Последовательность внедрения мероприятий

4. Последовательность внедрения мероприятий

по снижению потерь электроэнергии

4.1. В первую очередь рекомендуется выполнение организационных мероприятий по оптимизации режимов электрических сетей и совершенствованию их эксплуатации (мероприятия с индексами 1.1 - 1.5 Приложения 1 к настоящей Инструкции), а также мероприятий по совершенствованию систем расчетного и технического учета электроэнергии (мероприятия с индексами 3.1 - 3.22 Приложения 1 к настоящей Инструкции).

4.2. Преимущество первоочередного внедрения имеют технические мероприятия с меньшим сроком окупаемости затрат на внедрение.

4.3. Определение срока окупаемости в годах рекомендуется по формуле:

технических мероприятии, тенге/кВт·ч.- соответственно суммарные затраты на внедрение и суммарное

приведенное к году снижение потерь электроэнергии от

внедрения технических мероприятий одного наименования

подчиненных подразделений, тыс.тенге, тыс.кВт·ч;Суммирование и целесообразно вести отдельно для технических мероприятий по снижению потерь и для технических мероприятий с сопутствующим снижением потерь.

4.4. При необходимости расчета абсолютного годового экономического эффекта от внедрения мероприятий по снижению потерь электроэнергии в электрических сетях рекомендуется формула:

4.6. Эффективность каждого последующего мероприятия определяется с учетом уже достигнутого эффекта, полученного от внедрения всего предшествовавшего комплекса организационных и технических мероприятий.

• 5. Определение фактического снижения потерь электроэнергии

• от внедрения мероприятий по снижению потерь

5.1. Расчет фактического снижения потерь электроэнергии при проведении организационных мероприятий рекомендуется в следующей последовательности:

Это одно из наиболее эффективных организационных мероприятий по снижению потерь электроэнергии в распределительных электрических сетях, особенно в городских сетях 6-10 кВ.

Оптимизацию мест размыкания линий 6-35 кВ рекомендуется проводить с учетом изменения потерь электроэнергии в оптимизируемой сети и в питающей ее замкнутой основной сети 110 кВ и выше энергосистемы. Однако в связи с увеличением объема сети из-за одновременного учета сетей всех классов напряжений возможно выполнение расчетов по оптимизации мест размыкания линий 6-35 кВ отдельно от основных сетей системы.

Для расчета эффекта от оптимизации мест размыкания распределительных сетей рекомендуется следующая последовательность:

1. Определение снижения потерь электроэнергии в размыкаемой сети () как разницы потерь мощности до и после размыкания и пересчет в потери электроэнергии в соответствии с [1], тыс.кВт·ч.
, (6)
где: - коэффициент, учитывающий точность метода расчета потерь электроэнергии, определяемый по формуле:

,
где:  - среднеквадратичная погрешность, %, используемого метода расчета;, - потери электроэнергии в размыкаемой распределительной сети соответственно до и после размыкания, тыс.кВт ч.2. Уточнение нагрузки подстанций основной сети энергосистемы в соответствии с изменившейся схемой распределительной сети.

3. Расчет потери электроэнергии в основной сети () энергосистемы при уточненных нагрузках подстанций и определяется изменение потерь электроэнергии в ней по формуле, тыс.кВт·ч:

При расчете снижения потерь от размыкания распределительной сети без учета эффекта в основной сети фактическое снижение потерь рекомендуется в 70 % от полученного по формуле (6), т.е.

Цель - 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 информационной обеспеченности и степени практической реализации результатов. Рекомендуется проведение не менее 16 расчетов в год, для каждого из четырех характерных периодов (зима, весна, лето и осень) расчеты оптимальных режимов 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 рекомендуются по приближенно вычисленным нагрузкам.

Степень практической реализации результатов расчета - это степень 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:

, (14)
где: , - снижение потерь мощности, МВт, (со своими 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) отрицательное. Это дополнительное доказательство недопустимости оптимизации лишь одного режима; - продолжительность в году j-го периода, сутки;m - число характерных периодов; - эквивалентное время режима наибольших нагрузок за сутки (15) ,

РПН за характерные сутки j-го периода, определяемое по формуле:

При наличии трансформаторов связи с ПБВ расчеты рекомендуются в следующем порядке.

