
n
SUM К
i=1 i
Т = --------------------------------, лет, (3)
ок Р
n SUM n
з SUM дельта W - ---- SUM К
эср i=1 i 100 i=1 i
где:
n n
SUM К , SUM дельта W - соответственно суммарные затраты на внедрение
i=1 i i=1 i
и суммарное приведенное к году снижение потерь электроэнергии от внедрения
технических мероприятий одного наименования подчиненных подразделений,
тыс. руб., тыс. кВт.ч;
з - средние удельные затраты на потери электроэнергии для n
эср
технических мероприятий, руб./кВт.ч.
При этом суммирование К и дельта W должно вестись отдельно для
i i
технических мероприятий по снижению потерь и для технических мероприятий с
сопутствующим снижением потерь.
4.3.4. При необходимости расчета абсолютного годового экономического эффекта от внедрения мероприятий по снижению потерь электроэнергии в электрических сетях этот эффект рассчитывается по формуле:
К
Э = --- (1 - 0,12Т ), тыс. руб. (4)
Т ок
ок
Абсолютный годовой экономический эффект от внедрения беззатратных организационных мероприятий определяется по формуле:
Э = з дельта W, тыс. руб. (5)
э
4.3.5. После проведения технических мероприятий, существенно изменяющих схему сети и режим ее работы, последний должен оптимизироваться при новой схеме. Рекомендуемая последовательность проведения оптимизационных расчетов соответствует порядку их приведения в Типовом перечне (мероприятия с индексами 1.1 - 1.7).
4.3.6. Мероприятия по оптимизации схем и режимов электрических сетей (индексы 1.1 - 1.3, 1.5, 1.6) включаются в проект плана ежегодно, если по ним проводятся оптимизационные расчеты и если имеется дополнительный эффект от внедрения планируемых мероприятий по оптимизации по сравнению с существующим оптимальным режимом.
4.3.7. Эффективность каждого последующего мероприятия определяется с учетом уже достигнутого эффекта, полученного от внедрения всего предшествовавшего комплекса организационных и технических мероприятий.
4.4. Перед представлением в вышестоящую организацию проекты планов МСП должны проверяться в установленном порядке предприятиями ПО "Союзтехэнерго" (правильность, обоснованность расчетов и достаточность запланированных организационно-технических мероприятий).
4.5. Проекты планов МСП должны направляться на согласование в сроки, установленные соответствующими приказами Минэнерго СССР.
4.6. Перечень мероприятий по снижению технологического расхода электрической энергии на передачу по электрическим сетям на планируемый год, а также план технологического расхода электрической энергии на передачу по электрическим сетям Минэнерго СССР с разбивкой по подчиненным подразделениям утверждаются в составе ежегодного приказа Минэнерго СССР о повышении технического уровня эксплуатации энергосистем.
В этом приказе отдельные мероприятия, проводимые в больших количествах, например замена проводов в сетях 6 - 10 кВ и т.п., должны быть объединены в одно с указанием общего физического объема выполнения, экономического эффекта и общих затрат на внедрение.
Технические мероприятия, связанные с капитальным строительством линий и подстанций, вводом компенсирующих устройств и т.п., приводящие к снижению потерь в сетях более 500 тыс. кВт.ч в год, приводятся в приказах пообъектно с указанием конкретного объекта внедрения.
4.7. Сводные планы по потерям электроэнергии и мероприятиям по их снижению по подчиненным Минэнерго СССР подразделениям должны включаться на своих уровнях в соответствующие ежегодные приказы по эксплуатации и капитальному строительству.
4.8. Основные технические мероприятия, связанные с вводом линий, подстанций, батарей статических конденсаторов 35 кВ и выше и синхронных компенсаторов, требующие привлечения подрядных организаций, должны утверждаться также в составе ежегодного приказа о выполнении плана электросетевого строительства.
4.9. Плановые задания по потерям электроэнергии и мероприятиям по их снижению в электрических сетях нижестоящих подразделений должны включаться на своих уровнях в соответствующие ежегодные приказы по эксплуатации и капитальному строительству.
5. Определение планируемого и фактического снижения потерь электроэнергии от внедрения мероприятий по снижению потерь
5.1. Планируемое и фактическое снижение потерь электроэнергии при проведении организационных мероприятий рассчитывается следующим образом:
Мероприятие 1.1. Оптимизация мест размыкания линий 6 - 35 кВ с двусторонним питанием.
Это одно из наиболее эффективных организационных мероприятий по снижению потерь электроэнергии в распределительных электрических сетях, особенно в городских сетях 6 - 10 кВ.
