Расчет потерь энергии по времени максимальных потерь

Для определения потерь электроэнергии производимрасчёт сопротивлений и проводимостей линий и трансформаторов.

Активное и индуктивное сопротивление проводов, переменному току пользуясь формулами [1]:

; ,

где R0 – погонное активное сопротивление, не учитывающее изменение сопрот-я при нагреве провода, его значение принимаем из справочника, Ом/км, [1];

Х0 – погонное индуктивное сопротивление, учитывающее радиус провода и расстояние между проводами, его значение принимаем из справочника, Ом/км, [1];

Lл – длина провода линии, км.

Общее сопротивление линии определяем по формуле:

,

Расчеты сопротивлений отходящих линий приведены в таблице 6.1.

Таблица 6.1. – Расчет сопротивления отходящих линий

№	Наименование линии	Длина, км	Марка провода	Погонное сопротивление	Полное сопротив-ление Z, Ом
активное R0, Ом/км	реактивное Х0, Ом/км
	ВЛ 110 кВ Павино-Вохма	48,0	АС-95	0,30	0,332	21,48
	ВЛ 110 кВ Павино-Никольск	70,4	АС-95	0,30	0,332	31,56
	ВЛ 110 кВ Павино-Пыщуг	38,2	АС-70	0,30	0,332	17,09
	ВЛ 35 кВ Павино-Хорошая	27,5	АС-70	0,42	0,341	14,89
	ВЛ 35 кВ Павино-Леденгск	20,0	АС-70	0,42	0,341	10,82
	ВЛ 10 кВ Ф10-01	13,75	А-50	0,576	0,325	9,13
	ВЛ 10 кВ Ф10-02	52,63	А-50	0,576	0,325	34,79
	ВЛ 10 кВ Ф10-04	54,27	А-50	0,576	0,325	35,91
	ВЛ 10 кВ Ф10-05	35,30	А-50	0,576	0,325	23,35
	ВЛ 10 кВ Ф10-06	14,84	А-50	0,576	0,325	9,79
	ВЛ 10 кВ Ф10-07	5,88	А-50	0,576	0,325	3,90
	ВЛ 10 кВ Ф10-08	18,92	А-50	0,576	0,325	12,30

Потери электроэнергии в линии можно определить по формуле [10]:

, (6.1)

где R_л – активное сопротивление линии, Ом:

t_год – число часов работы линии в году, tгод = 8760 часов [13];

U_ном – номинальное напряжение линии, В.

Реальная линия работает с переменной нагрузкой, тогда для каждой нагрузки потери энергии будут различны, поэтому исходя из суточных графиков нагрузок, для зимнего и летнего дня потери электроэнергии определяем как [13]:

, (6.2)

где Sмах – максимальная нагрузка линии, определяется из суточных графиков нагрузок, кВА;

– время потерь, принимаем из литературы [14] для смешанных потребителей с преобладанием производственной нагрузки 1800 часов.

Расчеты потерь энергии в линиях 10 кВ приведены в таблице 6.2.

Таблица 6.2. – Расчет потерь энергии в линиях 10 кВ.

Наименование	Sмах, кВА	Длина, км	R0, Ом/км	Rл, Ом	ч	Uном В	кВт∙ч
ВЛ 10 кВ Ф10-01		13,75	0,576	7,92
ВЛ 10 кВ Ф10-02		52,63	0,576	30,31
ВЛ 10 кВ Ф10-04		54,27	0,576	31,26
ВЛ 10 кВ Ф10-05		35,30	0,576	20,33
ВЛ 10 кВ Ф10-06		14,84	0,576	8,55
ВЛ 10 кВ Ф10-07		5,88	0,576	3,39
ВЛ 10 кВ Ф10-08		18,92	0,576	10,90

Потери активной энергии в трансформаторах складываются как потери мощности из двух составляющих [10]:

DA_тр= DA_маг+ DA_обм , (6.3)

Потери энергии в магнитопроводе не зависят от степени загрузки трансформатора, так как магнитный поток в трансформаторе не изменяется при изменении нагрузки. Потери энергии в обмотках зависят от степени загрузки трансформатора. Таким образом, потери энергии в трансформаторе определим по формуле [15]:

DA_тр= DP_х.х t_год+ DP_к.з K²_{загр.макс} t_макс, (6.4)

где DP_х.х – паспортное значение потерь холостого хода, кВт;

DP_х.х – паспортное значение потерь короткого замыкания, кВт;

t_год – время работы трансформатора в году составляет 8760часов,исключая время ремонта трансформатора в течение года, которое принимаем равным 7 часам.[10];

K_{загр.макс} – коэффициент загрузки трансформатора.

Коэффициент загрузки вводных трансформаторов:

, (6.5)

где SТР – номинальная мощность трансформатора, кВА;

– максимальная суммарная нагрузка линий 10 кВ, кВА.

Для трансформатора ввод Т-1:

Для трансформатора ввод Т-2:

Потери энергии вводных трансформаторах Т-1 и Т-2 равны:

DA_трТ-1= 45 ∙ (8760-7) + 97 ∙ 0,10² ∙ 1800 = 395631 (кВт∙ч);

DA_трТ-2= 13 ∙ (8760-7) + 52 ∙ 0,47² ∙ 1800 = 134565 (кВт∙ч).