1. Все трансформаторы связи условно с РПН и рекомендуются расчеты оптимальных значений коэффициентов трансформации для часов м.с.н. и н.п.н. ( и соответственно) характерных суток j-го периода.

2. Определение коэффициентов трансформации трансформаторов с ПБВ для каждого трансформатора по формуле:

Определение планируемого снижения потерь электроэнергии рекомендуется по результатам оптимизации двух планируемых режимов работы основной сети энергосистемы (зимнего максимального и летнего минимального) по формуле, тыс.кВт·ч:

Рекомендуется оценка целесообразности такого перевода с помощью программы оптимизации режима основной электросети энергосистемы по реактивной мощности и только для генераторов, не используемых в определенный период времени. Как правило, это либо малоэкономичные генераторы, выводимые из работы на период сезонного снижения нагрузки, либо генераторы электростанций, работающих на дефицитном топливе (9).

Формула определения фактической эффективности мероприятия:
, (19)
где: - фактическое снижение потерь электроэнергии в сети энергосистемы, соответственно, без перевода и с переводом генератора в режим СК, определяемое по формуле (14).

- потребление электроэнергии генератором в режиме СК (20),

, (20)
где: - коэффициент, учитывающий форму графика нагрузки генератора, определяемый по формуле;

, (21)
где: - средняя нагрузка генератора (Мвар) за время работы в режиме СК; - максимальная реактивная мощность генератора, тыс. квар; - сумма абсолютных значений выработанной и потребленной реактивной энергии за время Т.Т - фактическое время непосредственной работы генератора на сеть, часы.Коэффициенты А, В и С зависимы от характеристик генератора и определяются в соответствии с [3].

Определение планового снижения потерь электроэнергии от внедрения мероприятия рекомендуется по формулам, аналогичным (19 - 21), с учетом, что определение рекомендовано по формуле (18), а в выражения (20) и (21) рекомендуется использовать плановое время непосредственной работы генератора на сеть.

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 рекомендуется за счет выполнения организационно-технических мероприятий на электростанциях.

Для расчетов эффективности мероприятия рекомендуются построить зависимости (по отчетным данным прошлых лет) суммарных нагрузочных потерь электроэнергии в системообразующей электрической сети от выработки электроэнергии нестабильно работающих электрической станции.

Определение снижения потери электроэнергии (тыс.кВт·ч ) в сети рекомендуется по формуле:
, (22)
где: - потери электроэнергии в системообразующей сети, определяемые по зависимостям при соответственно уменьшенной ( ) и увеличенной ( ) выработке электроэнергии данной электростанцией.Мероприятие 1.5. Оптимизация распределения нагрузки между подстанциями электрической сети 110 кВ и выше переключениями в ее схеме.

Проведение мероприятий рекомендуется при сезонных изменениях нагрузки не менее двух раз в год. Определение фактического снижения потерь рекомендуется разницей значений, рассчитанных по формуле (14), полученных соответственно до и после выполнения мероприятия.

Проведение мероприятия рекомендуется для снижения влияния неоднородности электрической сети напряжением 110 кВ и выше на режим ее работы. Проведение размыкания контуров в оптимальных местах рекомендуется к разгрузке сетей более низкого напряжения и снижению общих потерь электроэнергии в целом при сохранении требуемого уровня надежности электроснабжения потребителей.

В качестве количественной характеристики неоднородности каждого независимого контура рекомендуется значение отклонения потерь мощности в контуре от оптимального уровня (дополнительных потерь):
, (23)
где: - отклонение от оптимального комплексного значения тока (его активная и реактивная составляющие), активное сопротивление i-ой ветви контура, содержащего n ветвей.Определение значения отклонений от оптимальных значений активных и реактивных составляющих токов в ветвях рекомендуется расчетом предварительно оптимизированного или не оптимизированного режима максимальных нагрузок с использованием соответствующих программ.

Классификация замкнутых контуров рекомендуется по значению дополнительных потерь мощности (23).