Оптимизация мест размыкания линий 6 - 35 кВ должна проводиться с учетом изменения потерь электроэнергии в оптимизируемой сети и в питающей ее замкнутой основной сети 110 кВ и выше энергосистемы. Однако в связи с чрезмерным увеличением объема сети из-за одновременного учета сетей всех классов напряжений допускается иногда выполнение расчетов по оптимизации мест размыкания линий 6 - 35 кВ отдельно от основных сетей системы.
Для оптимизации могут быть использованы программы ЭПОС комплекса ИВК СЭС ЕС Киевского политехнического института или RPOT-RS Уралтехэнерго.
Эффект от оптимизации мест размыкания распределительных сетей рассчитывается в следующей последовательности:
1. Определяется снижение потерь электроэнергии в размыкаемой сети
(дельта W ) как разница потерь мощности до и после размыкания, полученная
рс
с помощью указанных программ и пересчитанная в потери электроэнергии в
соответствии с рекомендациями, изложенными в [2].
дельта W = К (ДЕЛЬТА W - ДЕЛЬТА W ), тыс. кВт.ч, (6)
рс п рс1 рс2
где:
К - коэффициент, учитывающий точность метода расчета потерь
п
электроэнергии, определяемый по формуле:
ДЕЛЬТА
К = I - ------,
п 50
где ДЕЛЬТА - среднеквадратичная погрешность, %, используемого метода
расчета;
ДЕЛЬТА W , ДЕЛЬТА W - потери электроэнергии в размыкаемой
рс1 рс2
распределительной сети соответственно до и после размыкания, тыс. кВт.ч.
2. Уточняются нагрузки подстанций основной сети энергосистемы в
соответствии с изменившейся схемой распределительной сети.
3. Рассчитываются потери электроэнергии в основной сети (дельта W )
ос
энергосистемы при уточненных нагрузках подстанций, и определяется изменение
потерь электроэнергии в ней по формуле:
дельта W = К (ДЕЛЬТА W - ДЕЛЬТА W ), тыс. кВт.ч. (7)
ос п ос1 ос2
4. Определяется суммарное изменение потерь электроэнергии в основных и распределительных сетях при оптимальном размыкании последних по формуле:
дельта W = дельта W +/- дельта W , тыс. кВт.ч. (8)
1.1 рс ос
Знак "-" в формуле (8) ставится при повышении потерь электроэнергии в
основной сети системы после оптимизации мест размыкания распределительных
сетей.
Планируемый и фактический эффекты от внедрения мероприятия
рассчитываются по одинаковой методике с той лишь разницей, что фактический
эффект определяется по фактическим схемам и режимам и измененным местам
размыкания распределительных сетей, а планируемый эффект - по планируемым
схемам и режимам.
При расчете снижения потерь от размыкания распределительной сети без
учета эффекта в основной сети фактическое снижение принимается равным 70%
полученного по формуле (6), т.е.:
дельта W = 0,7 дельта W , тыс. кВт.ч. (9)
1.1 рс
Мероприятие 1.2. Оптимизация установившихся режимов электрических сетей
по реактивной мощности.
Оптимизация осуществляется с помощью программы Б-2, разработанной во
ВНИИЭ-ВЦ ГТУ [8]. Целью расчетов является выбор близких к оптимальным
законов регулирования имеющихся в энергосистеме источников реактивной
мощности и законов регулирования коэффициентов трансформации
трансформаторов связи (трансформаторов, работающих в замкнутых контурах).
Эффективность оптимизации режимов зависит от частоты проведения
расчетов, их информационной обеспеченности и степени практической
реализации результатов расчетов. Практически необходимым является
проведение не менее 16 расчетов в год: для каждого из четырех характерных
периодов (зима, весна, лето и осень) рассчитываются оптимальные режимы для
часов максимальных суточных нагрузок (часы м.с.н.) и ночных провалов
нагрузок (часы н.п.н.) для двух типов суток - рабочих и нерабочих.
При отсутствии информации о нагрузках подстанций (ПС) для некоторых из
указанных 16 режимов (например, весеннего или осеннего периодов) расчеты
для них целесообразно производить по приближенно вычисленным нагрузкам.
Неизвестные нагрузки P (P , Q ) в промежуточных режимах
пс iпс iпс
(характерных весенних и осенних дней) при отсутствии более точных методик
определяются корректировкой известных максимальных P (P , Q )
пс jпс jпс
нагрузок в часы м.с.н. и минимальных - в часы н.п.н. (за те же характерные
дни) пропорционально изменению общесистемной нагрузки P и Q по
сист сист
формулам:
P Q
iсист iсист
P = P ------; Q = Q ------, МВт, (10)
iпс jпс P iпс jпс Q
jсист jсист
где индексом j обозначен режим, для которого известны нагрузки на
подстанциях, индексом i - режим, для которого нагрузки подстанций
определяются.