Потребляемая мощность на оборудование в фидер 10-06 по составленным актам баланса электроэнергии составила:

за июнь:

- в сети 10 кВ: Р_10кВ=746 кВт Q_10кВ=721 кВт;

- в сети 0,4 кВ: Р_0,4кВ=716 кВт, Q_0,4кВ=705 кВт;

за декабрь:

- в сети 10 кВ: Р_10кВ=932 кВт Q_10кВ=911 кВт;

- в сети 0,4 кВ: Р_0,4кВ=895 кВт, Q_0,4кВ=841 кВт;

А потери мощности на оборудование фидера Ф10-06 вычислены по формуле:

ΔР =[(Р²+Q²)/U²] ×R (6.6)

где U – максимальное значение напряжения, равное 10,5 кВ;

R – активное сопротивление линии или ТП, Ом;

- потери мощности нагрузочные (10 кВ):

(за июнь равны в линиях 11 кВт и в ТП 2 кВт, за декабрь – в линиях 15 кВт и в ТП 3 кВт);

- потери мощности 0,4 кВ в июне 17 кВт, в декабре 10 кВт;

- потери мощности холостого хода всех трансформаторов Ф10-06 путём их сложения из паспортных данных:

∑ΔР_хх=∑n×Р_хх (6.7)

∑ΔР_хх=ΔР_{хх(ТП-63)}×2+ΔР_{хх(ТП-100)}×1+ΔР_{хх(ТП-160)}×2+ΔР_{хх(ТП-250)}×(6-1)+ΔР_{хх(ТП-400)}×4

∑ΔР_хх=0,20×2+0,36×1+0,54×2+0,89×5+1,08×4=10,625 ≈11 кВт.

- суммарные потери мощности в июне 2013г составили ∑Р_обор.=11+2+17+11=41 (кВт), а в декабре 2013г ∑Р_обор.=15+3+10+11=39 (кВт).

Потери мощности в процентном выражении составляют:

ΔР_обор.%= (ΔР_{обор.кВт}/Р_{обор.кВт})×100, (6.8)

где ΔР_{обор.кВт} – потери мощности (нагрузочные, х.х., суммарные), кВт;

Р_{обор.кВт} – потребляемая мощность в линии 10 кВ и 0,4 кВ, кВт

1) в июне:

- в сети 10 кВ: ΔР_обор.%=(24/746)×100 = 3,22 %

- в сети 0,4 кВ: ΔР_обор.%=(17/716)×100 = 2,37 %

- суммарные потери мощности составляют:

∑ΔР_обор.% = 3,22+2,37=5,59 %.

2) в декабре:

- в сети 10 кВ: ΔР_обор.%=(29/932)×100 = 3,11 %

- в сети 0,4 кВ: ΔР_обор.%=(10/895)×100 = 1,12 %

- суммарные потери мощности составляют ∑ΔР_обор.%=3,11+1,12=4,23 %.

Активные потери электрической энергии холостого хода трансформаторного пункта определяются по формуле:

ΔW_хх=24×Д×∑ΔР_хх×10^-3 (6.9)

где 24 – число часов в сутках;

Д – количество дней в расчётном периоде;

(30 дн. – число дней в июне месяце);

∑ΔР_хх – суммарные потери холостого хода трансформаторных пунктов, кВт×ч;

- в июне: ΔW_хх=24×30×10,625×10^-3=7650 кВт×ч;

- в декабре: ΔW_хх=24×31×10,625×10^-3=7890 кВт×ч.

Нагрузочные активные потери в линиях определяются по любым формулам по трём методам:

- метод наибольших потерь: ΔW_н = k_k×ΔР_макс×Т×τ; (6.10)

- метод средних нагрузок: ΔW_н = k_k×ΔР_ср.×Т×k_ф²; (6.11)

- метод расчётных суток: ΔW_н = k_k× ΔW_ср.×Д×k_ф.с.²; (6.12)

где k_k – коэффициент коррекции в относит. единицах, (сети 6-10 кВ

k_k =1);

ΔР_макс – максимальные потери мощности, кВт;

- в июне: ΔР_{макс(линии)} =11 кВт, ΔР_{макс(ТП)} =2 кВт;

- в декабре: ΔР_{макс(линии)} =15 кВт, ΔР_{макс(ТП)} =3 кВт;

ΔР_ср – средние потери мощности, кВт;

Т – время потерь электроэнергии, час,

Т = 24×30 = 720 ч; 30 – число дней в июне месяце, 24 – число часов в сутках.

Т = 24×31 = 744 ч; 31 – число дней в декабре;

τ – коэффициент формы графика нагрузки,

τ = (k_з+2k_з²)/3, τ = (0,5+2×0,5²)/3=0,34;

k_з – коэффициент заполнения графика, k_з =0,5;

k_ф² – коэффициент формы заполнения графика k_ф² =1;

k_ф.с.² – средний коэффициент формы заполнения графика k_ф.с.² =0,5;

ΔW_ср. – среднесуточное потребление энергии, кВт×ч.

Расчёт ведём по методу наибольших (максимальных) потерь электроэнергии, как в программном комплексе РАП-10 [16]:

- в июне:

ΔW_{н (линии Ф10-06)} = 1×11×24×30×0,34=2690 кВт×ч;

ΔW_{н (ТП Ф10-06)} = 1×2×24×30×0,34=420 кВт×ч;

- в декабре:

ΔW_{н (линии Ф10-06)} = 1×15×24×31×0,34=3680 кВт×ч;

ΔW_{н (ТП Ф10-06)} = 1×3×24×31×0,34=760 кВт×ч.

Дата добавления: 2015-08-17