Рекомендуется дальнейшее рассмотрение контуры со значением дополнительных потерь более 100 кВт. В случае, если предварительная оптимизация режима не выполнялась, и при превышении составляющей дополнительных потерь от реактивных токов составляющую потерь от активных токов, первоочередной задачей рекомендуется оптимизация коэффициентов трансформации трансформаторов (автотрансформаторов) данного контура. Определение точки размыкания контура в сети низшего напряжения рекомендуется наложением на токи в ветвях, начиная от точек естественного потокораздела, уравнительного тока контура, равного:
, (24)
Совпадение точек потокораздела по активной и реактивной составляющим тока после наложения уравнительного тока дает однозначное решение о выборе точки размыкания контура. При невыполнении этого условия размыкание контура рекомендуется в одной из точек потокораздела в зависимости от дополнительных потерь, обусловленных размыканием.

Определение фактического снижения потерь мощности рекомендуется по результатам расчета оптимального (установившегося) режима сети после размыкания, выполняемого с использованием тех же, что и ранее, программ.

Расчет снижения потерь электроэнергии рекомендуется по формуле (8) или (14) в зависимости от исходных данных.

Приведенная методика рекомендуется и для определения снижения потерь электроэнергии при внедрении мероприятия 1.1 Приложения 1 к настоящей Инструкции.

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.

Законами регулирования напряжения в ЦП (если в ЦП установлены трансформаторы с РПН) или установленными рабочими ответвлениями трансформаторов (если последние с ПБВ) обеспечивается минимально возможные потери электроэнергии в сети при допустимых отклонениях напряжения у потребителей. В соответствии с требованиями [23] для обеспечения допустимых отклонений напряжения в сетях 380 В и 6-20 кВ необходимо на шинах 6 - 20 кВ ЦП рекомендуются отклонения напряжения не менее +5% в режиме наибольших нагрузок и не более номинального напряжения в режиме наименьших нагрузок .

Возможность превышения напряжения сверх + 5% определяется параметрами и режимами работы сетей 6 - 20 кВ и 380 В. Точные значения и могут быть получены при расчете режимов работы этих сетей [9]. Однако для подавляющего большинства сетей допустимые по [23] отклонения напряжения у потребителей могут быть обеспечены, если на шинах 6-20 кВ ЦП поддерживаются отклонения и , а в промежуточных режимах - пропорционально изменению суммарной нагрузки.

При отсутствии в ЦП устройств РПН, не обеспечивается допустимые отклонения напряжения у потребителей во всех узлах и режимах. Выбор ответвлений трансформаторов с ПБВ рекомендуется из условия минимизации электроэнергии, потребляемой при недопустимых отклонениях напряжения.

Проведение данного мероприятия рекомендуется 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 рекомендуется по программам оптимизации режимов сети по реактивной мощности (мероприятие 1.2) или в соответствии с [10]. Аналогичный расчет рекомендуется на основании результатов измерения отклонений напряжений на шинах низшего напряжения всех ЦП в режимах наибольших ( ) и наименьших ( ) нагрузок и регистрации соответствующих им ответвлений трансформаторов ЦП. Указанные данные рекомендуется сводить в таблицу 1 (дан пример заполнения для сети 110 кВ, питающейся от ЦП (подстанция "A") 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- Результаты расчетов

Наименование подстанции, напряжения обмоток трансформаторовНаименование подстанции, от которой подается питаниеТип регулиру-ющего устройстваКоличество ответвлений и ступени регулирова-ния, %Режим наибольших нагрузокРежим наименьших нагрузок % % Подстанция "А" 220/110/10 кВ

ЦП сети 110 кВРПН17х1,5+26+43Подстанция "Б" 110/10 кВАРПН19х1,78+4505Подстанция "Е" 110/10 кВАРПН19х1,78+10+10Подстанция "Ж" 110/35/10 кВ

ЦП сети 35 кВАРПН19х1,78+40+52Подстанция "З" 35/10 кВБПБВ5х2,5+32+12Подстанция "М" 35/10 кВБПБВ5х2,5+24-34

Расчеты начинаются 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 и . При этом изменения напряжения в режимах наибольших и наименьших нагрузок составят соответственно:

Если в ЦП находится трансформатор с ПБВ, то необходимое изменение напряжения определяют по формуле:

Снижение потерь электроэнергии определяют по формуле:

Повышение напряжения в ЦП сети 35 кВ на и (если в ЦП сети 35 кВ установлен трансформатор с РПН) или на (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 выбирает 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.