Более точно неизвестные нагрузки промежуточных i-ых режимов можно
определить по графикам, формируемым на основании результатов общесистемных
измерений с использованием следующих универсальных аппроксимирующих
зависимостей <1>:
--------------------------------
<1> Зависимости получены в Белорусском отделении института
"Энергосетьпроект".
- лямбда
¦ i i i 2t 1
¦N - (N - N )(--) при 0 <= t < 0,5T
¦ 1 1 2 T к
i ¦ к
N = ¦ , (11)
j ¦ лямбда
¦ i i i 2t 2
¦N - (N - N )(2 - --) при 0,5T <= t <= T
¦ 3 3 2 T к к
L к
где:
i
N - искомое значение активной или реактивной нагрузок для i-го режима
j
(часы м.с.н. или н.п.н.) в j-ый период времени;
i i i
N , N , N - известное значение активной или реактивной нагрузок для
1 2 3
i-го режима соответственно в зимний период года, предшествующего
расчетному, в летний и зимний периоды расчетного года;
t - текущий параметр времени, принимаемый равным 0,25 и 0,75 для
весеннего и осеннего периодов соответственно;
T - календарная продолжительность расчетного года;
к
лямбда , лямбда - коэффициенты, характеризующие форму аппроксимирующих
1 2
зависимостей, определяемые по следующим соотношениям:
6 ср
2 SUM W - N T
i=1 a(p)i 2 к
лямбда = --------------------, (12)
1 ср 6
N T - 2 SUM W
2 к i=1 a(p)i
12 ср
2 SUM W - N T
i=6 a(p)i 2 к
лямбда = --------------------, (13)
2 ср 12
N T - 2 SUM W
3 к i=6 a(p)i
где:
W - соответственно активная (реактивная) энергия, потребленная
a(p)i
узлом за i-й месяц;
ср ср
N , N - среднемесячные значения активных или реактивных нагрузок за
2 3
те месяцы, в которых производились соответственно летние и зимние
общесистемные замеры.
Зависимости, рассчитываемые по формуле (11), представляют собой годовые
графики активных и реактивных нагрузок, ординатами которых являются
характерные значения указанных нагрузок за каждый месяц года для i-го
режима.
Степень практической реализации результатов расчета определяется
степенью соответствия действительных изменений реактивной мощности ее
источников и коэффициентов трансформации трансформаторов связи изменениям,
определенным при расчете. В первом приближении это соответствие может быть
оценено числом переключений трансформаторов связи.
Фактическое снижение потерь электроэнергии при оптимизации режима сети
по реактивной мощности определяется по формуле:
m j j j j j j
дельта W = SUM [дельта P t + дельта P (24 - t )]d K K , (14)
ф1.2 j=1 макс макс мин макс j 1 2
где:
j j
дельта P и дельта P - снижение потерь мощности (МВт) (со своими
макс мин
знаками) при оптимизации режимов для часов м.с.н. и н.п.н. характерных
суток j-го периода. При недопустимо завышенных напряжениях в исходном
режиме снижение потерь мощности (особенно в минимум нагрузки) может
оказаться отрицательным. Это является дополнительным доказательством
недопустимости оптимизации лишь одного режима;
d - продолжительность в году j-го периода, дн.;
j
m - число характерных периодов;
j
t - эквивалентное время режима наибольших нагрузок за сутки,
макс
рассчитываемое по формуле:
К - К
j 3 мин
t = 24 ---------, (15)
макс 1 - К
мин
где:
К - отношение минимальной суточной нагрузки энергосистемы к
мин
максимальной;
К - коэффициент заполнения графика (К = Т / 24);
3 3 макс.сут.
j
К - коэффициент информационной обеспеченности, принимаемый равным
1
единице для периодов с нагрузками, определенными путем измерений; равным
0,7 - для периодов с нагрузками, рассчитанными по формуле (10); равным 0,9
- при расчетах нагрузок по формулам (11);
j
К - коэффициент, учитывающий точность совпадения закона регулирования,
2
обеспечиваемого устройствами РПН трансформаторов связи, и оптимального
закона регулирования, рассчитанного по программе. Коэффициент определяется
для каждого периода по формуле:
j
n
j пс
К = ------------, (16)
2 15(1 - К )
мин
j
где n - среднее число переключений ответвлений трансформаторов связи
пс
с РПН за характерные сутки j-го периода, определяемое по формуле:
n
ТSUM j
SUM n
j j=1 ni
n = ---------,
пс N
ТSUM
где:
j
n - число переключений ответвлений i-го трансформатора с РПН за
ni
характерные сутки j-го периода;
N - суммарное количество трансформаторов с РПН и ПБВ.
