- •Системы электроснабжения
- •Задания для самостоятельного решения
- •I Комплексное задание с примерами решений
- •Исходные данные для проектирования
- •1.1 Исходные данные
- •1.2 Характеристика режима работы проектируемого объекта
- •1.3 Выбор и обработка графиков электрических нагрузок
- •4153,7 Ч.
- •2 Расчет электрических нагрузок проектируемого объекта
- •2.1 Расчет силовых электрических нагрузок
- •2.2 Расчет осветительных нагрузок цехов
- •2.3 Расчет наружного освещения
- •43,53Лк.
- •2.4 Расчет охранного освещения
- •7,9 Лк.
- •2.5 Расчёт освещения открытых площадок
- •3 Выбор числа и мощности цеховых тп и компенсирующих уройств
- •4 Расчет и построение картограммы электрических нагрузок, определение центра электрических нагрузок
- •5 Выбор числа и мощности трансформаторов на главной понизительной подстанции
- •5.1 Определение реактивной мощности, вырабатываемой синхронными двигателями
- •5.2 Определение расчетной активной мощности предприятия
- •5.3 Определение реактивной мощности, получаемой от энергосистемы
- •5.4 Выбор числа и мощности трансформаторов на гпп
- •5.5 Расчет потерь мощности и энергии в трансформаторах
- •5.6 Выбор принципиальной схемы гпп
- •6 Выбор рационального напряжения питающих лэп
- •6.1 Расчет и проверка питающих лэп
- •6.2 Определение потерь энергии в лэп
- •6.3 Технико-экономическое обоснование напряжения питающих лэп с учетом стоимости гпп.
- •7 Составление баланса реактивной мощности для внутризаводской схемы электроснабжения
- •8 Расчет сети внутризаводского электроснабжения
- •9 Расчёт сети наружного освещения
- •II определение уровня технологических потерь в системах электроснабжения
- •2.1 Классификации потерь электроэнергии
- •2.2 Справочные данные к расчетному заданию
- •Список литературы
II определение уровня технологических потерь в системах электроснабжения
2.1 Классификации потерь электроэнергии
Фактические (отчетные) потери электроэнергии - разность между поступлением (поставкой) электрической энергии в электрическую сеть и отпуском электрической энергии из сети, а также объемом электрической энергии, потребленной энергопринимающими устройствами и субъектами.
Технологические потери электроэнергии включают технические потери с учетом расхода электроэнергии на собственные нужды подстанций и потери, обусловленные погрешностью системы учета электроэнергии.
Технические потери электроэнергии состоят из условно-постоянных и нагрузочных потерь и определяются расчетным путем.
Условно-постоянные потери (∆Wу-п) – технические потери в электрических сетях, не зависящие от передаваемой мощности.
Нагрузочные (переменные) потери (∆Wн) – потери в линиях, силовых трансформаторах и токоограничивающих реакторах, зависящие от передаваемой нагрузки.
Потери, обусловленные погрешностью системы учета (∆Wпогр), определяются в зависимости от погрешностей трансформаторов тока (далее – ТТ), трансформаторов напряжения (далее – ТН), счетчиков и соединительных проводов.
Технологические потери определяются по выражению:
∆WНТПЭ = ∆Wу-п + ∆Wн + ∆Wпогр. (2.1)
Условно-постоянные потери включают в себя:
- потери на холостой ход силовых трансформаторов (автотранс-форматоров);
- потери на корону в воздушных линиях (далее – ВЛ) 110 кВ и выше;
- потери в компенсирующих устройствах (далее – КУ): синхронных компенсаторах, батареях статических конденсаторов, статических тиристорных компенсаторах; шунтирующих реакторах (далее – ШР); соединительных проводах и сборных шинах распределительных устройств подстанций (далее – СППС);
- потери в системе учета электроэнергии (ТТ, ТН, счетчиках и соединительных проводах);
- потери в вентильных разрядниках, ограничителях перенапряжения;
- потери в устройствах присоединений высокочастотной связи (далее – ВЧ-связи);
- потери в изоляции кабелей;
- потери от токов утечки по изоляторам ВЛ;
- расход электроэнергии на собственные нужды (далее – СН) подстанций (далее – ПС) и на плавку гололеда.
Условно-постоянные потери определяются по формулам и нормативным коэффициентам, изложенным в Порядке расчета и обоснования нормативов технологических потерь электроэнергии при ее передаче по электрическим сетям, утвержденном приказом Минпромэнерго России № 267 от 4 октября 2005 г. (далее – Порядок).
Нагрузочные потери электроэнергии могут быть рассчитаны одним из пяти методов в зависимости от объема имеющейся информации о схемах и нагрузках сетей (методы расположены в порядке снижения точности расчета):
1) методом оперативных расчетов;
2) расчетных суток;
3) средних нагрузок;
4) числа часов наибольших потерь мощности;
5) оценки потерь по обобщенной информации о схемах и нагрузках сети.
Потери мощности в сети при использовании для расчета потерь электроэнергии методов 1– 4 рассчитываются на основе заданной схемы сети и нагрузок ее элементов, определенных с помощью измерений или с помощью расчета нагрузок элементов электрической сети в соответствии с законами электро-техники.
Потери электроэнергии по методам 2–4 могут рассчитываться за каждый месяц расчетного периода с учетом схемы сети, соответствующей данному месяцу. Допускается рассчитывать потери за расчетные интервалы, включающие в себя несколько месяцев, схемы сетей в которых могут рассматриваться как неизменные. Потери электроэнергии за расчетный период определяют как сумму потерь, рассчитанных для входящих в расчетный период месяцев (расчетных интервалов).
Детальное изложение методов и особенностей их применения приведено в Порядке.
Потери, обусловленные допустимыми погрешностями системы учета электроэнергии – относительные потери электроэнергии (%), обусловленные допустимой погрешностью системы учета электроэнергии (dпогр), определяются как предельное значение величины допустимого небаланса электроэнергии в целом по электроснабжающему предприятию с учетом данных измерительных комплексов по выражению
dпогр = , (2.2)
где di(dj) – погрешность измерительного канала поступившей (отпущенной) активной электроэнергии по ЭСО;
di (dj) – доля поступившей (отпущенной) активной электроэнергии от поступления в целом по предприятию;
n – количество точек учета, фиксирующих поступление электроэнергии;
m – количество точек учета, фиксирующих отпуск электроэнергии крупным потребителям;
k3 – количество точек учета 3-фазных потребителей;
k1 – количество точек учета 1-фазных потребителей;
d3 – суммарная доля потребления электроэнергии 3-фазными потребителями (минус учтенные в «m») от суммарного поступления электроэнергии в сеть предприятия;
d1 – суммарная доля потребления электроэнергии 1-фазными потребителями (минус учтенные в «m») от суммарного поступления электроэнергии в сеть ЭСО.
Абсолютные потери электроэнергии, обусловленные допустимой погрешностью системы учета электроэнергии, определяются по выражению
∆Wпогр =, (2.3)
где Wпост – поступление электроэнергии в сеть в целом по предприятию за расчетный период.
Погрешность измерительного канала активной электроэнергии определяется по формуле
, (2.4)
где dсч, dТТ, dТН – основные допустимые погрешности счетчиков, трансформаторов тока, трансформаторов напряжения при нормальных условиях (принимаются по значению классов точности установленных приборов, но не более указанных в ПУЭ), %;
dл – предел допустимых потерь напряжения в линиях присоединения счетчиков к ТН (по ПУЭ), %.
В качестве задания студентам предлагается определить уровень технологических потерь электроэнергии для заданной преподавателем схемы с указанными параметрами элементов и режима электропотребления.