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-I трансформаторах. Отключение одного из n однотипных трансформаторов целесообразно в режимах, при которых нагрузка трансформаторов:

Фактическое снижение потерь электроэнергии при отключении трансформатора определяется по формуле:

Отключение трансформаторов менее чем на 2 ч не рекомендуется.

В целях систематического внедрения мероприятий 1.8 и 1.9 Приложения 1 к настоящей Инструкции рекомендуется разработка графиков отключения силовых трансформаторов подстанций в режимах малых нагрузок и трансформаторов с сезонной нагрузкой.

Для упрощения расчета эффекта от отключения трансформаторов рекомендуется использование усредненных норм эффективности, приведенных в приложении 9 к настоящей Инструкции.

Определение фактического снижения потерь электроэнергии за счет устранения систематической несимметрии (неравномерного распределения токовых нагрузок по фазам) рекомендуется по формуле:

Перераспределение нагрузки в сети рекомендуется, если среднее за указанный период значение тока на головном участке нулевого провода более 15 A для сетей сельскохозяйственного назначения.

Для упрощения расчетов снижения потерь электроэнергии от внедрения мероприятия рекомендуется использование усредненного значения, приведенного в приложении 10 к настоящей Инструкции.

Мероприятие 1.11. Сокращение продолжительности технического обслуживания и ремонта основного оборудования электростанций и сетей.

Внедрение этого мероприятия наиболее эффективно для транзитных линий электропередачи большой пропускной способности автотрансформаторов связи и т.п., отключение которых вызывает значительное повышение потерь в сети. Уменьшение продолжительности таких отключений рекомендуется улучшением организации работ, совмещением ремонтов последовательно включенных элементов сети, проведением их по оптимальному графику, выполнением пофазных ремонтов и т.д.

Определение фактической эффективности от проведения мероприятия рекомендуется лишь для тех работ, на которые определены нормативы продолжительности проведения. В этом случае энергосистемам рекомендуется для типовых ремонтных схем иметь данные о повышении потерь электроэнергии в электрических сетях при отключении на 1 час отдельных линий и оборудования подстанций. По этим данным рекомендуется определение среднегодового снижения потерь электроэнергии от выполнения мероприятия по формуле:

, (39)
где: - среднегодовое снижение потерь электроэнергии, % суммарных потерь в сетях; - планируемые потери электроэнергии в сетях, на которые данное мероприятие оказывает влияние.Рекомендуется ежегодная корректировка среднегодового снижения потерь на основании опыта эксплуатации, капитальных и текущих ремонтов.

Определение фактического снижения потерь рекомендуется следующим образом.

При сокращении на время продолжительности, например, ремонта генератора, синхронного компенсатора, линии или трансформатора связи в основной замкнутой сети системы напряжением 110 кВ и выше определение снижения потерь электроэнергии рекомендуется по формуле:
, (40)
где: и - нагрузочные потери мощности в основной сети системы в максимум ее нагрузки соответственно при отключенном и включенном элементе (определяются для рабочих режимов по программам оптимизации);

- средняя за время активная нагрузка системы в целом;

- максимальная активная нагрузка суммарного графика нагрузки собственных потребителей системы в целом в зимний контрольный день;

и - потери холостого хода в сети системы соответственно при отключенном и включенном элементе (для линий равны нулю).

При сокращении продолжительности ремонта одного из трансформаторов центра питания радиальной сети или одной из цепей параллельно работающих радиальных линий потери учитываются только в параллельных элементах, один из которых отключается. Значения и относятся при этом к нагрузке этих элементов.