ТSUM
j
Примечание. Если определенное по формуле (16) значение К больше
2
единицы, то оно принимается равным единице.
При наличии трансформаторов связи с ПБВ расчеты производятся в
следующем порядке.
1. Все трансформаторы связи условно принимаются с РПН, и производится
расчет оптимальных значений коэффициентов трансформации для часов м.с.н. и
j j
н.п.н. (К и К соответственно) характерных суток j-го периода.
тмакс тмин
2. Коэффициенты трансформации трансформаторов с ПБВ определяются для
каждого трансформатора по формуле:
j j j j 2
К t + К (24 - t )К
j тмакс макс тмин макс мин
К = -----------------------------------. (17)
т j j
t + (24 - t )
макс макс
3. При зафиксированных значениях коэффициентов трансформации
трансформаторов с ПБВ производятся оптимизационные расчеты для часов м.с.н.
и н.п.н. и определяются значения дельта Р и дельта Р и затем по
макс мин
формуле (14) вычисляют дельта W.
Планируемое снижение потерь электроэнергии определяется по результатам оптимизации двух планируемых режимов работы основной сети энергосистемы (зимнего максимального и летнего минимального) по формуле:
дельта W = [дельта Р T +/-
п1.2 макс зим
+/- дельта Р (8760 - T )]К , тыс. кВт.ч, (18)
мин зим р
где:
дельта Р , дельта Р - изменение потерь мощности в оптимизируемой
макс мин
основной сети энергосистемы соответственно при максимальной и минимальной
нагрузках;
T - условная длительность зимнего максимума в течение года,
зим
определяемая по суммарному годовому графику помесячного отпуска
электроэнергии в сеть системы в целом по методике [2];
К - коэффициент, учитывающий недостаточность двух оптимизаций режима
р
в год. Его значение устанавливается из опыта эксплуатации и сравнения
планового и фактического эффекта от оптимизации режима. В первой
оптимизации и при отсутствии фактических данных можно принять К = 0,6.
р
Мероприятие 1.3. Перевод генераторов электростанций в режим синхронного
компенсатора (СК).
Целесообразность такого периода оценивается с помощью программы
оптимизации режима основной электросети энергосистемы по реактивной
мощности и рассматривается только для тех генераторов, которые в
определенный период времени не используются. Как правило, это либо
малоэкономичные генераторы, выводимые из работы на период сезонного
снижения нагрузки, либо генераторы электростанций, работающих на дефицитном
топливе [9]. Фактическая эффективность мероприятия определяется по формуле:
дельта W = дельта W - W , тыс. кВт.ч, (19)
ф1.3 сф потр.ф
где:
дельта W = дельта W - дельта W - фактическое снижение потерь
сф 1ф 2ф
электроэнергии в сети энергосистемы соответственно без перевода и с
переводом генератора в режим СК, определяемое по формуле (14);
W - потребление электроэнергии генератором в режиме СК,
потр.ф
рассчитываемое по формуле:
2
W = (К A Q + B Q + C)T, тыс. кВт.ч, (20)
потр.ф г ср ср
где:
Q - средняя нагрузка генератора (Мвар) за время его работы в режиме
ср
СК-Т (ч);
К - коэффициент, учитывающий форму графика нагрузки генератора,
г
определяемый по формуле:
Q T
м
К = ---, (21)
г W
Q
где:
Q - максимальная реактивная мощность генератора, тыс. квар;
м
W - сумма абсолютных значений выработанной и потребленной реактивной
Q
энергии за время T.
Примечание. T - фактическое время непосредственной работы генератора на
сеть.
Коэффициенты A, B и C зависят от характеристик генератора и
определяются в соответствии с [2].
Плановое снижение потерь электроэнергии дельта W от внедрения
п1.3
мероприятия определяется по формулам, аналогичным формулам (19) - (21), с
той лишь разницей, что дельта W рассчитывается по формуле (18), а в
сф
выражения (20) и (21) подставляется плановое время непосредственной работы
генератора на сеть.
Мероприятие 1.4. Уменьшение ограничения мощности генераторов электростанций.
Мероприятие наиболее эффективно в дефицитных по активной мощности энергосистемах, в которых при уменьшении выработки электроэнергии собственными станциями увеличивается покупная электроэнергия. При этом соответственно возрастают межсистемные перетоки, дополнительно загружается системообразующая электрическая сеть и т.п.
Увеличение рабочей активной мощности электростанций при том же составе генерирующего оборудования осуществляется за счет выполнения организационно-технических мероприятий на электростанциях.
Для расчетов эффективности выполнения мероприятия рекомендуется построить зависимости (по отчетным данным прошлых лет) суммарных нагрузочных потерь электроэнергии в системообразующей электрической сети энергосистемы от выработки электроэнергии нестабильно работающих электростанций. Для построения этих зависимостей могут быть использованы известные программы расчета потерь электроэнергии [2] или расчета установившегося режима Б-6.
Снижение потерь электроэнергии в сети при этом определяется по формуле:
дельта W = ДЕЛЬТА W - ДЕЛЬТА W , тыс. кВт.ч, (22)
1.4 1(w1) 2(w2)
где ДЕЛЬТА W , ДЕЛЬТА W - потери электроэнергии в
1(w1) 2(w2)
системообразующей сети, определяемые по зависимостям ДЕЛЬТА W = f(W) при
соответственно уменьшенной (W ) и увеличенной (W ) выработке электроэнергии
1 2
данной электростанцией.
Мероприятие 1.5. Оптимизация распределения нагрузки между подстанциями основной электрической сети 110 кВ и выше переключениями в ее схеме.
Мероприятие проводится при сезонных изменениях нагрузки не менее двух раз в год. Фактическое снижение потерь определяется разницей значений, рассчитанных по формуле (14), полученных соответственно до и после выполнения мероприятия. Плановое снижение потерь определяется разницей тех же значений, но рассчитанных по формуле (18). По этим же формулам может быть определен эффект и от внедрения мероприятия с индексом 1.4.
Мероприятие 1.6. Оптимизация мест размыкания контуров электрических сетей с различными номинальными напряжениями.
Мероприятие проводится для снижения влияния неоднородности электрической сети напряжением 110 кВ и выше на режим ее работы. Размыкание контуров в оптимальных местах должно приводить к разгрузке сетей более низкого напряжения и снижению общих потерь электроэнергии в целом при сохранении требуемого уровня надежности электроснабжения потребителей.
Оптимальные места размыкания контуров можно определить с помощью программы оптимизации установившихся режимов электрических сетей Б-2 (ВНИИЭ-ВЦ ГТУ) или программы М-600 (Уралтехэнерго), в которой реализована опробованная на практике методика размыкания контуров, разработанная в ОДУ Урала.
При отсутствии специализированных программ выбора оптимальных мест размыкания контуров в качестве количественной характеристики неоднородности каждого независимого контура следует пользоваться значением отклонения потерь мощности в контуре от оптимального уровня (дополнительных потерь), определяемым по выражению:
n & 2
(SUM дельта I r )
i=1 i i
дельта ДЕЛЬТА P = ------------------ =
n
SUM r
i=1 i
n 2 n 2
(SUM дельта I r ) + (SUM дельта I r )
i=1 ai i i=1 pi i
= -----------------------------------------, (23)
n
SUM r
i=1 i
&
где дельта I , дельта I , дельта I , r - отклонение от оптимального
i ai pi i
комплексного значения тока (его активная и реактивная составляющие),
активное сопротивление i-ой ветви контура, содержащего n ветвей.
Значения отклонений от оптимальных значений активных и реактивных составляющих токов в ветвях определяются расчетом предварительно оптимизированного или не оптимизированного режима максимальных нагрузок с использованием соответствующих программ, например Б-2, Б-6, РУЭР и т.п. По значению дополнительных потерь мощности (23) осуществляют классификацию замкнутых контуров. Дальнейшему рассмотрению подлежат контуры со значением дополнительных потерь более 100 кВт. В случае, если предварительная оптимизация режима не выполнялась, а составляющая дополнительных потерь от реактивных токов существенно превышает составляющую потерь от активных токов, первоочередной задачей является оптимизация коэффициентов трансформации трансформаторов (автотрансформаторов) данного контура. Точка размыкания контура в сети низшего напряжения определяется наложением на токи в ветвях, начиная от точек естественного токораздела, уравнительного тока контура, равного:
n &
SUM I r
& i=1 i i
I = - --------, (24)
ур n
SUM r
i=1 i
Совпадение точек токораздела по активной и реактивной составляющим тока после наложения уравнительного тока дает однозначное решение о выборе точки размыкания контура. При невыполнении этого условия размыкание контура осуществляют в одной из точек токораздела (активного или реактивного) в зависимости от дополнительных потерь, обусловленных размыканием.