Определение снижения расхода на собственные нужды подстанций рекомендуется по отношению к нормативам расхода, установленным в [11] и рассчитываемым для всех подстанций с потребителями и установленными счетчики электроэнергии собственных нужд. Рекомендуется систематическое уточнение нормативов, исходя из фактического расхода.

Рекомендуется обеспечение экономии расхода электроэнергии на собственные нужды рационализацией режимов работы электрообогрева помещения подстанций и обогрева приводов выключателей в ОРУ, оптимизацией режимов работы вентиляторов обдува трансформаторов и т.п.

Обеспечение значительной экономией, в частности, рекомендуется установкой и вводом в работу автоматики отключения - включения устройства электрообогрева и обдува. Весьма перспективно оснащение трансформаторов и автотрансформаторов подстанций установками отбора тепла для теплоснабжения зданий управления подстанций и других помещений.

Определение планируемого снижения расхода электроэнергии на собственные нужды подстанций рекомендуется, исходя из плановых мероприятий по экономии расхода электроэнергии на собственные нужды.

Определение фактического снижения расхода электроэнергии на собственные нужды рекомендуется разностью между установленной нормой расхода и фактическим расходом электроэнергии , определяемым по показаниям счетчиков собственных нужд

Мероприятие предназначено для потребителей электроэнергии с целью уменьшения максимума и выравнивания графика нагрузки.

Определение в общем виде снижения потерь электроэнергии от выполнения мероприятия рекомендуется разностью коэффициентов формы графика по формуле:
, (42)
где: - соответственно, отпущенная в электрическую сеть активная и реактивная электроэнергия, тыс.кВт·ч;

U - номинальное напряжение сети, кВ;

T - расчетный период, ч;

- эквивалентное сопротивление сети, Ом;

- коэффициенты формы графика суммарной нагрузки сети до и после выравнивания, соответственно определяемые как отношение среднеквадратичного значения нагрузки по графику к ее среднему значению.

Учитывая сложность расчетов по формуле (42), до разработки и внедрения специальной методики и программы рекомендуется применение упрощенной формулы расчета эффекта:

Мероприятие предназначены на подстанций, где установленные на трансформаторах РПН устройства автоматического регулирования напряжения по каким-либо причинам переведены в режим дистанционного управления.

Основной эффект от внедрения мероприятия - повышение возможностей регулирования напряжения.

Определение фактического снижения потерь электроэнергии рекомендуется разностью значений, рассчитанных по формуле (14), полученных соответственно до и после выполнения мероприятия.

Для приближенной оценки эффекта от выполнения мероприятия рекомендуются усредненные данные (приложение 9 к настоящей Инструкции).

Мероприятие 1.15. Выполнение работ под напряжением.

Значительный эффект от мероприятия по снижению потерь электроэнергии достижим при выполнении работ под напряжением в замкнутых электрических сетях энергосистем напряжением 220 кВ и выше. Снижение потерь электроэнергии - за счет сокращения продолжительности неоптимальных ремонтных режимов электрических сетей. Работы под напряжением, выполняемые на ВЛ 220-750 кВ, влияют на потери электроэнергии нескольких связанных этими ВЛ энергосистем.

Формула определения снижения потерь от внедрения мероприятий:
, (44)
где: - снижение потерь мощности в основной электрической сети энергообъединения при средних загрузках за период, в течение которого выполняются работы под напряжением на i-й линии;

- определяется по программам расчета установившихся режимов как разница потерь мощности в сети при отключенной и включенной i-й линии. Если на части ВЛ работы под напряжением выполняются одновременно, расчет для этой группы линий нужно проводить при предположении их одновременного отключения;

m - число линий, на которых проводятся работы под напряжением в течение года;

- время, в течение которого нужно было бы проводить ремонтные работы с отключением i-й линии в объеме, выполняемом под напряжением.