Фактическое снижение потерь мощности определяют по результатам расчета оптимального (установившегося) режима сети после размыкания, выполняемого с использованием тех же, что и ранее, программ.
Снижение потерь электроэнергии рассчитывается по формуле (8) или (14) в зависимости от исходных данных.
Приведенная методика может применяться и для определения снижения потерь электроэнергии при внедрении мероприятия 1.1.
Мероприятие 1.7. Оптимизация рабочих напряжений в центрах питания радиальных электрических сетей.
В радиальном режиме эксплуатируются, как правило, сети 6 - 20 и 35 кВ и часть сетей 110 кВ. Центрами питания (ЦП) этих сетей являются соответственно подстанции 500 - 35/6 - 20 кВ, 500 - 110/35 кВ и 500 - 220/110 кВ.
Законы регулирования напряжения в ЦП (если в ЦП установлены трансформаторы с РПН) или установленные рабочие ответвления трансформаторов (если последние с ПБВ) должны обеспечивать минимально возможные потери электроэнергии в сети при допустимых отклонениях напряжения у потребителей. В соответствии с требованиями ПУЭ для обеспечения допустимых отклонений напряжения в сетях 380 В и 6 - 20 кВ необходимо на шинах 6 - 20 кВ ЦП поддерживать отклонения напряжения не менее +5% в режиме наибольших нагрузок (V' >= 5%) и не более номинального напряжения в режиме наименьших т нагрузок (V" <= 0%). т Возможность превышения напряжения сверх +5% определяется параметрами и режимами работы сетей 6 - 20 кВ и 380 В. Точные значения V' и V" могут быть т т получены при расчете режимов работы этих сетей [9]. Однако для подавляющего большинства сетей допустимые по ГОСТ 13109-67 отклонения напряжения у потребителей могут быть обеспечены, если на шинах 6 - 20 кВ ЦП поддерживаются отклонения V' = 5% и V" = 0%, а в промежуточных режимах - т т пропорционально изменению суммарной нагрузки. При отсутствии в ЦП устройств РПН, как правило, не удается выдержать допустимые отклонения напряжения у потребителей во всех узлах и режимах. Выбор ответвлений трансформаторов с ПБВ должен производиться из условия минимизации электроэнергии, потребляемой при недопустимых отклонениях напряжения. Данное мероприятие должно проводиться не менее двух раз в год для характерных (сезонных) изменений нагрузок, его эффективность рассчитывается для каждого характерного периода (сезона) отдельно. Выбор законов регулирования напряжения и рабочих ответвлений трансформаторов в ЦП 500 - 110/35 кВ и 500 - 220/110 кВ при известных нагрузках подстанций и схеме сети может быть проведен п о программам оптимизации режимов сети по реактивной мощности (мероприятие 1.2) или в соответствии с [10]. Аналогичный расчет может быть проведен на основании результатов измерения отклонений напряжений на шинах низшего напряжения всех ЦП в режимах наибольших (V') и наименьших (V") нагрузок и регистрации i i соответствующих им ответвлений трансформаторов ЦП. Указанные данные рекомендуется сводить в табл. 1 (дан пример заполнения для сети 110 кВ, питающейся от ЦП (подстанция "А") 220/110/10 кВ и содержащей 5 подстанций 110/10 кВ ("Б" - "Е"), подстанцию 110/35/10 кВ ("Ж"), являющуюся, в свою очередь, ЦП сети 35 кВ, содержащей 5 подстанций 35/10 кВ ("З" - "М")).
Таблица 1
----------------+------------+-------+--------------+----------+----------- ¦ Наименование ¦Наименование¦Тип ¦ Количество ¦ Режим ¦ Режим ¦ ¦ подстанции, ¦подстанции, ¦регули-¦ответвлений и ¦наибольших¦наименьших¦ ¦ напряжения ¦ от которой ¦рующего¦ ступени ¦ нагрузок ¦ нагрузок ¦ ¦ обмоток ¦ подается ¦устрой-¦регулирования,+-----+----+-----+----+ ¦трансформаторов¦ питание ¦ства ¦ % ¦V', %¦ N' ¦V", %¦ N" ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ 1 ¦ 1 ¦ 1 ¦ 1 ¦ +---------------+------------+-------+--------------+-----+----+-----+----+ ¦Подстанция "А" ¦ ¦РПН ¦17 х 1,5 ¦+2 ¦6 ¦+4 ¦3 ¦ ¦220/110/10 кВ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ЦП сети 110 кВ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦Подстанция "Б" ¦А ¦РПН ¦19 х 1,78 ¦+4 ¦5 ¦0 ¦5 ¦ ¦110/10 кВ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦Подстанция "Е" ¦А ¦РПН ¦19 х 1,78 ¦+1 ¦0 ¦+1 ¦0 ¦ ¦110/10 кВ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦Подстанция "Ж" ¦А ¦РПН ¦19 х 1,78 ¦+4 ¦0 ¦+5 ¦2 ¦ ¦110/35/10 кВ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ЦП сети 35 кВ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦Подстанция "З" ¦Б ¦ПБВ ¦5 х 2,5 ¦+3 ¦2 ¦+1 ¦2 ¦ ¦35/10 кВ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦Подстанция "М" ¦Б ¦ПБВ ¦5 х 2,5 ¦+2 ¦4 ¦-3 ¦4 ¦ ¦35/10 кВ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ----------------+------------+-------+--------------+-----+----+-----+-----
Расчеты начинают с оптимизации напряжений в ЦП сетей 6 - 20 кВ, затем в ЦП сетей 35 кВ и, наконец, в ЦП сетей 110 кВ.
Если в ЦП находится трансформатор с РПН, то рабочие ответвления его в
режимах наибольших и наименьших нагрузок изменяют таким образом, чтобы
возможно точнее обеспечить уровни V' и V". При этом изменения напряжения в
т т
режимах наибольших и наименьших нагрузок составят соответственно:
дельта V' = E (N' - N') ¬
ст 1 2 ¦
¦, (25)
дельта V" = E (N" - N") ¦
ст 1 2 -
где:
E - ступень регулирования напряжения, %;
ст
N', N" - первоначальные номера ответвления в соответствующих режимах
1 1
(см. табл. 1);
N', N" - то же, но после их изменения.
2 2
Снижение потерь электроэнергии в сети, получающей питание от данного ЦП
за рассматриваемый период, определяют по формуле:
1,5
дельта W = --- ДЕЛЬТА W (H' дельта V' + H" дельта V"), тыс. кВт.ч, (26)
1.7 100
где:
ДЕЛЬТА W - потери электроэнергии в сети за рассматриваемый период;
H' и H" - весовые коэффициенты режимов наибольших и наименьших
нагрузок.
Значения H' и H" определяют по формулам:
t
макс
H' = ------------------------, (27)
2
t + (24 - t )К
макс макс мин
H" = 1 - H', (28)
где t определяют по формуле (15).
макс
Если в ЦП находится трансформатор с ПБВ, то необходимое изменение
напряжения определяют по формуле:
расч
дельта V = (V' - V')H' + (V" - V")H". (29)
т т
Рабочее ответвление трансформатора с ПБВ изменяют таким образом, чтобы
обеспечить изменение напряжения на значение дельта V, близкое к
расч
дельта V .
Снижение потерь электроэнергии определяют по формуле:
1,5
дельта W = --- ДЕЛЬТА W дельта V, тыс. кВт.ч. (30)
1.7 100
Формулы (25) - (30) применяют последовательно к ЦП и сетям 6 - 20, 35, 110 - 220 кВ, работающим в разомкнутом режиме. При этом снижение потерь в сетях 6 - 20 кВ рассчитывают только для тех линий, которые находятся на балансе энергосистемы.
Повышение напряжения в ЦП сети 35 кВ на дельта V' и дельта V" (если в ЦП сети 35 кВ установлен трансформатор с РПН) или на дельта V (если в ЦП - трансформатор с ПБВ) может быть осуществлено в том случае, если во всех ЦП сетей 6 - 10 кВ можно одновременно снизить напряжения на то же значение так, чтобы оптимальные значения напряжений на шинах 6 - 10 кВ не изменились. Поэтому по скорректированным номерам ответвлений трансформаторов в ЦП сетей 6 - 10 кВ определяют предельные возможности снижения напряжения в каждом ЦП и в качестве расчетного выбирают наименьшее значение. На это значение изменяют ответвления во всех ЦП сетей 6 - 10 кВ и повышают напряжение на шинах 35 кВ подстанции, являющейся ЦП сети 35 кВ.
Для радиальных сетей 110 кВ проводят аналогичные расчеты, принимая в качестве исходных оптимальные значения напряжений в ЦП сетей 35 и 6 - 10 кВ.
Снижение потерь электроэнергии в сети любого напряжения определяется по формуле (26) или (30) в зависимости от наличия или отсутствия РПН в ЦП.