5.2 Определение снижения годовых потерь электроэнергии в сети при внедрении технических мероприятий с индексами 2.1, 2.3, 2.11, 2.12, 2.14 Приложения 1 к настоящей Инструкции, рекомендуется по формуле:

При использовании формулы (45) рекомендуется следующее:

- расчет потерь электроэнергии рекомендуется для всей сети при измененных параметрах участка при выполнении мероприятия, связанного с изменением параметров участка основной (замкнутой) электрической сети энергосистемы, так как при этом возможно перераспределение потоков мощности практически между всеми ее элементами;

- расчет потерь электроэнергии при выполнении мероприятия на участке замкнутой сети, питающейся от одного ЦП, рекомендуются только для сети, присоединенной к ЦП;

- при выполнении мероприятия на участке радиальной сети или в ЦП радиальной сети рекомендуется учет изменения потерь только на этом участке. Коэффициент равен единице.

5.3 При выборе и оценке эффективности отдельных технических мероприятий рекомендуется учитывать следующие их особенности:

Фактическое снижение потерь электроэнергии, определяемое по формуле (45), уменьшается на потери в компенсирующих устройствах, определяемых по формуле (20), а для батарей конденсаторов по формуле:

Для ориентировочной оценки снижения потерь электроэнергии от установки и ввода в работу устройства компенсации в разомкнутой электрической сети рекомендуется формула:

 - время наибольших потерь, ч.

При отсутствии проектных расчетов определение планируемого снижения потерь электроэнергии при установке батарей статических конденсаторов рекомендуется ориентировочно данными таблицы 2. Данные в первых двух строках таблицы - для городские и сельские электрические сети, находящиеся на балансе энергосистем.

Если планируется установка батареи конденсаторов мощностью 5,3 Мвар на шинах 10 кВ городской подстанции 110/10 кВ, то ориентировочно плановое снижение потерь электроэнергии при этом рекомендуется оценить значением

Назначение сетиНоминальное напряжение подстанции, на которой установлена БК, кВСредняя удельная эффективность установки БК (тыс.кВт·ч/Мвар) при номинальном напряжении подстанции, кВ35/6-10110/6-10220/6-10Городская0,38330310230Сельская0,38480450375Любого назначения, в том числе сеть потребителя6-2019016060

Средняя энергоэффективность при установке батарей конденсаторов в электрических сетях энергосистем - 130 тыс.кВт·ч/Мвар.год, в электрических сетях потребителей - 200 тыс.кВт·ч/мвар.год, при установке синхронных компенсаторов - 100 тыс.кВт·ч/МВ·А·год.

Примечание. Данные определены с учетом потерь электроэнергии в СК и БК, распределения БК по подстанциям с номинальным напряжением, указанным в таблице 2. Эти данные рекомендуются к уточнению по мере совершенствования технических параметров компенсирующих устройств и средств управления ими.

Мероприятие 2.2. Увеличение рабочей мощности установленных в электрических сетях синхронных компенсаторов.

Увеличение рабочей мощности СК достигается в основном за счет перевода их на водородное охлаждение, а также за счет повышения качества ремонтов. Определение фактического снижения потерь электроэнергии при этом рекомендуется по формуле:

При одновременном увеличении мощности нескольких СК по программам оптимизации режимов рекомендуется определение лишь их общей эффективности. При последовательном увеличении в течение года рабочей мощности нескольких СК определение снижения потерь рекомендуется суммой снижений потерь в интервалах между увеличениями мощностей СК. Снижение потерь в каждом интервале определяется разностью между потерями при первоначальной и увеличенной мощности всех СК с рабочей мощностью, измененной ко времени рассчитываемого интервала.

Оценка целесообразности замены проводов перегруженных линий рекомендуется по минимуму приведенных затрат на замену. При этом учитывается фактическая нагрузка линий, предполагаемое ее увеличение на ближайшую перспективу и стоимость замены проводов.

Замена проводов существующих сечений проводами больших сечений в сетях 6-10 кВ, как правило, эффективна, если максимальные токовые нагрузки этих проводов больше значений, указанных в таблице 3.
Таблица 3 – Токовые нагрузки проводов

Существующие сечения проводов, мм²19,6251625355070(стальные)(алюминиевые и сталеалюминиевые)Токовые нагрузки проводов, А13305070100135210

При приближенной оценке целесообразности замены проводов на ВЛ 380 В рекомендуется руководство экономическими интервалами нагрузок, приведенными в таблице 4.
Таблица 4 – Экономические интервалы нагрузок

Марка и сечение провода, мм²А-16+А-162хА-16

+А-163хА-16

+А-163хА-25

+А-253хА-50

+А-50Экономические интервалы нагрузок для ВЛ 380 В сельскохозяйственного назначения, А0-4,64,6-8,88,8-20,520,5-38,6Свыше 38,6

Сечение провода на перегруженной линии рекомендуется изменять на превышающее существующее на две ступени (A-16 - на А-35, А-35 - на А-70).