Мероприятия 1.8 и 1.9. Отключение трансформаторов в режимах малых нагрузок на подстанциях с двумя и более трансформаторами. Отключение трансформаторов на подстанциях с сезонной нагрузкой.
При работе подстанции по заданному графику минимум приведенных затрат на трансформацию электроэнергии соответствует минимуму потерь мощности в трансформаторах. Поэтому граничное значение нагрузки, при котором целесообразно отключение одного из параллельно работающих трансформаторов, определяется из равенства потерь мощности в n и n - 1 трансформаторах.
Отключение одного из n однотипных трансформаторов целесообразно в режимах, при которых нагрузка трансформаторов:
__________________
/n(n - 1) ДЕЛЬТА P
/ x
S < S \/ ------------------. (31)
нт ДЕЛЬТА P
к
При n разнотипных трансформаторов граничное значение нагрузки, при котором целесообразно отключение одного из них, определяется из условия:
n S 2 n
SUM ДЕЛЬТА P + (--------) SUM ДЕЛЬТА P =
l=1 xl n l=1 кl
SUM S
l=1 нтl
n-1 S 2 n-1
= SUM ДЕЛЬТА P + (--------) SUM ДЕЛЬТА P . (32)
l=1 xl n-1 l=1 кl
SUM S
l=1 нтl
В левой части выражения производится суммирование данных по всем
трансформаторам, а в правой - без одного из них. Подсчитав значения правой
части при отключении каждого из трансформаторов (а при большом числе их - и
по парном отключении), получим ряд значений S, при которых целесообразно
отключение того или иного трансформатора.
Например, отключение одного из трех трансформаторов целесообразно, если
_______________________________________________________________________
/ 2 2
/ ДЕЛЬТА P S S
/ х3 нт2 нт3
S <= \/--------------------------------------------------------------------------, (33)
2 2
(ДЕЛЬТА P + ДЕЛЬТА P )S - (ДЕЛЬТА P + ДЕЛЬТА P + ДЕЛЬТА P )S
к1 к2 нт3 к1 к2 к3 нт2
где:
ДЕЛЬТА P - потери холостого хода в отключаемом трансформаторе;
х3
S , S - сумма номинальных мощностей двух и трех трансформаторов,
нт2 нт3
МВ х А;
ДЕЛЬТА P , ДЕЛЬТА P , ДЕЛЬТА P - потери КЗ в первом, втором и
к1 к2 к3
третьем трансформаторах, кВт.
Как правило, отключение одного из двух или более трансформаторов,
установленных на одной подстанции, целесообразно, если их максимальная
нагрузка не превышает 40 - 45% суммарной номинальной мощности
трансформаторов.
Плановое и фактическое снижение потерь электроэнергии при
отключении трансформатора определяется по формуле:
-3
дельта W = (дельта W - дельта W )10 , тыс. кВт.ч, (34)
х н
где:
дельта W - снижение потерь холостого хода, кВт.ч;
х
дельта W - увеличение нагрузочных потерь, кВт.ч;
н
дельта W и дельта W определяются по формулам:
х н
к ¬
дельта W = SUM дельта P t ¦
х j=1 хj j ¦
¦, тыс. кВт.ч, (35)
к ¦
дельта W = SUM дельта P t ¦
н j=1 нj j -
где:
дельта P - снижение потерь мощности холостого хода j-м периоде
хj
продолжительностью t при отключении того или иного трансформатора;
j
дельта P - увеличение нагрузочных потерь мощности j-м периоде, равное
н
n-1 n
ДЕЛЬТА P - ДЕЛЬТА P ;
нj нj
к - количество характерных периодов.
Нагрузочные потери мощности в n трансформаторах в j-м периоде
определяются по формуле:
S
n нj 2 n
ДЕЛЬТА P = (--------) SUM ДЕЛЬТА P , кВт, (36)
нj n l=1 кl
SUM S
l=1 нтl
где S - средняя нагрузка подстанции за время t .
нj j
Отключение трансформаторов менее чем на 2 ч нецелесообразно.
В целях планомерного и систематического внедрения мероприятий с
индексами 1.8, 1.9 рекомендуется разрабатывать графики отключения силовых
трансформаторов подстанций в режимах малых нагрузок и трансформаторов с
сезонной нагрузкой.
Для упрощения расчета планового эффекта от отключения трансформаторов
допускается использование усредненных норм эффективности, приведенных в
Приложении 9.
Мероприятие 1.10. Выравнивание нагрузок фаз в электрических сетях
0,38 кВ.
Плановое и фактическое снижение потерь электроэнергии за счет
Комментарии
Комментирование через социальные сервисы Facebook и Вконтакте:
Федеральное