Определение фактического снижения потерь электроэнергии рекомендуется по формуле (45) для сетей всех классов напряжений.

При отсутствии проектных расчетов определение снижения потерь в сетях 380 В и 6-10 кВ рекомендуется по усредненным удельным значениям, приведенным в приложении 4 к настоящей Инструкции, а в сетях более высокого напряжения - так же, как и фактическое, по формуле (45).

Мероприятие 2.4. Замена ответвлений от ВЛ 0,38 кВ к зданиям.

Определение фактического снижения потерь электроэнергии при проведении мероприятия рекомендуется суммой снижений потерь в заменяемых ответвлениях, рассчитываемых по формуле:

- для алюминиевых и сталеалюминевых проводов Ом·мм²/км,

- для медных 18,6 Ом·мм²/км,

- для стальных при токе нагрузки 3-5 А Ом·мм²/км;

Рекомендуется приближенная оценка снижения потерь при проведении мероприятия по усредненной норме, приведенной в приложении 4, и по формуле:

При рассмотрении целесообразности замены или установки дополнительных трансформаторов рекомендуется руководствоваться [11, 12], а также следующими рекомендациями.

Замена перегруженных или ввод в работу дополнительных разгрузочных трансформаторов на подстанции рекомендуется, если коэффициент загрузки трансформаторов больше верхнего предела экономически целесообразной загрузки

. (50)
Верхний предел загрузки определяется по формуле
, (51)
где: и - паспортные значения потерь соответственно холостого хода и короткого замыкания, кВт;

и - удельные затраты (тенге/(кВт·ч) на потери электроэнергии соответственно холостого хода и короткого замыкания, определяемые в соответствии с разделом 8 и приложениями 5, 6 к настоящей Инструкции.

индекс относится к заменяемому трансформатору, с + 1 - к заменяющему большей мощности;

При добавлении дополнительного трансформатора значения и являются суммарными для всех трансформаторов, установленных до ввода дополнительного, и - то же после его ввода.

В результате замены перегруженного трансформатора или установки дополнительного происходит снижение нагрузочных потерь
, (52)
и увеличение потерь холостого хода
, (53)
где T - продолжительность работы трансформатора, ч.

Суммарное снижение потерь электроэнергии составляет

Замена недогруженного трансформатора трансформатором меньшей мощности рекомендуется, если прогнозируемый на 4 - 5 лет коэффициент его загрузки в режиме наибольших нагрузок меньше нижнего предела экономически целесообразных загрузок, а установка трансформатора меньшей мощности не приводит к его перегрузке в нормальном (а для двухтрансформаторных подстанций и более - и в аварийном) режиме.

Первое условие записывается в виде
, (55)

а второе
, (56)

Индекс относится к заменяемому трансформатору, a - к заменяющему меньшей мощности.

Определение нижнего предела экономически целесообразного коэффициента загрузки трансформатора при наличии достаточного количества трансформаторов данной мощности рекомендуется из условия минимума затрат на потери электроэнергии по формуле
. (57)
В этом случае

При недостатке трансформаторов данной мощности для замены недогруженных или перегруженных трансформаторов нижний предел экономически целесообразного коэффициента загрузки рекомендуется к увеличению

Мероприятие рекомендуется потребителям, как одно из самых эффективных по снижению потерь электроэнергии.

Необходимая степень компенсации реактивной мощности потребителя и режимы работы установленных в его сетях компенсирующих устройств рекомендуются в соответствии с [16]. При правильном применении указанных документов оснащенность сетей потребителей компенсирующими устройствами коэффициент мощности  ежегодно увеличивается. Определение значения  рекомендуется соотношением
, (61)
где: - мощность компенсирующих устройств в сетях потребителей системы, тыс.квар;

- максимальная активная нагрузка энергосистемы (собственных потребителей), МВт.

При правильном планировании вероятно увеличение значения  на 1,5 - 2,0 %, причем в большей степени мощность компенсирующих устройств увеличиваться у потребителей, удаленных от генерирующих узлов сети. Определение планируемого снижения потерь рекомендуется по формуле

Если, например, конденсаторные батареи мощностью , и устанавливаются в электрических сетях потребителей, питающихся от подстанций с высшим номинальным напряжением соответственно 220 кВ и выше, 110 и 35 кВ, то определение снижения потерь рекомендуется по формуле

Определение фактического снижения потерь электроэнергии в электрических сетях энергосистемы рекомендуется с учетом фактически установленных компенсирующих устройств у промышленных потребителей и реальных значений эффективности компенсации реактивной мощности в узлах сети данной энергосистемы.

5.4 Определение фактического снижения потерь электроэнергии при выполнении мероприятий с индексами 2.7 - 2.10 приложения 1 к настоящим Методическим указаниям рекомендуется по формуле:
, (64)
где и - значения снижения потерь электроэнергии, определяемые по формуле (14), если трансформатор с РПН, линейный регулятор или вольтодобавочный трансформатор (ВДТ) устанавливаются в замкнутой сети, и по формулам (24 - 26) для мероприятия 1.7 (оптимизация рабочих напряжений а центрах питания радиальных сетей), если трансформатор с РПН или линейный регулятор устанавливается в ЦП радиальной сети соответственно до и после установки трансформаторов.

Установка РПН в ЦП 10 кВ снижает потери не только в сети 10 кВ, но и в сети более высокого класса напряжения за счет расширения возможностей регулирования.

При отсутствии проектных расчетов и данных о фактической эффективности мероприятий для оценки планируемого снижения потерь при внедрении мероприятий 2.7 - 2.10 (приложение 1 к настоящей Инструкции) рекомендуются усредненные значения, приведенные в приложении 3 к настоящим Инструкции.

5.5. Мероприятия с индексами 2.11, 2.12 и 2.14 (приложение 1 к настоящей Инструкции) - это мероприятия с сопутствующим снижением потерь электроэнергии. Оценка целесообразности их внедрения рекомендуется на стадии проектирования электрических сетей и разработки схем их развития. Определение снижения потерь электроэнергии при подготовке отчетных данных о выполнении мероприятий рекомендуется по формуле (45) с учетом изложенных в пункте 6.2 настоящего раздела.

Наиболее подробно определение эффективности перевода электрических сетей с 6 на 10 кВ изложено в [22].

При отсутствии проектных расчетов определение снижения потерь электроэнергии в электрических сетях при их переводе с 6 на 10 кВ и с 35 на 110 кВ рекомендуется по усредненным значениям, приведенным в приложении 4 к настоящим Инструкции.

Средний эффект снижения потерь электроэнергии от оптимизации загрузки электрических сетей за счет строительства разгрузочных линий напряжением 110-220 кВ - 17,5 тыс.кВт·ч/км^.год.

Мероприятие 2.15. Установка и ввод в работу батарей конденсаторов для продольной компенсации.

Установка продольной компенсации (УПК) снижает индуктивное сопротивление линии электропередачи за счет включения емкостного сопротивления в "рассечку" линии. При этом реактивное сопротивление линии, Ом, определяется по формуле

- снижением потерь электроэнергии во внешней сети (до УПК) за счет снижения реактивной нагрузки, передаваемой по линии, и,

- снижением потерь в сети после УПК за счет повышения уровня напряжения в ней.

Определение суммарного снижения потерь электроэнергии в сети рекомендуется по формуле (14), расчетом оптимальных режимов электрической сети и соответствующих им потерь в исходной схеме (без УПК) и в схеме с дополнительным емкостным сопротивлением

• 
  
  жүктеу/скачать 1.06 Mb.
  
  Достарыңызбен бөлісу: