к Соглашению об апробации Концепции учета
advertisement
Приложение № 2 к Соглашению об апробации Концепции учета собственных нужд электростанций между НП «АТС» и _________ № __ от «___» ______ 200 __ г. МЕТОДИКА РАСЧЕТА РАСХОДА ЭЛЕКТРОЭНЕРГИИ НА СОБСТВЕННЫЕ НУЖДЫ И ПОТЕРЬ ЭЛЕКТРОЭНЕРГИИ ПРИ ПРОИЗВОДСТВЕ И ПОСТАВКЕ ЭЛЕКТРОЭНЕРГИИ ЭЛЕКТРИЧЕСКИМИ СТАНЦИЯМИ НА ОПТОВЫЙ РЫНОК ЭЛЕКТРОЭНЕРГИИ 1 2007 г. – г. Москва 2 СОДЕРЖАНИЕ 1 ОБЩИЕ ПОЛОЖЕНИЯ..........................................................................................................5 2 ОПРЕДЕЛЕНИЯ .......................................................................................................................5 3 ПОРЯДОК РАСЧЕТА РАСХОДА ЭЛЕКТРОЭНЕРГИИ НА СОБСТВЕННЫЕ, ХОЗЯЙСТВЕННЫЕ И ПРОИЗВОДСТВЕННЫЕ НУЖДЫ ЭЛЕКТРОСТАНЦИИ .....7 3.1 НОМЕНКЛАТУРА ЭЛЕМЕНТОВ РАСХОДА ЭЛЕКТРОЭНЕРГИИ НА СОБСТВЕННЫЕ НУЖДЫ ЭЛЕКТРОСТАНЦИИ .....................................................................................................................7 3.2 ОПРЕДЕЛЕНИЕ РАСХОДА ЭЛЕКТРОЭНЕРГИИ НА СОБСТВЕННЫЕ НУЖДЫ ТЭС НА ПРОИЗВОДСТВО ЭЛЕКТРОЭНЕРГИИ И ОТПУСК ТЕПЛА...........................................................11 3.3 ОПРЕДЕЛЕНИЕ РАСХОДА ЭЛЕКТРОЭНЕРГИИ НА СОБСТВЕННЫЕ НУЖДЫ ГЭС .............32 3.4.ОПРЕДЕЛЕНИЕ РАСХОДА ЭЛЕКТРОЭНЕРГИИ НА ХОЗЯЙСТВЕННЫЕ НУЖДЫ ЭЛЕКТРОСТАНЦИИ ...................................................................................................................38 3.5.ОПРЕДЕЛЕНИЕ РАСХОДА ЭЛЕКТРОЭНЕРГИИ НА ПРОИЗВОДСТВЕННЫЕ НУЖДЫ ...........40 3.6 ОПРЕДЕЛЕНИЕ РАСХОДА ЭЛЕКТРОЭНЕРГИИ НА СОБСТВЕННЫЕ НУЖДЫ В РЕГУЛИРУЕМОМ ГОДУ .............................................................................................................42 4 РАСЧЕТ ТЕХНОЛОГИЧЕСКИХ ПОТЕРЬ ЭЛЕКТРОЭНЕРГИИ В СТАНЦИОННОЙ ЭЛЕКТРОСЕТИ ......................................................................................52 4.1 РАСЧЕТ УСЛОВНО-ПОСТОЯННЫХ ПОТЕРЬ ЭЛЕКТРОЭНЕРГИИ .......................................53 4.1.1 Потери электроэнергии холостого хода в силовом трансформаторе (автотрансформаторе) .....................................................................................................53 4.1.2 Потери электроэнергии на корону ...........................................................................54 4.1.3 Потери электроэнергии в шунтирующем реакторе ..............................................57 4.1.4 Потери электроэнергии в синхронном компенсаторе или генераторе................59 4.1.5 Потери электроэнергии в статических компенсирующих устройствах – батареях статических конденсаторов и статических тиристорных компенсаторах ...............................................................................................................................................61 4.1.6 Потери электроэнергии в вентильных разрядниках, ограничителях перенапряжений, устройствах присоединения высокочастотной связи, измерительных трансформаторах тока и напряжения, электрических счетчиках 0,22–0,66 кВ ..........................................................................................................................61 4.1.7 Потери электроэнергии от токов утечки по изоляторам воздушных линий .....63 4.1.8 Потери электроэнергии в изоляции силовых кабелей .............................................66 4.2 РАСЧЕТ НАГРУЗОЧНЫХ ПОТЕРЬ ЭЛЕКТРОЭНЕРГИИ В ОБОРУДОВАНИИ СТАНЦИЙ .......68 4.2.1 Расчет сопротивлений элементов станционной электросети ............................68 4.2.1.1 Воздушная линия............................................................................................................................................. 68 4.2.1.2 Кабельная линия ............................................................................................................................................. 68 4.2.1.3 Шинопровод ..................................................................................................................................................... 68 4.2.1.4 Двухобмоточный трансформатор ................................................................................................................. 69 4.2.1.5 Трехобмоточный трехфазный трансформатор (автотрансформатор) ................................................... 69 4.2.1.6 Трехобмоточный однофазный трансформатор .......................................................................................... 71 4.2.1.7 Трансформатор с расщепленной обмоткой ................................................................................................ 71 4.2.2 Методы расчета нагрузочных потерь электроэнергии ........................................71 4.2.2.1 Метод оперативных расчетов ....................................................................................................................... 71 4.2.2.2 Метод средних нагрузок ................................................................................................................................ 78 4.3 РАСЧЕТ ПОТЕРЬ ЭЛЕКТРОЭНЕРГИИ В СТАНЦИОНОЙ СЕТИ ЭЛЕКТРОСТАНЦИИ ОТ ТРАНЗИТНЫХ ПОТОКОВ ЭЛЕКТРИЧЕСКОЙ ЭНЕРГИИ.............................................................89 3 4.3.1 Расчет переменных потерь электроэнергии в оборудовании станционной сети электростанции, используемого и для передачи электроэнергии, выработанной станцией, и для осуществления транзита ......................................................................90 4.3.1.1 Метод оперативных расчетов ....................................................................................................................... 90 4.3.1.2 Метод средних нагрузок ................................................................................................................................ 98 4.4 ПОРЯДОК РАСЧЕТА ПОТЕРЬ, ОБУСЛОВЛЕННЫХ ДОПУСТИМЫМИ ПОГРЕШНОСТЯМИ СИСТЕМЫ УЧЕТА ЭЛЕКТРОЭНЕРГИИ ....................................................................................110 4.5 СВОДНЫЕ РЕЗУЛЬТАТЫ РАСЧЕТА ТЕХНОЛОГИЧЕСКИХ ПОТЕРЬ ЭЛЕКТРОЭНЕРГИИ В СТАНЦИОНОЙ СЕТИ ЭЛЕКТРОСТАНЦИИ ...............................................................................111 5 РАСЧЕТ РАСХОДА ЭЛЕКТРОЭНЕРГИИ НА СОБСТВЕННЫЕ, ХОЗЯЙСТВЕННЫЕ И ПРОИЗВОДСТВЕН-НЫЕ НУЖДЫ И ПОТЕРИ ЭЛЕКТРОЭНЕРГИИ ПРИ ПРОИЗВОДСТВЕ И ПОСТАВКЕ ЭЛЕКТРОЭНЕРГИИ ЭС................................................................................................................................................114 5.1 РАСХОД ЭЛЕКТРОЭНЕРГИИ НА СОБСТВЕННЫЕ, ХОЗЯЙСТВЕННЫЕ И ПРОИЗВОДСТВЕННЫЕ НУЖДЫ И ПОТЕРИ ЭЛЕКТРОЭНЕРГИИ ПРИ ПРОИЗВОДСТВЕ И ПОСТАВКЕ ЭЛЕКТРОЭНЕРГИИ ЭС .........................................................................................114 5.2 ПОТЕРИ ЭЛЕКТРОЭНЕРГИИ В ОБОРУДОВАНИИ СТАНЦИИ ОТ ТРАНЗИТНЫХ ПОТОКОВ ЭЛЕКТРОЭНЕРГИИ ..................................................................................................................118 ПРИЛОЖЕНИЕ 1 – КЛАССИФИКАЦИЯ ЭЛЕКТРОСТАНЦИЙ _______________ 114 ПРИЛОЖЕНИЕ 2 – ТАБЛИЦЫ ПРЕДСТАВЛЕНИЯ ИСХОДНЫХ ДАННЫХ И РЕЗУЛЬТАТОВ РАСЧЕТА РАСХОДА ЭЛЕКТРОЭНЕРГИИ НА СОБСВЕННЫЕ НУЖДЫ ЭС НА ПРОИЗВОДСТВО ЭЛЕКТРОЭНЕРГИИ И ОТПУСК ТЕПЛА ___ 115 ПРИЛОЖЕНИЕ 3 - ТАБЛИЦЫ ПРЕДСТАВЛЕНИЯ ИСХОДНЫХ ДАННЫХ И РЕЗУЛЬТАТОВ РАСЧЕТА ПОТЕРЬ ЭЛЕКТРОЭНЕРГИИ В СТАНЦИОННОЙ ЭЛЕКТРОСЕТИ ___________________________________________________________ 143 4 1 ОБЩИЕ ПОЛОЖЕНИЯ 1.1 Настоящий документ определяет методику и порядок расчета расхода электроэнергии на собственные нужды на производство электроэнергии и отпуск тепловой энергии электростанции и потерь электроэнергии на ее передачу по электрооборудованию электростанции (далее - ЭС). 1.2 Методика предназначена для расчета расхода электроэнергии на собственные нужды электростанции и потерь электрической энергии в станционной электросети. 1.3 Расчеты расхода электроэнергии на собственные нужды и потерь электроэнергии при ее передаче по оборудованию электрической станции производятся ежемесячно за базовый и регулируемый год. 1.4 Базовым годом является год, предшествующий регулируемому году. 1.5 Базовым периодом является месяц, соответствующий аналогичному месяцу регулируемого года. 1.6 Регулируемым периодом является месяц регулируемого года. 2 ОПРЕДЕЛЕНИЯ В настоящей основных понятий: методике используются следующие определения 2.1 Электроустановки – совокупность машин, аппаратов, линий электропередач и вспомогательного оборудования (вместе с сооружениями и помещениями, в которых они установлены), предназначенных для производства, преобразования, трансформации, передачи, распространения электрической энергии и преобразования ее в другой вид. 2.2 Технологические потери (расход) электроэнергии в оборудовании электростанции (далее - ТПЭ) – сумма потерь в оборудовании станции, обусловленных физическими процессами, происходящими при передаче электроэнергии в соответствии с техническими характеристиками и режимами работы оборудования, и потерь электроэнергии, обусловленных допустимыми погрешностями системы учета . Определяются расчетным путем. 2.3 Учет электроэнергии - получение достоверной информации о производстве, передаче, распределении и потреблении электрической энергии на оптовом и розничном рынках электроэнергии для решения основных технико-экономических задач. 2.4 Система учета электроэнергии – совокупность устройств, обеспечивающих измерение и учет электрической энергии (измерительные 5 трансформаторы тока и напряжения, счетчики электрической энергии, телеметрические датчики, информационно-измерительные системы и их линии связи) и соединенных между собой по установленной схеме. 2.5 Собственные нужды электростанции – совокупность вспомогательных устройств и относящейся к ним электрической части, обеспечивающая работу электростанции. 2.6 Станционная электросеть – электрическая сеть электростанции, включающая совокупность электроустановок, предназначенных для распределения и передачи электроэнергии в границах балансовой принадлежности электростанции. 2.7 Расход электроэнергии на собственные нужды электростанции – потребление электроэнергии приемниками, обеспечивающими необходимые условия функционирования электростанции в технологическом процессе выработки, преобразования и распределения электрической энергии. 2.8 Расход электроэнергии на хозяйственные нужды электростанций и электрических сетей – потребление электроэнергии вспомогательными и непромышленными подразделениями, находящимися на балансе электростанций и предприятий электрических сетей, необходимое для обслуживания основного производства, но непосредственно не связанное с технологическими процессами производства тепловой и электрической энергии на электростанциях, а также с передачей и распределением этих видов энергии. 2.10 Расход электроэнергии на производственные нуждыпотребление электроэнергии районными котельными и электробойлерными установками, состоящими как на самостоятельном балансе, так и на балансе электростанций; на перекачку воды гидроаккумулирующими электростанциями и перекачивающими насосными установками теплосети; электростанциями, работающими в режиме котельной (без выработки электроэнергии) и находящимися в консервации или резерве (при одновременном отсутствии выработки электроэнергии и отпуска тепла). Иные понятия и термины настоящей методики применяются в значениях, определенных законодательством об электроэнергетике, техническими регламентами и стандартами. 6 3 ПОРЯДОК РАСЧЕТА РАСХОДА ЭЛЕКТРОЭНЕРГИИ НА СОБСТВЕННЫЕ, ХОЗЯЙСТВЕННЫЕ И ПРОИЗВОДСТВЕННЫЕ НУЖДЫ ЭЛЕКТРОСТАНЦИИ 3.1 Номенклатура элементов расхода электроэнергии на собственные нужды электростанции 3.1.1 Расход электроэнергии на собственные нужды зависит от вида ЭС (Приложение 1), сжигаемого топлива и состава основного и вспомогательного оборудования. 3.1.2 Основными приемниками электроэнергии, потребляемой на собственные нужды ЭС, являются электроприводы механизмов собственных нужд, обеспечивающие технологический процесс выработки электрической энергии и тепловой энергии в случае теплофикационной ЭС (ТЭЦ). Состав и паспортные данные основного оборудования, механизмов и электродвигателей собственных нужд ЭС приводятся в таблицах П2.1-П2.3 Приложения 2. Таблицы заполняются по данным энергетического паспорта ЭС или по заводской документации оборудования котельного, гидравлического, турбинного и электрического цехов. 3.1.3 Перечень элементов расход электроэнергии на собственные нужды электростанций Расход электроэнергии на собственные нужды ЭС, связанные с выработкой электрической и тепловой энергии для различных видов ЭС, состоит из элементов, приведенных ниже. 3.1.3.1 Конденсационная тепловая ЭС (КЭС) 3.1.3.1.1 Расход электроэнергии на собственные нужды котлоагрегатов А Разгрузка и хранение топлива Расход электроэнергии на электродвигатели: - механизмов разгрузочных устройств ТЭС и склады топлива (вагоноопрокидывателей, кранов, скреперов, размораживающих устройств, конвейеров); Б Топливоподача и топливоприготовление Расход электроэнергии на электродвигатели: - механизмов по подаче и дроблению топлива (лебедок, транспортеров, конвейеров, дробилок); - мазутные насосы или агрегаты мазутонасосной (при использования мазута в качестве топлива на ЭС) В Котельная установка Расход электроэнергии на электродвигатели: - механизмов по размолу угля (мельниц, мельниц-вентиляторов); 7 - механизмов по подаче топлива (мельничных вентиляторов, мазутных насосов); - тягодутьевых установок (дымососов, вентиляторов, дымососов рециркуляции, мельничных вентиляторов, вентиляторов первичного воздуха); - питательных и бустерных насосов, насосов рециркуляции газов, золо- и шлакоудаления; - насосов установок по химической очистке и химическому обессоливанию воды (пропорционально добавке воды, восполняющей внутристанционные потери пара и конденсата), дренажных насосов, насосов технического и пожарного водоснабжения; - механизмов центрального пылезавода. 3.1.3.1.2. Расход электроэнергии на собственные нужды турбогенераторов А Турбинная установка Расход электроэнергии на электродвигатели: - циркуляционных насосов и вентиляторов градирен (при наличии общего водоснабжения с расположенными вблизи предприятиями; расход электроэнергии на водоснабжение пропорционален количеству воды, израсходованной электростанцией); - конденсатных насосов водяных эжекторов турбин, дренажных насосов регенеративных подогревателей, насосов установок по очистке основного конденсата турбин; - масляных насосов систем смазки и регулирования, перекачивающих и дренажных насосов, насосов подкачки воды в систему циркуляционного водоснабжения. Б Оборудование электроцеха: Расход электроэнергии на: - охлаждение генераторов, трансформаторов, - компрессоры воздушных выключателей, - двигатель-генераторы аккумуляторных батарей и прочие электродвигатели электроцеха. В расход электроэнергии на собственные нужды электроцеха включаются технические потери в трансформаторах собственных нужд. 3.1.3.2 Теплоэлектроцентраль с теплофикационными турбинами (ТЭЦ) Расход электроэнергии на собственные нужды теплоэлектроцентрали с теплофикационными турбинами (ТЭЦ) включает в себя расход электроэнергии на собственные нужды, связанные с выработкой электроэнергии, и расход электроэнергии на собственные нужды, связанные с отпуском тепловой энергии. 8 3.1.3.2.1 В расход электроэнергии на собственные нужды ТЭЦ, связанные с выработкой электроэнергии входят: А Часть расхода на собственные нужды котлоагрегатов Часть расхода электроэнергии на собственные нужды котлоагрегатов, связанные с выработкой электроэнергии, определяется по формуле: WК (Э) = WК К(Э), кВтч, (3.1) где WК – расход электроэнергии на собственные нужды котлоагрегата, кВтч, определяется по п.3.1.3.1.1; К(Э) – коэффициент, учитывающий долю расхода электроэнергии на собственные нужды котлоагрегата, связанные с выработкой электроэнергии, определяется по данным ТЭЦ за базовый год. Б Расход электроэнергии на собственные нужды турбогенераторов Составляющие расхода электроэнергии на собственные нужды турбогенераторов ТЭЦ соответствуют составляющим расхода электроэнергии на собственные нужды турбогенераторов КЭС (п.3.1.3.1.2). 3.1.3.2.2 В расход электроэнергии на собственные нужды ТЭЦ, связанные с отпуском теплоэнергии входят: А Расход электроэнергии теплофикационной установки Расход электроэнергии на электродвигатели: - сетевых, подпиточных и подкачивающих насосов теплосети, установленных на территории электростанции; - конденсатных насосов подогревателей сетевой воды, конденсатных и питательных насосов паропреобразователей; - насосных установок по химической очистке и химическому обессоливанию воды (пропорционально добавке воды, восполняющей невозврат конденсата от потребителя и потери сетевой воды). Б Расход на установки пиковых водогрейных котлов. Расход электроэнергии на электродвигатели механизмов вспомогательного оборудования пиковых водогрейных котлов (при их наличии). В Часть расхода электроэнергии на собственные нужды котлоагрегата Часть расхода электроэнергии на собственные нужды котлоагрегата, связанные с отпуском тепла определяется по формуле: WК (Т) = WК - WК(Э) = WК (1 - К(Э)), кВтч. (3.2) Г Дополнительный расход электроэнергии, связанный отпуском тепла в виде пара. Расход электроэнергии (пропорционально расходам, восполняющим невозврат конденсата от потребителей пара) на насосы установок по 9 химической очистке и химическому обессоливанию паропреобразовательных, испарительных и выпарных установок. воды, 3.1.3.2.3 В случае, когда ТЭЦ работает только на выработку и отпуск тепла, в расход электроэнергии на отпуск тепла входит часть суммарного расхода электроэнергии на собственные нужды котлоагрегатов, включающая электроэнергию, потребляемую из энергосистемы в период работы ТЭЦ только с отпуском тепла. 3.1.3.3 Гидроэлектростанции (ГЭС) 3.1.3.3.1 Расход электроэнергии на собственные нужды гидротехнических сооружений Расход электроэнергии на : - электродвигатели механизмов, обслуживающих плотину, водосбросы, промывочные устройства, водозаборы ГЭС и водовыпуски; - обогрев пазов затвора. 3.1.3.3.2 Расход электроэнергии на собственные нужды напорного бассейна (или аванкамеры) Расход электроэнергии на : - электродвигатели механизмов, обслуживающих напорный бассейн (аванкамеры), промывных устройств; - электродвигатели механизмов, обслуживающих решетки и пазы затворов напорного фронта; - обогрев решеток и затворов напорного фронта; - освещение напорного бассейна и отопление помещений, относящихся к сооружениям напорного бассейна (аванкамеры). 3.1.3.3.3 Расход электроэнергии на собственные нужды здания ГЭС Расход электроэнергии на электродвигатели: - системы регулирования (лекажные насосы); - системы технического водоснабжения гидроагрегатов (водная смазка турбинного подшипника, маслоохладители подпятников и подшипников агрегата, воздухоохладители генератора); - системы откачки воды из проточного тракта гидроагрегатов и дренажных вод здания ГЭС; - вспомогательных устройств систем возбуждения; - компрессоров торможения агрегатов; - вентиляторов и насосов системы охлаждения трансформаторов; - маслонапорного и пневматического хозяйства ГЭС; - системы пожаротушения генераторов и здания ГЭС; - механизмов открытия-закрытия дроссельных затворов напорных трубопроводов и подъемных механизмов. В расход электроэнергии на собственные нужды включаются технические потери в трансформаторах собственных нужд 10 Примечание. Приведенный перечень оборудования собственных нужд ЭС и его распределение между установками соответствует «Типовой инструкции по учету электроэнергии при ее производстве, передаче и распределении» РД 34.09.101-94. СПО. М. 1995 и Изменению №1 к «Типовой инструкции».1999г., а также «Методическим указаниям по составлению и содержанию энергетических характеристик оборудования тепловых электростанций» РД 34.09.155-93. СПО. М. 1993 3.2 Определение расхода электроэнергии на собственные нужды ТЭС на производство электроэнергии и отпуск тепла 3.2.1 Определение реальной величины расхода электроэнергии на СН электростанции производится расчетным путем (п.3.2.4) с учетом основных показателей энергоблоков и эксплуатационных характеристик оборудования. Для сравнения расчетных значений расхода электроэнергии на СН электростанции с фактическим расходом используются данные расхода электроэнергии, полученные по показаниям счетчиков электроэнергии или измерительных комплексов (п.3.2.3). 3.2.2 Основные показатели энергоблоков ЭС Для определения расхода электроэнергии на собственные нужды ЭС используются основные показатели энергоблоков ЭС по месяцам базового года и за базовый год. В таблицах П2.4 и П2.5 приведены основные показатели энергоблоков ТЭС с теплофикационными турбинами (ТЭЦ) по месяцам за базовый год и за базовый год. Таблица П2.4 - Основные показатели энергоагрегатов/энергоблоков ТЭС за___________( месяц) базового _______г. Таблица П2.5 - Основные показатели ТЭС по месяцам за базовый_____ год. Исходные данные: установленная мощность, МВт, (от 1 до m) энергоагрегатов/энергоблоков (таблица П2.4, строка 1, столбцы от 4 до n , таблица П2.5, строка 1, столбцы от 4 до 15 ); - выработка пара, т, (таблица П2.4, строка 3 столбцы от 4 до n, таблица П2.5, строка 3, столбцы от 4 до 15); - число часов работы котла, турбогенератора ч, (таблица П2.4, строка 4 и 9, столбцы от 4 до n, таблица П2.5, строки 4 и 9, столбцы с 4 по 15); 11 - средняя паровая нагрузка котла, т/ч, (таблица П2.4, строка 6, столбцы от 4 до n, таблица П2.5, строка 6, столбцы с 4 по 15); - выработка электроэнергии, тыс. кВт ч, (таблица П2.4, строка 7, столбцы от 4 до n, таблица П2.5, строка 7, столбцы с 4 по 15); - отпуск тепла, тыс. Гкал, (таблица П2.4, строка 8, столбцы от 4 до n, таблица П2.5, строка 8, столбцы с 4 по 15); - средняя электрическая нагрузка, МВт, (таблица П2.4, строка 11, столбцы от 4 до n, таблица П2.5, строка 11, столбцы с 4 по 15); - коэффициент использования установленной мощности, %, (таблица П2.4, строка 12, столбцы от 4 до n , таблица П2.5, строка 12 столбцы с 4 по 15); - потери в трансформаторе собственных нужд, тыс. кВт ч, (таблица П2.4, строка 13, столбцы от 4 до n, таблица П2.5, строка 13, столбцы с 4 по 15); - расход электроэнергии на собственные нужды на выработку электроэнергии, тыс. кВт ч и % , и отпуск теплоэнергии, тыс. кВт ч и тыс. кВт ч/ Гкал, (таблица П2.4, строка 14, столбцы от 4 до n, таблица П2.5, строка 14, столбцы с 4 по 15). Расход электроэнергии на собственные нужды на выработку электроэнергии в «процентах» определяется по отношению к выработке электроэнергии турбогенератором (таблица П2.4, строка 7, таблица П2.5, строка 7), а отпуск теплоэнергии - в кВт ч/ Гкал, - по отношению к отпуску тепла (таблица П2.4, строка 8, таблица П2.5, строка 8). В таблице П2.4 в столбце “всего по ТЭС” приведены основные показатели ТЭС (сумма показателей всех энергоагрегатов/энергоблоков) за рассматриваемый месяц базового года, в таблице П2.5 в столбце 16 “всего за год” - основные показатели ТЭС за базовый год. 3.2.3 Измерение количества электроэнергии, потребляемой собственными нуждами электростанций Расход электроэнергии на собственные нужды определяется количеством электроэнергии, которое потребляют, в основном, электродвигатели механизмов собственных нужд. Измерение количества электроэнергии выполняется при помощи счетчиков электроэнергии, установленных на трансформаторах собственных нужд и в цепях электродвигателей механизмов СН, и периодического считывания показаний счетчиков. Применяются также измерительные комплексы, в состав которых в общем случае в качестве технических средств могут входить: измерительные трансформаторы тока (ТТ); измерительные трансформаторы напряжения (ТН); счетчики электроэнергии индукционные и/или электронные; линии присоединения счетчиков к ТН. Типы средств измерения (СИ) и схемы их подключения определяются числом фаз, уровнем напряжения и тока контролируемой сети в точке учета. 12 Для автоматизации учета электроэнергии на электростанции используется автоматизированная измерительная система контроля и учета электроэнергии и мощности (АСКУЭ). Для определения количества электроэнергии, расходуемого на электрооборудование собственных нужд за определенный рассматриваемый период времени (например, за месяц), предварительно по оперативным журналам электростанции записываются показатели режимов работы каждого из контролируемого оборудования: ток, напряжение, мощность, коэффициент мощности, частота сети и их предельные отклонения за рассматриваемый период времени. Затем записываются показания счетчиков электрооборудования и заполняется таблица П2.6 Количество электроэнергии за учетный период определяют по разности показаний счетчика в конце и начале этого периода по формуле. W = k (N2 - N1) = k · Δ N, кВт · ч , (3.3) где коэффициент счетчика k k = M · k U · kI , (3.4) M – множитель счетчика, указанный на его щитке; kU - коэффициент трансформации измерительного трансформатора напряжения ; kI - коэффициент трансформации измерительного трансформатора тока. Таблица П2.6 - Измерение расхода электроэнергии на СН по показаниям счетчика электрооборудования СН по месяцам за базовый_____ год Исходные данные: - наименование электрооборудования и № счетчика (строка 1); - показания счетчика на 0 ч 1-го числа текущего и истекшего месяцев (строки 2 и 3 соответственно, столбцы 4 - 15); - разность показаний счетчика за месяц (строка 3, столбцы 4-15). - коэффициент трансформации трансформатора напряжения, kU, (строка 4, столбцы 4-15) - коэффициент трансформации трансформатора тока, kI, (строка 4, столбцы 4-15) - коэффициент счетчика, k , (строка 5, столбцы 4-15) - количество электроэнергии, учтенной счетчиком, (строка 6, столбцы 415), определяется по формуле (3.3); столбец 15 –суммарное количество электроэнергии, учтенное счетчиком за год – сумма показаний столбцов 4 – 15, строки 6). 3.2.4 Расход электроэнергии по группам оборудования СН ТЭС Объем потребления электроэнергии на собственные нужды зависит от состава оборудования СН и определяется величиной электроэнергии, потребляемой электродвигателями агрегатов оборудования СН 13 Расход электроэнергии на собственные нужды ЭС определяется по следующим группам вспомогательного оборудования СН: - оборудование котлоагрегатов: разгрузки, хранения, топливоподачи, топливоприготовления и котельной установки ТЭС; - оборудование турбогенераторов: турбинной установки и электроцеха ТЭС; - оборудование теплофикационной установки ТЭЦ; - оборудование гидротехнических сооружений ГЭС; - оборудование напорного бассейна и здания ГЭС. 3.2.4.1 Расход электроэнергии на оборудование разгрузки, хранения топлива, топливоподачи и топливоприготовления Расход электроэнергии на оборудование разгрузки, хранения топлива, топливоподачи и топливоприготовления рассчитывается по формулам (3.5) или (3.6) в зависимости от наличия данных в паспорте электродвигателей, установленных для привода механизмов оборудования СН (таблица П2.3): N WТПП = 3 Uномi Iномi Cosφномi kзi Ti , кВт ∙ ч, (3.5) i 1 N WТПП = Pномi/ ŋ номi kзi Ti , кВт ч, (3.6) i 1 где Pномi, ŋ номi , Uномi , Iномi , Cosφномi - номинальные значения мощности, кВт, напряжения, кВ, тока, А, к.п.д., о.е., и коэффициента мощности, о.е. i –го электродвигателя, которые определяются по таблице П2.3; N- количество электродвигателей, находящихся в работе в расчетный период времени; kзi - коэффициент загрузки i –го электродвигателя ,о.е., который определяется по формулам: kзi = P1i/ Pномi (3.7) или kзi = Ii / Iномi (3.8) в зависимости от способа оценки загрузки электродвигателя; P1i, Ii – средние значения потребляемой мощности, кВт, и тока, А, i –го электродвигателя в расчетный период времени; Ti - число часов работы i –го электродвигателя в расчетный период времени, ч. Значения коэффициентов загрузки и число часов работы электродвигателей определяются как средние значения за аналогичный период времени базового года. Таблица П2.7 Расчет расхода электроэнергии на электродвигатели механизмов разгрузки, хранения, топливоподачи и топливоприготовления энергоблока (энергоагрегата) за ______(месяц) базового____ года Исходные данные: 14 - наименование механизма (столбец – 2, строки от 1 до N); - напряжение, кВ, (столбец – 3, строки от 1 до N), - ток, А, (столбец – 4, строки от 1 до N); - мощность, кВт, (столбец – 5, строки от 1 до N); - к.п.д., о.е., (столбец – 6, строки от 1 до N); - Cosφ, о.е., (столбец – 7, строки от 1 до N); - коэффициент загрузки, о.е., (столбец – 8, строки от 1 до N); - число часов работы, ч, (столбец – 9, строки от 1 до N); - расход электроэнергии , кВт ∙ ч, (столбец 10, строки от 1 до N), рассчитывается по формулам (3.5) или (3.6). Расчетное значение расхода электроэнергии на электродвигатели механизмов разгрузки, хранения, топливоподачи и топливоприготовления , WТПП, (строка – «всего», столбец 10); определяется как сумма значений, указанных в строках от 1 до N столбца 10. 3.2.4.2 Расход электроэнергии на оборудование котельной установки Расход электроэнергии на группы электродвигателей механизмов котельной установки определяется по формуле: WКО = WМ + WТД + WПН + WН + WПЗ , кВт ч, (3.9) где WМ – расход электроэнергии на механизмы по размолу угля и подаче угля в котел (мельницы (М), мельницы-вентиляторы (М-В), мельничные вентиляторы (МВ), мазутные насосы ), кВт ч; в случае использования мазута в качестве топлива WМН - расход электроэнергии на электродвигатели мазутных насосов или агрегатов мазутной насосной WТД- расход электроэнергии на тягодутьевые механизмы (дымососы (ДС), дутьевые вентиляторы (ДВ), дымососы рециркуляции газов (ДРГ), вентиляторы первичного воздуха (ДПВ)), кВт ч; WПН - расход электроэнергии на питательные (ПЭН) и бустерные (БЭН) насосы, кВт ч; WН - расход электроэнергии на насосную группу механизмов: шлако(ШН) и золоудаления, дренажные насосы (ДрН), насосы технического (НТВ) и пожарного водоснабжения (ПЖН), насосы химической очистки (НХО) и обессоливания воды (НОВ), кВт ч; WПЗ - расход электроэнергии на механизмы центрального пылезавода (при его наличии), кВт ч. А Расход электроэнергии на механизмы по размолу и подаче угля в котел Расход электроэнергии на механизмы по размолу угля определяется по формулам: N1 WМ= 3 Uномi Iномi Cosφномi kзi Ti , кВт ч, (3.10) i 1 или 15 N1 WМ= Pномi / ŋномi kзi Ti , кВт ч, (3.11) i 1 где Pномi, ŋ номi, Uномi, Iномi, Cosφномi - номинальные значения мощности, кВт, напряжения, кВ, тока, А, к.п.д, о.е, и коэффициента мощности, о.е., i –го электродвигателя, которые определяются по таблице П2.3; N1- количество электродвигателей, находящихся в работе в расчетный период времени; kзi - коэффициент загрузки i –го электродвигателя, о.е, который определяется, как kзi = P 1i/ Pномi , о.е. (3.12) kзi = Ii / Iномi , о.е. (3.13) где P 1i - потребляемая мощность i –го электродвигателя в расчетный период времени, кВт; Ii – ток i –го электродвигателя в расчетный период времени, А; Ti - число часов работы i –го электродвигателя в расчетный период времени, ч. Коэффициенты загрузки электродвигателей мельниц и мельницвентиляторов для котлов с прямым вдуванием угольной пыли определяются по энергетическим характеристикам мельничных агрегатов и зависят от загрузки котла. Число часов работы этих электродвигателя в расчетный период равно числу часов работы котла (таблица П2.4 или П2.5, строка 4). Энергетические характеристики оборудования каждой ТЭС определяются по «Методическим указаниям по составлению и содержанию энергетических характеристик оборудования тепловых= электростанций» РД 34.09.155-93. Таблица П2.8 - Расчет расхода электроэнергии на оборудование котельной установки энергоблока (энергоагрегата) за ______(месяц) базового____ года А Механизмы по размолу и подаче угля в котел или мазутной насосной станции. Исходные данные: - наименование механизма (столбец – 2, строки от 1 до N1); - напряжение, кВ, (столбец – 3, строки от 1 до N1); - ток, А, (столбец – 4, строки от 1 до N1); - мощность, кВт, (столбец – 5, строки от 1 до N1); - к.п.д., о.е., (столбец – 6, строки от 1 до N1); - Cosφ, о.е., (столбец – 7, строки от 1 до N1); - коэффициент загрузки, о.е., (столбец – 8, строки от 1 до N1); - число часов работы, ч, (столбец – 9, строки от 1 до N1), - расход электроэнергии, кВт ∙ ч, (столбец 10, строки от 1 до N1), рассчитывается по формулам (3.10) или (3.11). Расчетное значение расхода электроэнергии на электродвигатели механизмов по размолу угля, WM (строка – “всего”, столбец 10), определяется как сумма значений, указанных в строках от 1 до N1 столбца 10. 16 . Б Расход электроэнергии на тягодутьевые механизмы Расход электроэнергии на тягодутьевые механизмы определяется по формулам: N2 WТД= Pномi / ŋ i kзi Ti , кВт ч, (3.14) i 1 где Pномi, ŋ i - номинальные значения мощности, кВт и к.п.д., о.е, i –го электродвигателя, которые определяются по таблице П2.3; N2- количество электродвигателей, находящихся в работе в расчетный период времени; kзi - коэффициент загрузки i –го электродвигателя, о.е, который определяется, как : kзi = P 1i/ Pномi , (3.15) где P 1i - мощность, потребляемая i –м электродвигателем, в расчетный период времени, кВт; Ti - число часов работы i –го электродвигателя в расчетный период времени, ч. Коэффициенты загрузки электродвигателей тягодутьевых механизмов соответствуют загрузкам котла и энергетическим характеристикам агрегатов. Число часов работы электродвигателей тягодутьевых механизмов в расчетный период времени равно числу часов работы котла и определяется по таблице П2.4 или П2.5, строка 4. Таблица П2.8 - Расчет расхода электроэнергии на оборудование котельной установки энергоблока (энергоустановки) за ______(месяц) базового____ года Б - Тягодутьевые механизмы Исходные данные заносятся в таблицу П2.8 Б Тягодутьевые механизмы (строки от 1 до N2, столбцы от 2 до 10) по аналогии с исходными данными для строк таблицы П 2.8А Механизмы по размолу угля. Расчетное значение расхода электроэнергии на электродвигатели тягодутьевых механизмов , WТД (строка – “всего”, столбец 10), определяется как сумма значений, указанных в строках от 1 до N2 столбца 10. В Расход электроэнергии на питательные электронасосы и бустерные насосы Расход электроэнергии на питательные электронасосы и бустерные насосы определяется по формуле: N3 WПЭН= Pномi / ŋном i kзi Ti , кВт ч (3.16) i 1 где Pномi, ŋном i - номинальные значения мощности, кВт и к.п.д., о.е, i –го электродвигателя, которые определяются по таблице П2.3; N3- количество электродвигателей, находящихся в работе в расчетный период времени; 17 kзi - коэффициент загрузки i –го электродвигателя, о.е, который определяется, как: kзi = P 1i/ Pномi , (3.17) где P 1i - потребляемая мощность i –го электродвигателя в расчетный период времени, кВт; Ti - число часов работы i –го электродвигателя в расчетный период времени, ч. Коэффициенты загрузки электродвигателей питательных и бустерных насосов – по энергетическим характеристикам. Число часов работы электродвигателей насосов в расчетный период времени равно числу часов работы котла и определяется по таблице П2.4 или П2.5, строка 4. Таблица П2.8 – Расчет расхода электроэнергии на оборудование котельной установки энергоблока (энергоустановки) за ______(месяц) базового____ года В Питательные и бустерные насосы Исходные данные заносятся в таблицу П2.8 В Питательные и бустерные насосы (строки от 1 до N3, столбцы от 2 до 10) по аналогии с исходными данными для строк таблицы П 2.8А Механизмы по размолу угля. Расчетное значение расхода электроэнергии на электродвигатели питательных и бустерных насосов , WПН (строка – “всего”, столбец 10), определяется как сумма значений, указанных в строках от 1 до N3 столбца 10. Г Расход электроэнергии на насосную группу механизмов Расход электроэнергии на насосную группу механизмов: шлако- (ШН) и золоудаления, дренажные насосы (ДрН), насосы технического (НТВ) и пожарного водоснабжения (ПЖН), насосы химической очистки (НХО) и обессоливания воды (НОВ) определяется по формулам: N4 WН = 3 Uномi Iномi Cosφномi kзi Ti , кВт ч, (3.18) i 4 или N4 WН = Pномi / ŋном i kзi Ti , кВт ч, (3.19) i 4 где Pномi, ŋном i, Uномi, Iномi, Cosφномi - номинальные значения мощности, кВт, напряжения, кВ, тока, А, к.п.д., о.е, и коэффициента мощности, о.е. – параметры i –го электродвигателя, которые определяются по таблице П2.3; N4 - количество электродвигателей, входящих в насосную группу механизмов и находящихся в работе в расчетный период времени; kзi - коэффициент загрузки i –го электродвигателя, о.е, который определяется по формулам: kзi = P 1i/ Pномi (3.20) или kзi = Ii / Iномi (3.21) 18 где P 1i - потребляемая мощность i –го электродвигателя в расчетный период времени, кВт; Ii – ток i –го электродвигателя в расчетный период времени, А; Ti - число часов работы i –го электродвигателя в расчетный период времени , ч. Значения коэффициентов загрузки и число часов работы электродвигателей определяются как средние значения за аналогичный период времени базового года. Таблица П2.8 – Расчет расхода электроэнергии на оборудование котельной установки энергоблока (энергоагрегата) за ______(месяц) базового____ года Г Механизмы насосной группы Исходные данные заносятся в таблицу П2.8 Г Механизмы насосной группы (строки от 1 до N4, столбцы от 2 до 10) аналогично исходным данным для строк таблицы П 2.8А Механизмы по размолу угля. Расчетное значение расхода электроэнергии на электродвигатели механизмов насосной группы, WН (строка – “всего”, столбец 10), определяется как сумма значений, указанных в строках от 1 до N4 столбца 10. Д Расход электроэнергии на механизмы центрального пылезавода При наличии центрального пылезавода расход электроэнергии на его механизмы определяется по формуле: N5 WПЗ= Pномi / ŋном i kзi Ti , кВт ч, (3.22) i 1 где Pномi, ŋном i - номинальные значения мощности, кВт и к.п.д, о.е, i –го электродвигателя, которые определяются по таблице П2.3; N5 - количество электродвигателей, находящихся в работе на пылезаводе в расчетный период времени; kзi - коэффициент загрузки i –го электродвигателя, о.е, который определяется, как : kзi = P 1i/ Pномi , о.е., (3.23) где P 1i - потребляемая мощность i –го электродвигателя в расчетный период времени, кВт; Ti - число часов работы i –го электродвигателя в расчетный период времени, ч. Значения коэффициентов загрузки и число часов работы электродвигателей, входящих в насосную группу механизмов, определяются по нормативным характеристикам агрегатов. Таблица П2.8 – Расчет расхода электроэнергии на оборудование котельной установки энергоблока (энергоагрегата) за ______(месяц) базового____ года Д Механизмы центрального пылезавода 19 Исходные данные заносятся в таблицу П2.8 Д Механизмы центрального пылезавода (строки от 1 до N5, столбцы от 2 до 10) аналогично исходным данным для строк таблицы П 2.8А Механизмы по размолу угля. Расчетное значение расхода электроэнергии на электродвигатели механизмов центрального пылезавода, WПЗ (строка – “всего”, столбец 10), определяется как сумма значений, указанных в строках от 1 до N5 столбца 10. Суммарный расход электроэнергии на оборудование котельной установки,WКО, определяется по формуле (3.9) и записывается в таблицу П2.8, строка « Котельная установка», столбец 10. 3.2.4.3. Расход электроэнергии на котлоагрегат Расход электроэнергии на котлоагрегат рассчитывается по формулам: - для конденсационных ТЭС: WK=WТПП+WКО, кВт ч, (3.24) - для теплофикационных ТЭЦ на выработку электроэнергии: WK(Э)=(WТПП+WКО) К(Э), кВт ч, (3.25) - для теплофикационных ТЭЦ на отпуск теплоэнергии: WK(Т)=WК- WК(Э), кВт ч, (3.26) где К(Э) – коэффициент, учитывающий долю расхода электроэнергии на собственные нужды котлоагрегата при выработке электроэнергии, определяется по данным ТЭЦ за базовый год. 3.2.4.4 Расход электроэнергии на оборудование турбинной установки. Расход электроэнергии на оборудование турбинной установки состоит из расхода электроэнергии на разные группы насосов различного назначения и определяется как: WТ = WЦН + WКНТ+ WЭжН + WДрН + WМН + WНПВ, кВт ч, (3.27) где WЦН – расход электроэнергии на циркуляционные насосы (ЦЭН), кВт ч; WКНТ – расход электроэнергии на конденсатные насосы (КНТ), кВт ч; WЭжН – расход электроэнергии на эжекторные насосы (ЭжН), кВт ч; WДрН – расход электроэнергии на дренажные насосы (ДрН), кВт ч; WМН - расход электроэнергии на масляные насосы систем смазки (МН) и регулирования турбины (НРТ), кВтч; WНПВ – расход электроэнергии на насос подкачки воды (НПВ), кВтч. Расход электроэнергии на насосы турбинной установки рассчитывается по формулам: L WН = 3 Uномi Iномi Cosφномi kзi Ti , кВт ∙ ч, (3.28) j 1 или L WН = Pномi/ ŋ номi kзi Ti , кВт ч, (3.29) j 1 20 Расход электроэнергии на оборудование турбинной установки рассчитывается по формулам: M L WТ = 3 Uномi Iномi Cosφномi kзi Ti , кВт ч, (3.30) i 1 j 1 или M WТ = L Pномi / ŋном i kзi Ti , кВт ч, (3.31) i 1 j 1 где Pномi, ŋном i, Uномi , Iномi , Cosφномi - номинальные значения мощности, кВт, напряжения, кВ, тока, А, к.п.д., о.е., и коэффициента мощности, о.е. – параметры i –го электродвигателя в каждой группе насосов, которые определяются по таблице П2.3; L - количество электродвигателей, входящих в одну группу насосов и находящихся в работе в расчетный период времени; M – количество групп насосов определенного назначения; kзi - коэффициент загрузки i –го электродвигателя, о.е., который определяется, по формулам: kзi = P 1i/ Pномi (3.33) или kзi = Ii / Iномi (3.34) где P 1i - потребляемая мощность i –го электродвигателя в расчетный период времени, кВт; Ii – ток i –го электродвигателя в расчетный период времени, А; Ti - число часов работы i –го электродвигателя в расчетный период времени, ч. Значения коэффициентов загрузки и число часов работы электродвигателей циркуляционных насосов зависят от компоновки электростанции – блочная или с поперечными связями по пару и определяются по данным ТЭС. Число часов работы электродвигателей конденсатных насосов равно числу часов работы турбоагрегата (таблицы П2.4, П2.5), при этом число работающих и резервных конденсатных насосов и значения коэффициентов загрузки электродвигателей определяются как средние значения за аналогичный период времени базового года. Значения коэффициентов загрузки и число часов работы электродвигателей эжекторных, дренажные насосов, масляные насосы систем смазки и регулирования турбины определяются по данным ТЭС. Таблица П2.9 – Расчет расхода электроэнергии на оборудование турбинной установки энергоблока (энергоагрегатаг) за ______(месяц) базового____ года . Исходные данные: - наименование механизма (столбец – 2, строки от 1 до N, где M N= Lj j 1 21 - напряжение , кВ, (столбец – 3, строки от 1 до N), - ток, А, (столбец – 4, строки от 1 до N); - мощность, кВт, (столбец – 5, строки от 1 до N); - к.п.д., о.е., (столбец – 6, строки от1 до N); - Cosφ, о.е., (столбец – 7, строки от 1 до N); - коэффициент загрузки, о.е., (столбец – 8, строки от 1 до N); - число часов работы, ч, (столбец – 9, строки от 1 до N) - расход электроэнергии, кВтч, (столбец – 10, строки от 1 до N) Расчетное значение расхода электроэнергии на электродвигатели собственных нужд турбинной установки, WT, кВт·ч, (строка “всего”, столбец 10) определяется по формуле (3.27) как сумма значений, указанных в строках от 1 до N столбца 10. 3.2.4.5 Расход электроэнергии на оборудование электроцеха. Расход электроэнергии на оборудование электроцеха: WЭЦ = WНГО + ΔWТР + W0.4, кВт ч, (3.34) где WНГО - - расход электроэнергии на насосы газоохладителей генераторов (НГО), кВт ч; WТР - потери в трансформаторах собственных нужд, кВт ч; ΔW0.4 - расход электроэнергии на оборудование собственных нужд электроцеха напряжением 0,4 кВ: вентиляторы внешнего охлаждение трансформаторов, электродвигатели общестанционные, электродвигатели управляющих устройств (задвижек, регуляторов и т.п.), двигательгенераторы аккумуляторных батарей и другие. А Расход электроэнергии на насосы газоохладителей генераторов (НГО) рассчитывается по формуле: N WНГО= Pномi / ŋном i kзi Ti , кВт ч, (3.35) i 1 где Pномi, ŋном i - номинальные значения мощности, кВт и к.п.д., о.е., i –го электродвигателя, которые определяются по таблице П2.3; N- количество электродвигателей НГО, находящихся в работе в расчетный период времени; kзi - коэффициент загрузки i –го электродвигателя, о.е, который определяется, как : kзi = Ii/ Iномi (3.36) где Ii - ток i –го электродвигателя в расчетный период времени, А; Ti - число часов работы i –го электродвигателя в расчетный период времени, ч. Значения коэффициентов загрузки и число часов работы электродвигателей насосов газоохладителей генераторов определяются по данным ТЭС. 22 Таблица П2.10 – Расчет расхода электроэнергии на насосы охлаждения генератора энергоблока (энергоагрегата ) за ______(месяц) базового____ года . Исходные данные: - наименование механизма (столбец – 2, строки от 1 до N); - ток, А, (столбец – 3, строки от 1 до N); - мощность, кВт, (столбец – 4, строки от 1 до N); - к.п.д., о.е., (столбец – 5, строки от 1 до N); - коэффициент загрузки, о.е., (столбец – 6, строки от 1 до N); - число часов работы, ч, (столбец – 7, строки от 1 до N); - расход электроэнергии, кВт·ч, (столбец – 8, строки от 1 до N) Расчетное значение расхода электроэнергии на электродвигатели охлаждения генератора , WНГО, кВт·ч, (строка “всего”, столбец 8) определяется как сумма значений строк от 1 до N столбца 8. Б Потери электроэнергии в трансформаторе собственных нужд Потери электроэнергии в трансформаторе собственных нужд определяются суммой постоянных потерь холостого хода (далее – ХХ) ΔWХХ и переменных нагрузочных потерь – ΔWн ТР: ΔWТР = ΔWХХ + ΔWнТР , кВт ч, (3.37) Потери электроэнергии при ХХ трансформатора собственных нужд определяются на основе потерь мощности холостого хода ΔPХ, по формуле: 2 (3.38) nT U СРi , кВтч, WХХ PХi Ti U i 1 НОМ i где PX – номинальное значение потерь мощности холостого хода в силовом трансформаторе, определяемое по его паспортным данным (таблица П2.3), кВт; Т – число часов работы трансформатора собственных нужд в расчетном периоде, ч. Число часов работы рабочих трансформаторов собственных нужд в расчетный период времени равно числу часов работы турбогенераторов, определяется по таблицам П2.4 и П2.5. nT – число трансформаторов, шт.; UCP – среднее значение фактического напряжения обмотки высшего напряжения трансформатора за расчетный период T, кВ; UНОМ – номинальное напряжение трансформатора, кВ. Таблица П2.11 – Расчет потерь электроэнергии на холостой ход трансформатора (ов) СН энергоблока (энергоустановки) за ______(месяц) базового____ года .. Исходные данные: - станционное обозначение (столбец 2, строки от 1 до n); 23 - тип трансформатора (столбец 3, строки от 1 до n); - мощность, МВА (столбец 4, строки от 1 до n); - число часов работы трансформатора в расчетном периоде, ч, (столбец 5, строки от 1 до n); - номинальное напряжение трансформатора, кВ, (столбец 6, строки от 1 до n); - среднее значение напряжения обмотки высшего напряжения за расчетный период, кВ, (столбец 7, строки от1 до n); -потери мощности холостого хода, кВт, (столбец 8, строки от 1 до n) - потери электроэнергии холостого хода трансформатора, кВт ч, записываются в таблицу (столбец 9, строки от 1 до n). Суммарные потери электроэнергии холостого хода трансформаторов собственных нужд определяются суммированием строк с1 до n столбца 9 и записываются в строку “всего”. Таблица П2.12 – Расчет нагрузочных потерь электроэнергии в двухобмоточном трансформаторе (ах) СН энергоблока (энергоустановки) за ______(месяц) базового____ года. Исходные данные: - станционное обозначение и номер (столбец – 2, строки с 1 по n); - тип двухобмоточного трансформатора (столбец-3, строки с 1 по n); - мощность, МВА (столбец-4, строки с 1 по n); - номинальное напряжение высшей обмотки (UВН), кВ (столбец-5, строки с 1 по n); - номинальное напряжение низшей обмотки (UНН), кВ (столбец-6, строки с 1 по n); - потери мощности короткого замыкания (Pкз), МВт (столбец-7, строки с 1 по n); - активное сопротивление двухобмоточного трансформатора, Ом (столбец-8, строки с 1 по n) определяется по формулам (4.2.4 – для двухобмоточного трехфазного трансформатора; 4.2.5 – для двухобмоточного однофазного трансформатора); - среднее напряжение, кВ (столбец-9, строки с 1 по n); - электрическая энергия зафиксированная прибором учета, кВт ч (столбец-10, строки с 1 по n); - среднее значение активной мощности за расчетный период, кВт (столбец-11, строки с 1 по n); - среднее значение реактивной мощности за расчетный период, квар (столбец-12, строки с 1 по n). Результат расчета: Нагрузочные потери электроэнергии в двухобмоточном трансформаторе за расчетный период (столбец 14, строки с 1 по n) определяются по формуле: 24 Wн ТР k к Pср Т k ф2 , кВт•ч, (3.39) где ΔPср – потери мощности в двухобмоточном трансформаторе при средних за расчетный интервал нагрузках узлов, кВт, определяются по формуле (3.37); k2ф – коэффициент формы графика за расчетный период, о.е.; kk – коэффициент, учитывающий различие конфигураций графиков активной и реактивной нагрузки (принимается равным 0,99), о.е.; T – число часов в расчетном периоде, ч. Коэффициент формы графика определяется по формуле (столбец-13, строки с 1 по n): m (3.40) 2 k ф Pi2 t i / (Pср2 T) , о.е. i 1 При отсутствии данных летнего и зимнего суточных графиков нагрузки, допускается kф2 = 1,3. Переменные потери мощности при средних за расчетный период нагрузках в двухобмоточном трансформаторе определяются по формуле: 2 2 2 (3.41) Р ср Q ср Р ср 1 tg 2 2 Р ср 3 I ср R R R 2 2 U ср U ср , где Pср, Qср – средние значения активной и реактивной мощности за расчетный период Т, кВт, квар; tg – коэффициент реактивной мощности, о.е.; Uср – среднее напряжение элемента за расчетный период Т, кВ; Iср – среднее значение токовой нагрузки, А, определяемое по формуле (3.38); R – активное сопротивление двухобмоточного трансформатора определяется по формулам (3.43) или (3.44). Средняя нагрузка определяется по формуле: (3.42) W WT Pср T ; I ср T 3 U ср T cos , где WT – электроэнергия, потребленная (сгенерированная) в узле за расчетный период Т. Суммарные нагрузочные потери электроэнергии в двухобмоточных трансформаторах в станционной сети электростанции определяются суммированием строк с 1 по n столбца 14 и записываются в строчку ВСЕГО столбца 14. 25 Активное сопротивление двухобмоточного трехфазного трансформатора определяется в соответствии с паспортными данными по формуле: (3.43) PКЗ U 2В ном RТ , Ом / фазу, 2 Sном где РКЗ – потери мощности короткого замыкания, МВт; UB ном – номинальное напряжение высшее, кВ; Sном – полная номинальная мощность трехфазного трансформатора, МВА. В случае применения трансформатора с расщепленной обмоткой активные сопротивления определяются для каждой обмотки отдельно в соответствии с паспортными данными по формуле: (3.44) U 2В ном , Ом, R Т В Р КЗ 2 2 Sном R Т Н1 R Т H 2 2 R Т В , Ом. Суммарные потери в трансформаторе собственных нужд энергоблока (энергоагрегата) определяются как сумма потерь холостого хода и нагрузочных потерь трансформатора. В Расход электроэнергии на оборудование собственных нужд электроцеха напряжением 0,4 кВ Расход электроэнергии на оборудование собственных нужд напряжением 0,4 кВ определяется на основе показаний приборов учета электроэнергии, установленных на шинах 0,4 кВ в КРУ-0,4 кВ или во вторичной цепи трансформатора 6/0,4 кВ. При этом из полученных значений расхода электроэнергии следует вычесть электроэнергию, потребляемую электродвигателями механизмов собственных нужд мощностью 200 кВт и ниже котельной установки и турбоагрегата, которые получают питание также от данного трансформатора (при их наличии). Расход электроэнергии на указанные электродвигатели должен быть учтен в расчетах по таблицам П2.7 – П2.10. Расчет проводится по формуле: m W0.4 = ( W ТРi 0.4 – i 1 n WЭДi), кВт·ч, (3.45) i где W Трi 0.4 - количество электроэнергии , учтенной прибором учета во вторичной цепи i -го трансформатора 6/0,4 кВ, кВт·ч; m – число трансформаторов напряжением 6/0,4 кВ, присоединенных к секции 6 кВ и питающих оборудование СН ; n WЭДj, кВт·ч, и n – суммарный расход электроэнергии j 1 электродвигателя и число электродвигателей собственных нужд мощностью 200 кВт и ниже котельной установки и турбоагрегата, присоединенных к 26 данному трансформатору 6/0,4 кВ (при их наличии), определяются таблицам П2.7 – П2.10. по Таблица П2.13 – Измерение расхода электроэнергии на оборудование собственных нужд напряжением 0,4 кВ энергоблока (энергоустановки) по месяцам за _______ базовый год Исходные данные: - станционный № трансформатора и № счетчика (строка 1); - показания счетчика на 0 ч 1-го числа текущего и истекшего месяцев (строки 2 и 3 соответственно, столбцы 3 - 15); - разность показаний счетчика за месяц (строка 3, столбцы 3-15). - коэффициент трансформации трансформатора напряжения, kU, (строка 4, столбцы 3-15) - коэффициент трансформации трансформатора тока, kI, (строка 4, столбцы 3-15) - коэффициент счетчика, k , (строка 5, столбцы 3-14\5) - количество электроэнергии, учтенной счетчиком, (строка 6, столбцы 315), определяется по формуле (3.3); столбец 16 –суммарное количество электроэнергии, учтенное счетчиком, за год – сумма показаний столбцов 3 – 15 строки 6; - суммарный расход электроэнергии электродвигателей собственных нужд мощностью 200 кВт и ниже котельной установки и турбоагрегата, присоединенных к данному трансформатору 6/0,4 кВ (при их наличии), определяются по таблицам П2.7 – П2.10 (строка 7, столбцы 3-15); - расход электроэнергии на оборудование собственных нужд напряжением 0,4 кВ энергоблока (энергоустановки) по месяцам (строка 8, столбцы 3 -15); - расход электроэнергии на оборудование собственных нужд напряжением 0,4 кВ энергоблока (энергоустановки) за базисный год (строка 8, столбец 16) 3.2.4.5 Расход электроэнергии на оборудование теплофикационной установки ТЭЦ. Расход электроэнергии на оборудование теплофикационной установки ТЭЦ определяется по формуле: WТУ = WСет.Н + WПТН + WПкН + W КНБ + WНХО, кВт ч, (3.46) где WСет.Н - расход электроэнергии на сетевые насосы (СН), кВт ч; WПТН – расход электроэнергии на подпиточные насосы теплосети (ПТН), кВт ч; WПкН – расход электроэнергии на подкачивающие насосы теплосети (НП), кВт ч; W КНБ – расход электроэнергии на конденсатные насосы подогревателей сетевой воды (КНБ), кВт ч; 27 WНХО - расход электроэнергии на насосные установки по химической очистке и обессоливанию воды, кВт ч. Расход электроэнергии на насосы теплофикационной установки ТЭЦ, рассчитывается по формулам: M WТУ = L Pномi / ŋном i kзi Ti , кВт ч (3.47) i 1 j 1 где Pномi, ŋном i, - номинальные значения мощности, кВт, к.п.д, о.е, i –го электродвигателя в каждой группе насосов, которые определяются по таблице П2.3; L - количество электродвигателей, входящих в одну группу насосов и находящихся в работе в расчетный период времени; М – количество групп насосов определенного назначения, обслуживающих теплофикационную установку; kзi - коэффициент загрузки i –го электродвигателя, о.е, который определяется по формулам : kзi = P 1i/ Pномi (3.48) или kзi = Ii / Iномi (3.49) где P 1i - потребляемая мощность i –го электродвигателя в расчетный период времени, кВт; Ii – ток i –го электродвигателя в расчетный период времени, А; Ti - число часов работы i –го электродвигателя в расчетный период времени , ч. Значения коэффициентов загрузки и число часов работы электродвигателей зависят от режима работы и нагрузочных характеристик теплофикационной установки и определяются по данным за аналогичный период базового года. Таблица П2.14 – Расчет расхода электроэнергии на оборудование теплофикационной установки энергоблока (энергоустановки, ТЭЦ) за ______(месяц) базового____ года Исходные данные: - наименование механизма (столбец 2, строки от 1 до N, где M N= Lj j ); 1 - ток, А, (столбец 3, строки от 1 до N,); - мощность, кВт, (столбец 4, строки от 1 до N,); - к.п.д., о.е., (столбец 5, строки от 1 до N,); - коэффициент загрузки, о.е., (столбец 6, строки от 1 до N,); - число часов работы, ч, (столбец – 7, строки от 1 до N,). Расчетное значение расхода электроэнергии на электродвигатели собственных нужд теплофикационной установки, кВт·ч, (строка “всего”, столбец 8). 28 3.2.4.6 Расход электроэнергии на оборудование установки пиковых водогрейных котлов ТЭЦ. Расход электроэнергии на электродвигатели механизмов вспомогательного оборудования пиковых водогрейных котлов ТЭЦ определяется по формуле: n WПВК = Pномj / ŋном j kзj Tj , кВт ч, (3.50) j 1 где Pномj, ŋном j, - номинальные значения мощности, кВт, к.п.д., о.е. – параметры j –го электродвигателя, которые определяются по таблице П2.3; n- количество электродвигателей, обслуживающих установку и находящихся в работе в расчетный период времени; kзj - коэффициент загрузки i –го электродвигателя, о.е., который определяется по формулам : kзj = P 1j/ Pномj (3.51) или kзi = Ij / Iномj (3.52) где P 1j - потребляемая мощность j –го электродвигателя в расчетный период времени, кВт; Ij – ток i –го электродвигателя в расчетный период времени, А; Tj - число часов работы i –го электродвигателя в расчетный период времени, ч. Значения коэффициентов загрузки и число часов работы электродвигателей зависят от режима работы пиковых водогрейных котлов и определяются по данным за аналогичный период базового года. Таблица П2.15 – Расчет расхода электроэнергии на установки пиковых водогрейных котлов ТЭЦ за ______(месяц) базового____ года . Исходные данные: наименование механизма (столбец 2, строки от 1 до n); - ток, А, (столбец 3, строки от 1 до n) - мощность, кВт, (столбец 4, строки от 1 до n); - к.п.д., о.е., (столбец 5, строки от 1 до n); - коэффициент загрузки, о.е., (столбец 6, строки от 1 до n); - число часов работы, ч, (столбец 7, строки от 1 до n). Расчетное значение расхода электроэнергии на электродвигатели механизмов пиковых водогрейных котлов получено суммированием строк от 1 до n столбца 8, кВт·ч, и записано в строке “всего”, столбец 8. 3.2.5 Суммарный расход электроэнергии на собственные нужды ТЭС. Расчет суммарного расхода электроэнергии на собственные нужды ТЭС производится за каждый месяц базисного года. 29 3.2.5.1 Суммарный расход электроэнергии на собственные нужды на производство электроэнергии конденсационной электростанцией за базовый год определяется по формуле: WСН Б= WТПП+ WКО + WТ + +WЭЦ, кВт ч. (3.53) Таблица П2.16 - Суммарный расход электроэнергии на собственные нужды, тыс. кВт·ч, энергоблока (энергоустановки) КЭС по месяцам за базовый _____ год Исходные данные: -расход электроэнергии на разгрузку, хранение, топливоподачу и топливоприготовление - WТПП, кВт ч , (столбец 2, строки с 1 до 12); - расход электроэнергии на оборудование котельной установки - WКО, кВт ч, (столбец 3, строки с 1 до 12); - расход электроэнергии на оборудование турбинной установки - WТ, кВт ч, (столбец 4, строки с 1 до 12); - расход электроэнергии на оборудование электроцеха – WЭЦ, кВт ч, (столбец 5, строки с 1 до 12); - суммарный расход электроэнергии энергоблока (энергоустановки) по составляющим , кВт ч, по месяцам за базовый год (столбец 6, строки 1 12); - суммарный расход электроэнергии на производство электроэнергии за базовый год (строка “всего за год”, столбцы 2 - 6). 3.2.5.2 Расход электроэнергии на собственные нужды на производство электроэнергии и отпуск тепла теплофикационной электростанцией (ТЭЦ) за базовый год определяется по формуле: WСН Б = WСН Б (Э) + WСН Б (Т) где WСН Б (Э)- расход электроэнергии на собственные нужды на выработку электроэнергии: WСН Б (Э)= (WТПП+ WКО ) К(Э)+ WТ + WЭЦ , кВт ч . (3.54) К(Э) – коэффициент, учитывающий долю расхода электроэнергии на собственные нужды котлоагрегата при выработке электроэнергии, определяется по данным ТЭЦ за базовый год. WСН Б (Т)- расход электроэнергии на собственные нужды на отпуск тепла WСН Б (Т) = (WТПП+ WКО ) ( 1 - К(Э)) + WТУ + W ПВК , кВт ч . (3.55) Таблица П2.17 Суммарный расход электроэнергии на собственные нужды, тыс. кВт·ч, энергоблока (энергоустановки) ТЭЦ на производство электроэнергии и отпуск тепла по месяцам за базовый _____год Исходные данные: -расход электроэнергии на разгрузку, хранение, топливоприготовление и топливоподачу - WТПП, кВт ч, (столбец 2, строки с 1 до 12); 30 - расход электроэнергии на оборудование котельной установки - WКО, кВт ч, (столбец 3, строки с 1 до 12); - расход электроэнергии на оборудование турбинной установки - WТ, кВт ч, (столбец 4, строки с 1 до 12); - расход электроэнергии на оборудование электроцеха – WЭЦ, кВт ч, (столбец 5, строки с 1 до 12); - расход электроэнергии на теплофикационную установку – WТУ, кВт ч, (столбец 6, строки с 1 до 12); - расход электроэнергии на оборудование пиковых водогрейных котлов– WПВК, кВт ч, (столбец 7, строки с 1 до 12); - суммарный расход электроэнергии энергоблока (энергоустановки)на производство электроэнергии и отпуск тепла по месяцам за базовый ______год (столбцы 8 и 9 соответственно, строки 1 - 12); - суммарный расход электроэнергии на производство электроэнергии и отпуск тепла ТЭЦ по составляющим за базовый год (строка “всего за год”, столбцы 2 - 9) 3.2.5.3 Расход электроэнергии на собственные нужды на производство электроэнергии и отпуск тепла электростанцией в % и относительных единицах Расход электроэнергии на собственные нужды на производство электроэнергии КЭС, %, определяется по формулу: WСН,%Б = WСНБ/ Wг 100, %, (3.56) где Wг – выработка электроэнергии генераторами, кВт ч, за базовый год по таблице основных показателей ТЭС (П2.4 и П2.5, строка 7). Расход электроэнергии на собственные нужды на отпуск теплоэнергии электростанцией в относительных единицах определяется по формулу: WСН(Т), %Б = WСН(Т)Б / Qот, кВт ч/Гкал, (3.57) где Qот , Гкал, - отпуск теплоэнергии за базовый год по таблицам П2.4 и П2.5, строка 8. Таблица П2.18 -- Расход электроэнергии на собственные нужды энергоблоков (энергоустановок), % , на производство электроэнергии КЭС за ______(месяц) базового ________года Исходные данные: - № энергоблоков (энергоустановок) (столбец 1, строки от1 до N); -расход электроэнергии на разгрузку, хранение, топливоподачу и топливоприготовление - WТПП, кВт ч , (столбец 2, строки с 1 до 1 N); - расход электроэнергии на оборудование котельной установки - WКО, кВт ч, (столбец 3, строки с 1 до N); - расход электроэнергии на оборудование турбинной установки - WТ, кВт ч, (столбец 4, строки с 1 до N); 31 - расход электроэнергии на оборудование электроцеха – WЭЦ, кВт ч, (столбец 5, строки с 1 до N); суммарный расход электроэнергии на производство электроэнергииза за_______ (месяц) базовый _______года энергоблока (энергоустановки) (столбец 6, строки 1 - N); - суммарный расход электроэнергии по КЭС на производство электроэнергии за ______ (месяц) базового ______ года (строка “всего по КЭС”, столбцы 2 - 6). Таблица П2.19 Расход электроэнергии на собственные нужды, на производство электроэнергии, %, и отпуск тепла, кВт ч/Гкал, ТЭЦ по энергоблокам(энергоустановкам) за ______(месяц) базового_______ года Исходные данные: - № энергоблоков (энергоустановок) (столбец 1, строки от1 до N); -расход электроэнергии на разгрузку, хранение, топливоприготовление и топливоподачу - WТПП, кВт ч, (столбец 2, строки с 1 до N); - расход электроэнергии на оборудование котельной установки - WКО, кВт ч, (столбец 3, строки с 1 до N); - расход электроэнергии на оборудование турбинной установки - WТ, кВт ч, (столбец 4, строки с 1 до N); - расход электроэнергии на оборудование электроцеха – WЭЦ, кВт ч, (столбец 5, строки с 1 до N); - расход электроэнергии на теплофикационную установку – WТУ, кВт ч, (столбец 6, строки с 1 до N); - расход электроэнергии на оборудование пиковых водогрейных котлов– WПВК, кВт ч, (столбец5, строки с 1 до N); суммарный расход электроэнергии на производство электроэнергииза за _____ (месяц) базового ______года энергоблока (энергоустановки) (столбец 8, строки 1 - N); - суммарный расход электроэнергии на отпуск тепла за ______ (месяц) базового_____ года энергоблока (энергоустановки) (столбец 9, строки 1 - N); - суммарный расход электроэнергии на производство электроэнергии и отпуск тепла ТЭЦ по составляющим за _____(месяц) базового_____- года (строка “всего по ТЭЦ”, столбцы 2 - 9) 3.3 Определение расхода электроэнергии на собственные нужды ГЭС 3.3.1 Расход электроэнергии по группам оборудования ГЭС 3.3.1.1 Расход электроэнергии на собственные гидротехнических сооружений нужды 32 Основными потребителями электроэнергии гидротехнических сооружений является следующее оборудование СН напряжением 0,4 кВ: - электродвигатели механизмов, обслуживающих плотину, водосбросы, промывочные устройства, водозаборы ГЭС и водовыпуски; - оборудование обогрева пазов затвора. Расход электроэнергии на перечисленное оборудование определяется по показаниям счетчиков, установленных на питающих трансформаторах СН. Данные записываются в таблицу П.20 Таблица П2.20 – Измерение расхода электроэнергии на оборудование собственных нужд гидротехнических сооружений ГЭС по месяцам за базовый_____ год Исходные данные: - станционный № трансформатора и № счетчика (строка 1, столбцы 416); - показания счетчика на 0 ч 1-го числа текущего и истекшего месяцев (строки 2 и 3 соответственно, столбцы 4 - 15); - разность показаний счетчика за месяц (строка 3, столбцы 4-15). - коэффициент трансформации трансформатора напряжения, kU, (строка 4, столбцы 4-15) - коэффициент трансформации трансформатора тока, kI, (строка 4, столбцы 4-15) - коэффициент счетчика, k , (строка 5, столбцы 4-15) - расход электроэнергии - количество электроэнергии, учтенной счетчиком, (строка 6, столбцы 4-15), определяется по формуле (3.3); столбец 16 –суммарное количество электроэнергии, учтенное счетчиком, за год – сумма показаний столбцов 3 – 15 строки 6 3.3.1.2 Расход электроэнергии на собственные нужды напорного бассейна (или аванкамеры) Основные потребители электроэнергии напорного бассейна: - электродвигатели механизмов, обслуживающих напорный бассейн (аванкамеры), промывных устройств; - электродвигатели механизмов, обслуживающих решетки и пазы затворов напорного фронта; - обогрев решеток и затворов напорного фронта; - освещение напорного бассейна и отопление помещений, относящихся к сооружениям напорного бассейна (аванкамеры). Расход электроэнергии на оборудование напорного бассейна определяется по показаниям счетчиков, установленных на питающих трансформаторах СН. Данные записываются в таблицу П21. 33 Таблица П2.21 – Измерение расхода электроэнергии на оборудование собственных нужд напорного бассейна ГЭС по месяцам за базовый____ год Исходные данные: - станционный № трансформатора и № счетчика (строка 1, столбцы 416); - показания счетчика на 0 ч 1-го числа текущего и истекшего месяцев (строки 2 и 3 соответственно, столбцы 4 - 15); - разность показаний счетчика за месяц (строка 3, столбцы 4-15). - коэффициент трансформации трансформатора напряжения, kU, (строка 4, столбцы 3-15) - коэффициент трансформации трансформатора тока, kI, (строка 4, столбцы 4-15) - коэффициент счетчика, k , (строка 5, столбцы 4-15) -расход электроэнергии - количество электроэнергии, учтенной счетчиком, (строка 6, столбцы 4-15), определяется по формуле (3.3); столбец 16 –суммарное количество электроэнергии, учтенное счетчиком, за год – сумма показаний столбцов 4 – 15 строки 6 3.3.1.3 Расход электроэнергии на собственные нужды здания ГЭС Электроэнергия на оборудование СН, установленное в здании ГЭС, расходуется на электродвигатели СН и потери в трансформаторах собственных нужд. К оборудованию СН относятся электродвигатели: - системы регулирования (лекажные насосы); - системы технического водоснабжения гидроагрегатов (водная смазка турбинного подшипника, маслоохладители подпятников и подшипников агрегата, воздухоохладители генератора); - системы откачки воды из проточного тракта гидроагрегатов и дренажных вод здания ГЭС; - вспомогательных устройств систем возбуждения; - компрессоры торможения агрегатов; - вентиляторы и насосы системы охлаждения трансформаторов; - маслонапорного и пневматического хозяйства ГЭС; - системы пожаротушения генераторов и здания ГЭС; - механизмов на открытие-закрытие дроссельных затворов напорных трубопроводов и подъемных механизмов. Расход электроэнергии на оборудование здания ГЭС определяется по показаниям счетчиков, установленных на питающих трансформаторах СН. Данные записываются в таблицу П22. Таблица П2.22 – Измерение расхода электроэнергии на оборудование собственных нужд здания ГЭС по месяцам за базовый______ год 34 Исходные данные: - станционный № трансформатора и № счетчика (строка 1, столбцы 316); - показания счетчика на 0 ч 1-го числа текущего и истекшего месяцев (строки 2 и 3 соответственно, столбцы 4 - 15); - разность показаний счетчика за месяц (строка 3, столбцы 4-15). - коэффициент трансформации трансформатора напряжения, kU, (строка 4, столбцы 4-15) - коэффициент трансформации трансформатора тока, kI, (строка 4, столбцы 4-15) - коэффициент счетчика, k , (строка 5, столбцы 4-15) -расход электроэнергии - количество электроэнергии, учтенной счетчиком, (строка 6, столбцы 4-15), определяется по формуле (3.3); столбец 16 –суммарное количество электроэнергии, учтенное счетчиком, за год – сумма показаний столбцов 4 – 15 строки 6 3.3.1.4 Потери электроэнергии в трансформаторе собственных нужд ГЭС Потери электроэнергии в трансформаторе собственных нужд определяются суммой постоянных потерь холостого хода (далее – ХХ) ΔWХХ и переменных нагрузочных потерь – ΔWн ТР: ΔWТР = ΔWХХ + ΔWнТР , кВт ч, (3.58) Потери электроэнергии при ХХ трансформатора собственных нужд определяются на основе потерь мощности холостого хода ΔPХ, по формуле: 2 (3.59) nT U СРi , кВтч, WХХ PХi Ti i 1 U НОМ i где PX – номинальное значение потерь мощности холостого хода в силовом трансформаторе, определяемое по его паспортным данным (таблица П2.3), кВт; Т – число часов работы трансформатора собственных нужд в расчетном периоде, ч. Число часов работы рабочих трансформаторов собственных нужд в расчетный период времени равно числу часов работы турбогенераторов, определяется по таблицам П2.4 и П2.5. nT – число трансформаторов, шт.; UCP – среднее значение фактического напряжения обмотки высшего напряжения трансформатора за расчетный период T, кВ; UНОМ – номинальное напряжение трансформатора, кВ. Таблица П2.23 – Расчет потерь электроэнергии на холостой ход трансформаторов СН за ______(месяц) базового_______ года. Исходные данные: 35 - станционное обозначение (столбец 2, строки от 1 до n); - тип трансформатора (столбец 3, строки от 1 до n); - мощность, МВА (столбец 4, строки от 1 до n); - число часов работы трансформатора в расчетном периоде, ч, (столбец 5, строки от 1 до n); - номинальное напряжение трансформатора, кВ, (столбец 6, строки от 1 до n); - среднее значение напряжения обмотки высшего напряжения за расчетный период, кВ, (столбец 7, строки от1 до n); -потери мощности холостого хода, кВт, (столбец 8, строки от 1 до n) - потери электроэнергии холостого хода трансформатора, кВт ч, записываются в таблицу (столбец 9, строки от 1 до n). Суммарные потери электроэнергии холостого хода трансформаторов собственных нужд определяются суммированием строк с1 до n столбца 9 и записываются в строку “всего”. Таблица П2.24 – Расчет нагрузочных потерь электроэнергии в трансформаторах собственных нужд за ______(месяц) базового ______года Исходные данные: - станционное обозначение и номер (столбец – 2, строки с 1 по n); - тип двухобмоточного трансформатора (столбец-3, строки с 1 по n); - мощность, МВА (столбец-4, строки с 1 по n); - номинальное напряжение высшей обмотки (UВН), кВ (столбец-5, строки с 1 по n); - номинальное напряжение низшей обмотки (UНН), кВ (столбец-6, строки с 1 по n); - потери мощности короткого замыкания (Pкз), МВт (столбец-7, строки с 1 по n); - активное сопротивление двухобмоточного трансформатора, Ом (столбец-8, строки с 1 по n) определяется по формулам (4.2.4 – для двухобмоточного трехфазного трансформатора; 4.2.5 – для двухобмоточного однофазного трансформатора); - среднее напряжение, кВ (столбец-9, строки с 1 по n); - электрическая энергия зафиксированная прибором учета, кВт ч (столбец-10, строки с 1 по n); - среднее значение активной мощности за расчетный период, кВт (столбец-11, строки с 1 по n); - среднее значение реактивной мощности за расчетный период, квар (столбец-12, строки с 1 по n). Результат расчета: 36 Нагрузочные потери электроэнергии в двухобмоточном трансформаторе за расчетный период (столбец 14, строки с 1 по n) определяются по формуле: Wн ТР k к Pср Т k ф2 , кВт•ч, (3.60) где ΔPср – потери мощности в двухобмоточном трансформаторе при средних за расчетный интервал нагрузках узлов, кВт, определяются по формуле (3.37); k2ф – коэффициент формы графика за расчетный период, о.е.; kk – коэффициент, учитывающий различие конфигураций графиков активной и реактивной нагрузки (принимается равным 0,99), о.е.; T – число часов в расчетном периоде, ч. Коэффициент формы графика определяется по формуле (столбец-13, строки с 1 по n): m (3.61) 2 k ф Pi2 t i / (Pср2 T) , о.е. i 1 При отсутствии данных летнего и зимнего суточных графиков нагрузки, допускается kф2 = 1,3. Переменные потери мощности при средних за расчетный период нагрузках в двухобмоточном трансформаторе определяются по формуле: 2 2 2 (3.62) Р ср Q ср Р ср 1 tg 2 2 Р ср 3 I ср R R R 2 2 U ср U ср , где Pср, Qср – средние значения активной и реактивной мощности за расчетный период Т, кВт, квар; tg – коэффициент реактивной мощности, о.е.; Uср – среднее напряжение элемента за расчетный период Т, кВ; Iср – среднее значение токовой нагрузки, А, определяемое по формуле (3.38); R – активное сопротивление двухобмоточного трансформатора определяется по формулам (3.39) или (3.40). Средняя нагрузка определяется по формуле: W WT (3.63) Pср T ; I ср T 3 U ср T cos , где WT – электроэнергия, потребленная (сгенерированная) в узле за расчетный период Т. Суммарные нагрузочные потери электроэнергии в двухобмоточных трансформаторах в станционной сети электростанции определяются 37 суммированием строк с 1 по n столбца 14 и записываются в строчку ВСЕГО столбца 14. Активное сопротивление двухобмоточного трехфазного трансформатора определяется в соответствии с паспортными данными по формуле: (3.64) PКЗ U 2В ном RТ , Ом / фазу, 2 Sном где РКЗ – потери мощности короткого замыкания, МВт; UB ном – номинальное напряжение высшее, кВ; Sном – полная номинальная мощность трехфазного трансформатора, МВА. В случае применения трансформатора с расщепленной обмоткой активные сопротивления определяются для каждой обмотки отдельно в соответствии с паспортными данными по формуле: (3.65) U 2В ном , Ом, R Т В Р КЗ 2 2 Sном R Т Н1 R Т H 2 2 R Т В , Ом. Суммарные потери в трансформаторе собственных нужд определяются суммированием потерь холостого хода и нагрузочных потерь. 3.3.2 Суммарный расход электроэнергии на собственные нужды ГЭС Расход электроэнергии на собственные нужды ГЭС определяется как сумма расхода электроэнергии на собственные нужды гидротехнических сооружений (таблица П2.20 строка 6 столбец 16), напорного бассейна (таблица П2.21 строка 6 столбец 16) и здания ГЭС (таблица П2.22 строка 6 столбец 16) и потерь в трансформаторах собственных нужд (таблица П2.23 строка ВСЕГО столбец 9; таблица П2.24 строка ВСЕГО столбец 14). 3.4.Определение расхода электроэнергии на хозяйственные нужды электростанции В номенклатуру элементов расхода электроэнергии на хозяйственные нужды электростанций входят расходы на следующие объекты и виды работ: - электродвигатели систем отопления и вентиляции производственных помещений, а также помещений распределительных устройств и освещение их территории; - освещение производственных помещений, 38 - ремонтные мастерские, электроинструмент, электросварку, электродвигатели подъемных приспособлений и механизмов для текущего ремонта теплотехнического, гидромеханического и электротехнического оборудования, - монтажные, наладочные и экспериментальные работы, капитальный, средний и аварийно-восстановительный ремонты оборудования и зданий, выполняемые персоналом электростанции; - наладочные и экспериментальные работы, выполняемые подрядными организациями, если по условиям договора с подрядчиком электростанция принимает на себя необходимый для выполнения этих работ расход электроэнергии. Электроэнергия, расходуемая на хозяйственные нужды, определяется по расчетным счетчикам электроэнергии, установленным: - на стороне высшего напряжения отдельного трансформатора для питания группы потребителей хозяйственных нужд; - на каждой линии, отходящей к потребителю при питании от различных трансформаторов или секций шин СН. Количество электроэнергии за учетный период определяют по разности показаний счетчика в конце и начале этого периода по формуле. W = k (N2 - N1) = k · Δ N, кВт · ч , (3.66) где коэффициент счетчика k k = M · k U · kI , (3.67) M – множитель счетчика, указанный на его щитке; kU - коэффициент трансформации измерительного трансформатора напряжения ; kI - коэффициент трансформации измерительного трансформатора тока. Таблица П2.25 – Измерение расхода электроэнергии на потребители хозяйственных нужд, питаемых от отдельного трансформатора, по месяцам за базовый______ год Исходные данные: - станционный № трансформатора и № счетчика (строка 1, столбцы 416); - показания счетчика на 0 ч 1-го числа текущего и истекшего месяцев (строки 2 и 3 соответственно, столбцы 4 - 15); - разность показаний счетчика за месяц (строка 4, столбцы 4-15). - коэффициент трансформации трансформатора напряжения, kU, (строка 5, столбцы 4-15) - коэффициент трансформации трансформатора тока, kI, (строка 5, столбцы 4-15) - коэффициент счетчика, k , (строка 6, столбцы 4-15) 39 -расход электроэнергии - количество электроэнергии, учтенной счетчиком, (строка 7, столбцы 4-15), определяется по формуле (3.65, 3.67); - суммарное количество электроэнергии, учтенное счетчиком, за год – столбец 16 –сумма показаний столбцов 3 – 15 строки 7 Таблица П2.26 – Измерение расхода электроэнергии на потребители хозяйственных нужд, питаемых от нескольких трансформаторов или секций шин СН за______ (месяц) базового______ года Исходные данные: - станционный № трансформатора или секции шин СН и № счетчика (строка 1, столбцы 4-N); - показания счетчика на 0 ч 1-го числа текущего и истекшего месяцев (строки 2 и 3 соответственно, столбцы 4 - N); - разность показаний счетчика за месяц (строка 4, столбцы 4- N). - коэффициент трансформации трансформатора напряжения, kU, (строка 5, столбцы 4- N) - коэффициент трансформации трансформатора тока, kI, (строка 5, столбцы 4- N) - коэффициент счетчика, k , (строка 6, столбцы 4- N) - расход электроэнергии - количество электроэнергии, учтенной счетчиком, (строка 7, столбцы 4- N), определяется по формулам (3.65, 3.67); столбец «Всего» – суммарное количество электроэнергии, учтенное счетчиками, за месяц – сумма показаний столбцов 3 – N строки 7. 3.5.Определение расхода электроэнергии на производственные нужды В расходе электроэнергии на хозяйственные нужды электростанций учитываются расходы на: потребление электроэнергии районными котельными и электробойлерными установками, состоящими как на самостоятельном балансе, так и на балансе электростанций; - на перекачку воды гидроаккумулирующими электростанциями и перекачивающими насосными установками теплосети; - потребление электростанциями, работающими в режиме котельной (без выработки электроэнергии); - потребление электростанциями, находящимися в консервации или в резерве (при одновременном отсутствии выработки электроэнергии и отпуска тепла). 40 Электроэнергия, расходуемая на производственные нужды, определяется по расчетным счетчикам электроэнергии, установленным: - на стороне высшего напряжения отдельного трансформатора для питания группы потребителей производственных нужд; - на каждой линии, отходящей к потребителю при питании от различных трансформаторов или секций шин СН. Количество электроэнергии за учетный период определяют по разности показаний счетчика в конце и начале этого периода по формуле. W = k (N2 - N1) = k · Δ N, кВт · ч , (3.68) где коэффициент счетчика k k = M · k U · kI , (3.69) M – множитель счетчика, указанный на его щитке; kU - коэффициент трансформации измерительного трансформатора напряжения ; kI - коэффициент трансформации измерительного трансформатора тока. Таблица П2.27 – Измерение расхода электроэнергии на потребители производственных нужд, питаемых от отдельного трансформатора, по месяцам за базовый_______ год Исходные данные: - станционный № трансформатора и № счетчика (строка 1, столбцы 416); - показания счетчика на 0 ч 1-го числа текущего и истекшего месяцев (строки 2 и 3 соответственно, столбцы 4 - 15); - разность показаний счетчика за месяц (строка 4, столбцы 4-15). - коэффициент трансформации трансформатора напряжения, kU, (строка 5, столбцы 4-15) - коэффициент трансформации трансформатора тока, kI, (строка 5, столбцы 4-15) - коэффициент счетчика, k , (строка 6, столбцы 4-15) -расход электроэнергии - количество электроэнергии, учтенной счетчиком, (строка 7, столбцы 4-15), определяется по формуле (3.65, 3.67); - суммарное количество электроэнергии, учтенное счетчиком, за год – столбец 16 –сумма показаний столбцов 3 – 15 строки 7 Таблица П2.28 – Измерение расхода электроэнергии на потребители производственных нужд, питаемых от нескольких трансформаторов или секций шин СН за______ (месяц) ______(базового) года Исходные данные: - станционный № трансформатора или секции шин СН и № счетчика (строка 1, столбцы 4-N); - показания счетчика на 0 ч 1-го числа текущего и истекшего месяцев (строки 2 и 3 соответственно, столбцы 4 - N); 41 - разность показаний счетчика за месяц (строка 4, столбцы 4- N). - коэффициент трансформации трансформатора напряжения, kU, (строка 5, столбцы 4- N) - коэффициент трансформации трансформатора тока, kI, (строка 5, столбцы 4- N) - коэффициент счетчика, k , (строка 6, столбцы 4- N) - расход электроэнергии - количество электроэнергии, учтенной счетчиком, (строка 7, столбцы 4- N), определяется по формулам (3.65, 3.67); столбец «Всего» – суммарное количество электроэнергии, учтенное счетчиками, за месяц – сумма показаний столбцов 3 – N строки 7. 3.6 Определение расхода электроэнергии на собственные нужды в регулируемом году Для определения расхода электроэнергии на собственные нужды в регулируемом году необходимо учесть изменения условий эксплуатации в этом году по сравнению с базовым годом. 3.6.1 В случае ожидания изменений условий эксплуатации оборудования ЭС на регулируемый год, расход электроэнергии на собственные нужды на производство электроэнергии и отпуск тепла по каждой группе оборудования определяется путем введения поправок на изменение условий эксплуатации. Поправки вводятся на: - освоение энергооборудования; - изменение средней электрической и паровой нагрузки; - изменение количества пусков энергооборудования по диспетчерскому графику; - изменение качества твердого топлива; - ухудшение технического состояния оборудования при длительной эксплуатации; - эксплуатационные допуски; - изменение доли выработки электроэнергии по теплофикационному циклу; - повышение экономичности оборудования вследствие реконструкции и модернизации. С учетом конкретных обоснований допускается вводить и другие поправки, учитывающие особенности технологических схем и условий эксплуатации. Значения перечисленных поправок должны быть указаны на утвержденных энергетических характеристиках. 3.6.2 По каждой группе оборудования расходы электроэнергии на собственные нужды на производство электроэнергии и отпуск тепла на регулируемый год определяется на основе расхода электроэнергии на собственные нужды на базовый год с учетом поправок на изменение условий эксплуатации по формуле: 42 N WСНР = WСНБ + Wi,, кВт·ч, (3.70) i 1 где N Wi, – суммарные поправки, кВт·ч, перечисленные в п.3.5.1. i 1 3.6.3 Поправка на освоение энергооборудования Поправка к расходу электроэнергии на собственные нужды на освоение введенного в эксплуатацию энергооборудования (Wосв.) определяется по формуле: Wосв.= N i 1 Wосв. i = N (Косв. i - 1) WСНБ , кВт·ч, (3.71) i 1 где Wосв. i - поправка на освоение i-го энергооборудования, кВт·ч; Косв. i – коэффициент поправки на освоение принимается по нормам, указанным в таблице 3.1; N- число освоенного оборудования; WСНБ - расход электроэнергии на собственные нужд за базовый год на производство электроэнергии, кВт·ч; и отпуск тепла, кВт·ч/Гкал (по п.3.2.5 настоящей методики и таблицам П2.16 и П2.17), кВт·ч. Таблица П2.29 - Результаты расчета поправок расходу на СН на освоение энергооборудования ТЭС Исходные данные: - номер энергоблока (энергоустановки) (столбец 2, строки от 1 до N); - расход электроэнергии на собственные нужд за базовый год: на производство электроэнергии, кВт·ч, (столбец 3, строки от 1 до N) и отпуск тепла, кВт·ч/Гкал, (столбец 4, строки от 1 до N); - год освоения оборудования (столбец 5, строки от 1 до N); - коэффициент поправки на освоение энергооборудования (столбец 6, строки от 1 до N); - поправки на освоение i - го энергооборудования на производство электроэнергии, кВт·ч, (столбец 7, строки от 1 до N); - поправки на освоение i - го энергооборудования на отпуск тепла, кВт·ч/Гкал, (столбец 8, строки от 1 до N); - суммарные поправки на освоение энергооборудования, кВт·ч, (столбцы 7 и 8, строка “всего”). Рассчитанные поправки записываются в таблицу П2.30 (строка 2, столбцы от 4 до N) для расчета расходов электроэнергии на собственные нужды на производство электроэнергии и отпуск тепла на регулируемый год. 3.6.4 Поправки на изменение средней электрической нагрузки по конденсационным группам оборудования. 43 Поправка к расходу электроэнергии на собственные нужды на производство электроэнергии при изменении средней электрической нагрузки по пылеугольным и газомазутным конденсационным энергоблокам и конденсационным группам оборудования с поперечными связями определяется по формуле: Wнагр = Кнагр· (±Р)·WГР/ 100, кВт·ч, (3.72) где Кнагр - усредненная поправка к расходу электроэнергии на собственные нужды на 1 % изменения средней электрической нагрузки. Поправка принимается по группам энергоблоков мощностью 200 МВт и 150МВт в размере 0,05 %, мощностью 800 МВт, 500 МВт и 300 МВт –0,015% и конденсационным группам оборудования с поперечными связями – 0, 02 %. ±Р - прогнозируемое увеличение или уменьшение средней электрической нагрузки; по конденсационным группам оборудования с поперечными связями прогнозируемое изменение нагрузки принимается равным изменению коэффициента использования установленной электрической мощности, % ; WГР - ожидаемая выработка электроэнергии генераторами в регулируемом году из планового баланса электроэнергии по ТЭС, кВт·ч. При расчете поправки на изменение средней паровой и электрической нагрузки энергоблока (энергоустановки) следует использовать данные за базовый период, приведенные в таблицах П2.4 или П2.5. Рассчитанные поправки записываются в таблицу П2.30 (строка 4, столбцы от 4 до N) Таблица 3. 1 Коэффициенты поправки на освоение электрооборудования Коэффициенты поправки Энергооборудование Вид сжигаемого топлива В первый год работы серийног головног о о 3 4 Во второй год работы серийног головног о о 5 6 В третий год работы серийног о 7 головног о 8 1 2 Турбина на давление пара 90 кгс/см2 и ниже Теплофикационные турбины на давление пара 130 кгс/см2 Энергоблоки мощностью 180 и 210 МВт Энергоблоки мощностью 250, 300,500, 800 МВт Твердое, газ, мазут 1,02 - - - - - Твердое 1,04 1,07 - 1,05 - - Газ, мазут Твердое 1,03 1,04 1,05 1,08 1,03 1,03 1,06 - - Газ, мазут Твердое 1,03 1,08 1,06 1,12 1,02 1,04 1,04 1,08 - 1,03 Газ, мазут 1,06 1,10 1,03 1,06 - - 3.6.5 Поправка на изменение числа пусков энергооборудования по диспетчерскому графику. 44 Поправка к расходу электроэнергии на собственные нужды на производство электроэнергии при изменении числа пусков по диспетчерскому графику для пылеугольных и газо-мазутных конденсационных энергоблоков определяется по формуле: Wпуск=0,1·Wпуск(±n)·, кВт ч, (3.73) где Wпуск - норма расхода электроэнергии на пуски энергоблоков (тыс. кВт ч) принимается по таблице 3.2; ±nпуск - увеличение или уменьшение числа пусков по диспетчерскому графику в регулируемом периоде. Рассчитанные поправки записываются в таблицу П2.30 (строка 3, столбцы от 4 до N). 3.6.6 Поправка на изменение качества твердого топлива. Поправка к расходу электроэнергии на собственные нужды на производство электроэнергии при прогнозируемом изменении качества топлива по группам пылеугольных энергоблоков и группам оборудования ТЭС с поперечными связями определяется по формуле Wкач. э = Ккач (±Qн)·qT Wтв ·WГР/ 100, кВт·ч, ( 3.74) где Ккач - средняя поправка к расходу электроэнергии на собственные нужды на 100 ккал/кг изменения низшей теплоты сгорания твердого топлива в прогнозируемом периоде, кВт ч /Гкал. Поправки для основных марок углей, полученные путем обобщения результатов испытаний, расчетов и эксплуатационных данных ТЭС, приведены в таблице 3.3; ±Qн - среднее прогнозируемое увеличение или уменьшение низшей теплоты сгорания твердого топлива, ккал/кг, определяется как средневзвешенное значение по количеству сжигаемого угля различных марок; qT - фактический удельный расход тепла брутто по турбоагрегатам пылеугольных энергоблоков или групп оборудования ТЭС с поперечными связями за базисный период, ккал/кВтч; Wтв - доля выработки электроэнергии на твердом топливе в общей выработке всей группой оборудования; WГР - ожидаемая выработка электроэнергии генераторами в регулируемом году из планового баланса электроэнергии по ТЭС, кВт·ч. В среднем на пылеугольных энергоблоках изменение низшей теплоты сгорания топлива на 100 ккал/кг вызывает изменение расхода электроэнергии на собственные нужды на производство электроэнергии: при сжигании каменных углей – на 0,25 %, АШ – на 0,18 %, бурых – на 0,14 %, тощих углей – на 0,05 %. Поправка к расходу электроэнергии на собственные нужды на отпуск тепла при изменении качества твердого топлива по группам пылеугольных энергоблоков или группам оборудования ТЭС с поперечными связями определяется по формуле: Wкач. от = Ккач (±Qн)· Qот 10-2 , кВт ч/Гкал , (3.75) 45 где Qот - доля отпуска тепла за счет сжигания твердого топлива в общем отпуске всей группой оборудования. Рассчитанные поправки записываются в таблицу П2.30 (строка 5, столбцы от 4 до N). 3.6.7 Поправка на изменение доли выработки электроэнергии по теплофикационному циклу. Поправки к расходу электроэнергии на собственные нужды на производство электроэнергии на изменение доли выработки электроэнергии по теплофикационному циклу по группе оборудования определяется по формуле: WТУ = (±άТУ) qTWпар 10-6+ WТ (Wi/ Wг Р - 1 ) ·WГР/ 100, кВт·ч, % , (3.76) где ±άТУ - увеличение или уменьшение доли выработки электроэнергии по теплофикационному циклу в прогнозируемом периоде по сравнению с базовым; Wпар - нормативный удельный расход электроэнергии на привод механизмов, связанных с обеспечением отпуска тепла, кВт ч /Гкал, Wпар = WК / QК , кВт ч /Гкал, (3.77) WК ,WТ - расходы электроэнергии на собственные нужды котлоагрегата и турбоагрегата в базовом режиме (по таблицам П2.17 и П2.19); Wi выработка электроэнергии группой оборудования теплофикационной установки, тыс.кВт ч, определяется по таблице П2.14 Рассчитанные поправки записываются в таблицу П2.30 (строка 6, столбцы от 4 до N). 3.6.8 Эксплуатационный допуск В условиях эксплуатации оборудования ТЭС имеет объективное снижение его экономичности в межремонтный период, которое не учитывается в нормативных характеристиках. Кроме того, нормативные характеристики основного и вспомогательного оборудования отражают установившиеся режимы работы и не учитывают дополнительные потери, обусловленные неравномерностью графика нагрузок, текущими колебаниями качества топлива и другими возможными объективными отклонениями от расчетных условий. Указанные факторы учитываются допусками на эксплуатационные условия к расходам электроэнергии на собственные нужды на производство электроэнергии и отпуск тепла. Поправка на эксплуатационный допуск к расходу электроэнергии на собственные нужды на производство электроэнергии учитывает снижение экономичности котлов и турбоагрегатов и определяется по формуле Wдоп.э = кдоп.э WСН(э)Б_ 10-2 , кВт ч, (3.78) где кдоп.э - эксплуатационный допуск к расходу электроэнергии на собственные нужды на производство электроэнергии, %, определяется по данным таблицы 3.4; 46 WСН(э)Б - расход электроэнергии на собственные нужды на производство электроэнергии в базовом году, %, ,определяется по таблице П2.16, П2.17. Поправка на эксплуатационный допуск к расходу электроэнергии на собственные нужды на отпуск тепла учитывает снижение экономичности котлов и оборудования теплофикационной установки и определяется по формуле: Wдоп.т = кдоп.т WСН(т)Б 10-2, кВт.ч /Гкал, (3.79) где кдоп.т - эксплуатационный допуск к расходу электроэнергии на собственные нужды на отпуск тепла, %, определяется по данным таблицы 3.4; WСН(т)Б - расход электроэнергии на собственные нужды на отпуск тепла в базовом году, кВт ч /Гкал, определяется по таблице П2.17,. П2.19 Рассчитанные поправки записываются в таблицу П2.30 (строка 7, столбцы от 4 до 15). 47 № п.п 1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 13 14 15 16 17 18 19 20 21 22 23 24 25 26 27 28 29 30 Продолжитель ность простоя, ч 1 Таблица 3.2 – Норма расхода электроэнергии на пуски энергоблоков Норма расхода электроэнергии на пуски энергоблоков, тыс.кВт ч Моноблок Дубль-блок Газомазутный Пылеугольный Газомазутный Пылеугольный 2 3 4 5 56 – 60 30 – 35 15 – 20 6 – 10 394,0 297,2 225,0 98,9 56 – 60 30 – 35 15 – 20 6 – 10 - 56 – 60 30 – 35 15 – 20 6 – 10 109.12 82.54 62,60 27,37 50 – 60 30 - 35 15 – 20 6 – 10 40,43 25,9 15,36 7,85 50 – 60 30 - 35 15 – 20 6 – 10 53,19 38,77 27,00 14,83 50 - 60 30 - 35 15 – 20 6 – 10 28,68 19,18 11,34 6,89 Энергоблоки 800 МВт 441,3 344,8 249,8 118,4 Энергоблоки 500 МВт 274,9 214,8 155,6 73,8 Энергоблоки 300 МВт 122.41 95,83 69,25 32,75 Энергоблоки 200 МВт с барабанными котлами 47,15 32,63 18,72 10,65 Энергоблоки 200 МВт с прямоточными котлами 60,39 45,98 30,61 17,83 Энергоблоки 150 МВт 33,52 24,01 13,76 8,77 - - - - 114,58 87,09 66,12 30,35 128,17 100,69 72,92 35,85 43,63 29,10 18,56 9,85 50,35 35,83 21,92 12,65 55,54 40,78 28,84 15,86 62,93 48,16 32,53 18,94 40,64 30,92 21624 12,09 45,69 35,97 24,14 15,03 48 Таблица 3.3 – Средние значения поправки К Поправка Уголь 1 АШ 2 Тощий 3 Бурый 4 Каменный 5 кВтч Гкал K кач , 100 ккал / кг 0,9 0,25 0,7 1,0 Таблица 3.4 - Эксплуатационный допуск к расходу электроэнергии на собственные нужды № Группа оборудования Топливо п.п Твердое 1 2 3 2 1 На давление пара 240-130 кгс/ см 1.5 / 0.7 2 2 На давление пара 90 кгс /см 2.0/ 0.9 3 Отечественное оборудование среднего и низкого давления 2,5/ 1,1 и иностранных фирм Примечание – В числителе указаны Кдоп.э, в знаменателе - Кдоп.т. Газ, мазут 4 1.3 / 0.5 1.8 / 0.7 2,3 / 0,9 49 3.6.9 Поправки на ухудшение технического состояния оборудования при длительной эксплуатации. Поправки к расходу электроэнергии на собственные нужды на производство электроэнергии (%) и отпуск тепла (кВт ч /Гкал )в связи с ухудшением технического состояния оборудования определяется по формуле: Wрес=WCНБ (0.5 P у расч + 0.3 P у пред.) 10-2 , кВт ч, (3. 80) Б где WCН - расход электроэнергии на собственные нужды на производство электроэнергии, кВт ч, и отпуск тепла, кВт ч /Гкал, в базовый период (по таблице П2.4); P у расч и P у пред - доля установленной мощности турбин, отработавших расчетный и предельный ресурс, определяется по данным ПТО ТЭС. Рассчитанные поправки записываются в таблицу П2.30 (строка 8, столбцы от 4 до 7). 3.6.10 Поправки на повышение экономичности оборудования вследствие реконструкции и модернизации Эта поправка принимается по отчетной документации в размере полной годовой экономии расхода электроэнергии на собственные нужды от реконструкции и модернизации оборудования, выполненных в базовом году, и 30 % годовой экономии от соответствующих мероприятий, запланированных на регулируемый год. Рассчитанные поправки записываются в таблицу П2.30 (строка 9, столбцы от 4 до 7). 3.6.11 Расчет поправок по группам оборудования к расходу электроэнергии на собственные нужды ТЭС на производство электроэнергии и отпуск тепла оформляется в виде таблиц и пояснительной записки с обоснованием всех поправок на изменения условий эксплуатации в регулируемый период. Таблица П2.30 –Данные расчета расхода электроэнергии на собственные нужды на производство электроэнергии, тыс. кВт ч, и отпуск тепла, тыс. кВт ч, энергоблоков (электроустановок)ТЭС за _______(месяц) ______(регулируемого) года с учетом изменений условий эксплуатации. Исходные данные: - расход электроэнергии на собственные нужды на базовый год каждого энергоблока (строка 1, столбцы от 4 до n) и ТЭС (строка 1, столбец N) ; - поправки на предполагаемые изменения условий эксплуатации энергоблоков в регулируемом году (строки от 2 до 9, столбцы от 4 до n). Расход электроэнергии на собственные нужды на производство электроэнергии и отпуск тепла на месяц регулируемого года определяется 50 суммированием строк от 1 до 9 столбцов от 4 до N и записывается в таблицу (строка 10 , столбцы от 4 до N). Таблица П2.31 - Сводные данные расчета расхода электроэнергии на собственные нужды ТЭС на производство электроэнергии, кВт ч, и отпуск тепла, кВт ч/Гкал, на регулируемый год по месяцам с учетом изменений условий эксплуатации Исходные данные: - расход электроэнергии на собственные нужды ТЭС по месяцам на базовый год (строка 1, столбцы от 3 до 15); - поправки на предполагаемые изменения условий эксплуатации оборудования в регулируемом году (строки от 2 до 9, столбцы от 4 до 15); - поправки рассчитываются по п.3.2.8 с учетом показателей за месяц (таблица П2.30); - поправки (строки 7, 8, 9) рассчитываются на год и распределяются равномерно по месяцам. Расход электроэнергии на собственные нужды на производство электроэнергии и отпуск тепла по месяцам на регулируемый год определяется суммированием строк от 1 до 9, столбцов от 3 до 15 и записывается в таблицу (строка 10 , столбцы от3 до 15). В столбце «всего» суммируются показатели по строкам от3 до 15. Расход электроэнергии на собственные нужды ТЭС в регулируемом году записывается в строке 10, столбец «всего». 51 4 РАСЧЕТ ТЕХНОЛОГИЧЕСКИХ ПОТЕРЬ ЭЛЕКТРОЭНЕРГИИ В СТАНЦИОННОЙ ЭЛЕКТРОСЕТИ Технические потери электроэнергии в станционной электросети включает в себя потери электроэнергии в следующем оборудовании: силовые трансформаторы (автотрансформаторы); воздушные линии; кабельные линии; синхронные компенсаторы; батареи статических конденсаторов; статические тиристорные компенсаторы; шунтирующие реакторы; вентильные разрядники; ограничители перенапряжений; устройства присоединения высокочастотной связи; трансформаторы тока; трансформаторы напряжения; счетчики прямого включения. Технологические потери электроэнергии состоят из условнопостоянных, нагрузочных потерь электроэнергии и потерь, обусловленных допустимыми погрешностями системы учета. Условно-постоянные потери включают в себя: потери на холостой ход силовых трансформаторов (автотрансформаторов); 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 компенсаторов), шунтирующих реакторах (далее – ШР); потери в системе учета электроэнергии (ТТ, ТН, счетчиках и соединительных проводах); потери в вентильных разрядниках, ограничителях перенапряжений и в устройствах присоединений высокочастотной связи (далее - ВЧ связи); потери в изоляции кабелей; потери от токов утечки по изоляторам ВЛ. Нагрузочные потери электроэнергии включают в себя: потери в воздушных линиях электропередачи; 52 потери в кабельных линиях; потери в шинопроводах; потери в трансформаторах (автотрансформаторах); потери в токоограничивающих реакторах. 4.1 Расчет условно-постоянных потерь электроэнергии 4.1.1 Потери электроэнергии холостого хода в силовом трансформаторе (автотрансформаторе) Таблица П3.1 – Расчет потерь электроэнергии холостого хода (далее – ХХ) в силовом трансформаторе (автотрансформаторе). Исходные данные: станционное обозначение и номер (столбец – 2, строки с 1 по n); тип трансформатора (автотрансформатора) (столбец-3, строки с 1 по n); мощность, МВА (столбец-4, строки с 1 по n); число часов работы трансформатора (автотрансформатора) в расчетном периоде, ч (столбец-5, строки с 1 по n); номинальное напряжение трансформатора (автотрансформатора) (Uном), кВ (столбец-6, строки с 1 по n); среднее значение напряжения обмотки высшего напряжения за расчетный период (Uср ВН), кВ (столбец-7, строки с 1 по n); потери мощности холостого хода (PХХ), кВт (столбец-8, строки с 1 по n). Результат расчета: Потери электроэнергии холостого хода в силовом трансформаторе (автотрансформаторе) определяются по формуле (столбец-9, строки с 1 по n): 2 U (4.1.1) WХХ PХХ T СР , кВтч, U НОМ где PXХ – номинальное значение потерь мощности холостого хода в силовом трансформаторе, определяемое по его паспортным данным, кВт; Т – число часов работы силового трансформатора в расчетном периоде, ч; UCP – среднее значение фактического напряжения обмотки высшего напряжения трансформатора (автотрансформатора) за расчетный период T, кВ; UНОМ – номинальное напряжение трансформатора (автотрансформатора), кВ. 53 Суммарные потери электроэнергии холостого хода в трансформаторах (автотрансформаторах) в станционной сети электростанции определяются суммированием строк с 1 по n столбца 9 и записываются в строчку ВСЕГО столбца 9. 4.1.2 Потери электроэнергии на корону В зависимости от имеющейся информации потери электроэнергии на корону определяются двумя способами: по формуле 4.1.2 или формуле 4.1.4. Таблица П3.2.А – Расчет потерь электроэнергии на корону. Расчет выполняется на основе данных об удельных потерях мощности, приведенных в таблице 4.1.1, и о продолжительностях видов погоды в течение расчетного периода. При этом к периодам хорошей погоды (для целей расчета потерь на корону) относят погоду с влажностью менее 100 % и гололед; к периодам влажной погоды – дождь, мокрый снег, туман. Исходные данные: диспетчерское наименование линии (столбец – 2, строки с 1 по n); номинальное напряжение линии, кВ (Uном) (столбец – 3, строки с 1 по n); число и сечение проводов в фазе (столбец – 4, строки с 1 по n); тип опоры ( сталь, железобетон) (столбец – 5, строки с 1 по n); количество цепей, шт. (столбец – 6, строки с 1 по n); длина линии, км (столбец – 7, строки с 1 по n); удельные потери мощности на корону при хорошей погоде, кВт/км (столбец – 8, строки с 1 по n); удельные потери мощности на корону при сухом снеге, кВт/км (столбец – 9, строки с 1 по n); удельные потери мощности на корону при влажной погоде, кВт/км (столбец – 10, строки с 1 по n); удельные потери мощности на корону при изморози, кВт/км (столбец – 11, строки с 1 по n); среднее значение напряжения, кВ (столбец – 12, строки с 1 по n). Результат расчета: Потери электроэнергии на корону в воздушной линии 110-1150 кВ определяют по формуле: 4 W К L PКi t i , кВтч, (4.1.2) i 1 54 где РК – удельные потери мощности на корону i-го вида погоды (изморози, снега, дождя, хорошей погоды), кВт/км (таблица 4.1.1); L – длина линии, км; ti – продолжительность i-го вида погоды (изморози, снега, дождя, хорошей погоды) в расчетном периоде Т, ч. Рекомендуется пользоваться уточненными значениями удельных потерь мощности на корону для конкретного климатического района. Для оценки влияния фактических напряжений на линиях можно воспользоваться формулой (4.1.4) (столбец – 13, строки с 1 по n). KU кор= 6,88 U2отн – 5,88 Uотн , о.е., (4.1.3) где UОТН – среднее значение фактического напряжения на линии в течение расчетного периода T, ч. Суммарные потери электроэнергии на корону в станционной сети электростанции определяются суммированием строк с 1 по n столбца 14 и записываются в строчку ВСЕГО столбца 14. Таблица 4.1.1 - Удельные потери мощности на корону Напряжение ВЛ, тип Суммарное Потери мощности на корону, кВт/км, опоры, число и сечение сечение проводов при погоде проводов в фазе в фазе, мм2 хорошая сухой снег влажная изморозь 750-5х240 1200 3,9 15,5 55,0 115,0 750-4х600 2400 4,6 17,5 65,0 130,0 500-3х400 1200 2,4 9,1 30,2 79,2 500-8х300 2400 0,1 0,5 1,5 4,5 330-2х400 800 0,8 3,3 11,0 33,5 220ст-1х300 300 0,3 1,5 5,4 16,5 220ст/2-1х300 300 0,6 2,8 10,0 30,7 220жб-1х300 300 0,4 2,0 8,1 24,5 220жб/2-1х300 300 0,8 3,7 13,3 40,9 220-3х500 1500 0,02 0,05 0,27 0,98 154-1х185 185 0,12 0,35 1,20 4,20 154/2-1х185 185 0,17 0,51 1,74 6,12 110ст-1х120 120 0,013 0,04 0,17 0,69 110ст/2-1х120 120 0,015 0,05 0,25 0,93 110жб-1х120 120 0,018 0,06 0,30 1,10 110жб/2-1х120 120 0,020 0,07 0,35 1,21 Примечания 1. Вариант 500-8х300 соответствует ВЛ 500 кВ, построенной в габаритах 1150 кВ, вариант 220-3х500 – ВЛ 220 кВ, построенной в габаритах 500 кВ. 2. Варианты 220/2-1х300, 154/2-1х185 и 110/2-1х120 соответствуют двухцепным ВЛ. Потери во всех случаях приведены в расчете на одну цепь. 3. Индексы «ст» и «жб» обозначают стальные и железобетонные опоры. Таблица П3.2.Б – Расчет потерь электроэнергии на корону. Расчет выполняется при отсутствии данных о продолжительностях видов погоды в течение расчетного периода. Расчет основан на использовании данных об удельных потерях электроэнергии, приведенных в таблице 4.1.2, по регионам, приведенным в таблице 4.1.3. 55 Исходные данные: диспетчерское наименование линии (столбец – 2, строки с 1 по n); номинальное напряжение линии (Uном), кВ (столбец – 3, строки с 1 по n); число и сечение проводов в фазе (столбец – 4, строки с 1 по n); тип опоры (сталь, железобетон) (столбец – 5, строки с 1 по n); количество цепей, шт. (столбец – 6, строки с 1 по n); длина линии, км (столбец – 7, строки с 1 по n); среднее значение напряжения (Uср), кВ (столбец – 8, строки с 1 по n); удельные потери электроэнергии на корону, тыс. кВт ч/км в год (столбец – 10, строки с 1 по n). Результат расчета: Потери электроэнергии на корону при отсутствии данных о продолжительностях видов погоды в течение расчетного периода определяются по таблице 4.1.2 в зависимости от региона расположения линии по формуле: (4.1.4) W К L WK 10 3 , кВтч, где WК – удельные потери электроэнергии на корону, тыс.кВт.ч/км (таблица 4.1.2); L – длина линии, км. Распределение территориальных образований Российской Федерации по регионам приведено в таблице 4.1.3. Рекомендуется пользоваться уточненными значениями удельных потерь мощности на корону для конкретного климатического района. Для оценки влияния фактических напряжений на линиях можно воспользоваться формулой (4.1.5) (столбец – 9, строки с 1 по n). KU кор= 6,88 U2отн – 5,88 Uотн, о.е., (4.1.5) где UОТН – среднее значение фактического напряжения на j-й линии в течение расчетного периода T, ч. Суммарные потери электроэнергии на корону при отсутствии данных о продолжительностях видов погоды в течение расчетного периода в станционной сети электростанции определяются суммированием строк с 1 по n столбца 11 и записываются в строчку ВСЕГО столбца 11. Таблица 4.1.2 - Удельные годовые потери электроэнергии на корону Напряжение число и ВЛ, кВ, сечение Удельные потери электроэнергии на корону, тыс. кВтч/км в год, в регионе 56 проводов в фазе 1 2 3 4 5 6 7 750-5х240 193,3 176,6 163,8 144,6 130,6 115,1 750-4х600 222,5 203,9 189,8 167,2 151,0 133,2 500-3х400 130,3 116,8 106,0 93,2 84,2 74,2 500-8х300 6,6 5,8 5,2 4,6 4,1 3,5 330-2х400 50,1 44,3 39,9 35,2 32,1 27,5 220ст-1х300 19,4 16,8 14,8 13,3 12,2 10,4 220ст/2-1х300 36,1 31,2 27,5 24,7 22,7 19,3 220жб-1х300 28,1 24,4 21,5 19,3 17,7 15,1 220жб/2-1х300 48,0 41,5 36,6 32,9 30,2 25,7 220-3х500 1,3 1,1 1,0 0,9 0,8 0,7 154-1х185 7,2 6,3 5,5 4,9 4,6 3,9 154/2-1х185 10,4 9,1 8,0 7,1 6,8 5,7 110ст-1х120 1,07 0,92 0,80 0,72 0,66 0,55 110ст/2-1х120 1,42 1,22 1,07 0,96 0,88 0,73 110жб-1х120 1,71 1,46 1,28 1,15 1,06 0,88 110жб/2-1х120 1,85 1,59 1,39 1,25 1,14 0,95 П р и м е ч а н и е - Значения потерь, приведенные в таблицах 4.1.1 и 4.1.2, соответствуют году дней 365. При расчете потерь в високосном году применяется коэффициент к = 366/365. Таблица 4.1.3 – Распределение Российской Федерации по регионам № региона 1 2 3 4 5 6 7 территориальных 153,6 177,3 103,4 5,1 39,8 15,3 28,5 22,2 37,9 1,0 5,7 8,3 0,85 1,13 1,36 1,47 с числом образований Территориальные образования, входящие в регион Республика Саха (Якутия), Хабаровский край Области: Камчатская, Магаданская, Сахалинская. Республики: Карелия, Коми Области: Архангельская, Калининградская, Мурманская Области: Вологодская, Ленинградская, Новгородская, Псковская Республики: Марий Эл, Мордовия, Татарстан, Удмуртская, Чувашская Области: Белгородская, Брянская, Владимирская, Воронежская, Ивановская, Калужская, Кировская, Костромская, Курская, Липецкая, Московская, Нижегородская, Орловская, Пензенская, Пермская, Рязанская, Самарская, Саратовская, Смоленская, Тамбовская, Тверская, Тульская, Ульяновская, Ярославская Республики: Дагестан, Ингушетия, Кабардино-Балкария, Карачаево-Черкесская, Калмыкия, Северная Осетия-Алания, Чеченская Края: Краснодарский, Ставропольский Области: Астраханская, Волгоградская, Ростовская Республика Башкортостан Области: Курганская, Оренбургская, Челябинская Республики: Бурятия, Хакасия, Алтай Края: Алтайский, Красноярский, Приморский Области: Амурская, Иркутская, Кемеровская, Новосибирская, Омская, Свердловская, Томская, Тюменская, Читинская 4.1.3 Потери электроэнергии в шунтирующем реакторе В зависимости от имеющейся информации потери электроэнергии в шунтирующих реакторах (далее ШР) определяются двумя способами: по формуле 4.1.6 или по формуле 4.1.7. Таблица П3.3.А – Расчет потерь электроэнергии в ШР. Выполняется с использованием паспортных данных по формуле (4.1.6). Исходные данные: 57 станционное обозначение и номер (столбец – 2, строки с 1 по n); номинальное напряжение ШР (Uном), кВ (столбец – 3, строки с 1 по n); тип ШР (столбец-4, строки с 1 по n); мощность, МВА (столбец-5, строки с 1 по n); среднее напряжение ШР за расчетный период (Uср), кВ (столбец-6, строки с 1 по n); число часов работы ШР в расчетном периоде, ч (столбец-7, строки с 1 по n); потери мощности холостого хода ШР (PХР), кВт (столбец-8, строки с 1 по n). Результат расчета: Потери электроэнергии в шунтирующем реакторе определяются на основе приведенных в паспортных данных потерь мощности по формуле: 2 U (4.1.6) WШР PХР T CP , кВтч, U HOM где РХР – номинальное значение потерь мощности холостого хода шунтирующего реактора, определяемое по его паспортным данным, кВт; Т – число часов работы реактора в расчетном периоде, ч; UСР – среднее значение фактического напряжения на шунтирующем реакторе, кВ; UНОМ – номинальное напряжение шунтирующего реактора, кВ. Суммарные потери электроэнергии в шунтирующих реакторах в станционной сети электростанции определяются суммированием строк с 1 по n столбца 9 и записываются в строчку ВСЕГО столбца 9. Таблица П3.3.Б – Расчет потерь электроэнергии в ШР. Расчет выполняется при отсутствии паспортных данных заводаизготовителя с использованием удельных потерь в ШР, представленных в таблице 4.1.4, по формуле (4.1.7). Исходные данные: станционное обозначение и номер (столбец – 2, строки с 1 по n); номинальное напряжение ШР (Uном), кВ (столбец – 3, строки с 1 по n); тип ШР (столбец-4, строки с 1 по n); мощность, МВА (столбец-5, строки с 1 по n); среднее напряжение ШР за расчетный период (Uср), кВ (столбец-6, строки с 1 по n); число часов работы ШР в расчетном периоде, ч (столбец-7, строки с 1 по n); 58 удельные потери электроэнергии в ШР, тыс. кВт ч/МВА (столбец-8, строки с 1 по n). Результат расчета: Потери электроэнергии в шунтирующем реакторе при отсутствии данных завода-изготовителя определяются по таблице 4.1.4 по формуле: W ШР SШР WШР , кВтч, (4.1.7) где SШР – мощность шунтирующего реактора, МВА; WШР – удельные потери электроэнергии в шунтирующем реакторе, тыс.кВт.ч/МВА (таблица 4.1.4). Суммарные потери электроэнергии в шунтирующих реакторах при отсутствии данных завода-изготовителя в станционной сети электростанции определяются суммированием строк с 1 по n столбца 9 и записываются в строчку ВСЕГО столбца 9. Таблица 4.1.4 - Потери электроэнергии в шунтирующем реакторе Вид оборудования Удельные потери электроэнергии при напряжении, кВ 6 10 15 20 35 60 110 154 220 330 500 750 ШР, тыс. кВт·ч/МВ·А в год 84 84 74 65 36 35 32 31 29 26 20 19 Примечание - Значения потерь, приведенные в таблице, соответствуют году с числом дней 365. При расчете потерь в високосном году применяется коэффициент к = 366/365. 4.1.4 Потери электроэнергии в синхронном компенсаторе или генераторе В зависимости от имеющейся информации потери электроэнергии в синхронном компенсаторе (далее СК) или генераторе определяются двумя способами: по формуле 4.1.8 или по таблице 4.1.5. Таблица П3.4.А – Расчет потерь электроэнергии в СК. Расчет выполняется с использованием коэффициента максимальной загрузки по формуле (4.1.8). Исходные данные: станционное обозначение и номер (столбец – 2, строки с 1 по n); тип СК (столбец-3, строки с 1 по n); мощность СК, МВА (столбец-4, строки с 1 по n); потери мощности в режиме номинальной загрузки СК, кВт (столбец-5, строки с 1 по n); 59 коэффициент максимальной нагрузки в расчетном периоде, о.е. (столбец-6, строки с 1 по n). Результат расчета: Потери электроэнергии в СК определяются по формуле: Wск (0,4 0,1 Q2 ) Pном Tр , (4.1.8) где βQ - коэффициент максимальной нагрузки СК в расчетном периоде; ΔPном - потери мощности в режиме номинальной загрузки СК в соответствии с паспортными данными. Суммарные потери электроэнергии в СК в станционной сети электростанции определяются суммированием строк с 1 по n столбца 7 и записываются в строчку ВСЕГО столбца 7. Таблица П3.4.Б – Расчет потерь электроэнергии в СК. Расчет выполняется при отсутствии информации о коэффициенте максимальной нагрузки СК. Расчет основан на удельных годовых потерях электроэнергии, представленных в таблице 4.1.5. Исходные данные: станционное обозначение и номер (столбец – 2, строки с 1 по n); тип СК (столбец-3, строки с 1 по n); мощность СК, МВА (столбец-4, строки с 1 по n); потери электроэнергии, тыс. кВт ч в год (столбец-5, строки с 1 по n). Результат расчета: Потери электроэнергии в СК при отсутствии информации о коэффициенте максимальной нагрузки определяются на основе данных таблицы 4.1.5 для каждого СК. Суммарные потери электроэнергии в СК в станционной сети электростанции определяются суммированием строк с 1 по n столбца 6 и записываются в строчку ВСЕГО столбца 6. Таблица 4.1.5 - Потери электроэнергии в синхронных компенсаторах Вид оборудования Потери электроэнергии, тыс. кВтч в год, при номинальной мощности СК, МВּА 5 7,5 10 15 30 50 100 160 320 СК 400 540 675 970 1570 2160 3645 4725 10260 Примечание - При мощности СК, отличной от приведенной в таблице, потери электроэнергии определяются с помощью линейной интерполяции. 60 4.1.5 Потери электроэнергии в статических компенсирующих устройствах – батареях статических конденсаторов и статических тиристорных компенсаторах Таблица П3.5 – Расчет потерь электроэнергии в статических компенсирующих устройствах – батареях статических конденсаторов (БК) и статических тиристорных компенсаторах (СТК). Исходные данные: станционное обозначение и номер (столбец – 2, строки с 1 по n); тип (столбец-3, строки с 1 по n); мощность компенсирующего устройства, МВА (столбец-4, строки с 1 по n); удельные потери мощности, кВт (столбец-5, строки с 1 по n). Результат расчета: Потери электроэнергии в БК и СТК определяются по формуле: WКУ PКУ S КУ Т р , (4.1.9) где ΔРКУ - удельные потери мощности в соответствии с паспортными данными КУ; SКУ - мощность КУ (для СТК принимается по емкостной составляющей); nку – количество компенсирующих устройств. При отсутствии паспортных данных значение ΔРКУ принимается равным: для БК - 0,003 кВт/квар, для СТК - 0,006 кВт/квар. Суммарные потери электроэнергии в КУ в станционной сети электростанции определяются суммированием строк с 1 по n столбца 6 и записываются в строчку ВСЕГО столбца 6. 4.1.6 Потери электроэнергии в вентильных разрядниках, ограничителях перенапряжений, устройствах присоединения высокочастотной связи, измерительных трансформаторах тока и напряжения, электрических счетчиках 0,22–0,66 кВ Таблица П3.6 – Расчет потерь электроэнергии в вентильных разрядниках (РВ), ограничителях перенапряжений (ОПН), устройствах присоединения высокочастотной связи (УПВЧ), измерительных трансформаторах тока и напряжения (ТТ и ТН). Исходные данные: 61 вид оборудования (ВР, ОПН, УПВЧ, ТТ и ТН) (столбец – 2, строки с 1 по n); номинальное напряжение оборудования (Uном), кВ (столбец – 3, строки с 1 по n); количество, шт. (столбец – 4, строки с 1 по n); потери электроэнергии, тыс. кВт ч в год на шт. (столбец – 5, строки с 1 по n). Результат расчета: Потери электроэнергии в ВР, ОПН, УПВЧ, ТТ и ТН определяются по таблице 4.1.6 по формуле: 6 n W W i n i 10 3 , кВтч, j1 i 1 (4.1.10) где W – удельные потери электроэнергии в вентильных разрядниках, ограничителях перенапряжений, измерительных трансформаторах тока и напряжения и устройствах присоединения ВЧ связи, тыс.кВтч (таблица 4.1.6); n – количество i-ого оборудования. Суммарные потери электроэнергии в вентильных разрядниках, ограничителях перенапряжений, устройствах присоединения ВЧ связи, измерительных трансформаторах тока и напряжения в станционной сети электростанции определяются суммированием строк с 1 по n столбца 6 и записываются в строчку ВСЕГО столбца 6. Таблица 4.1.6 – Потери электроэнергии в вентильных разрядниках, ограничителях перенапряжений, измерительных трансформаторах тока и напряжения и устройствах присоединения ВЧ связи Класс Потери электроэнергии, тыс.кВтч в год по видам оборудования напряжения, РВ ОПН ТТ ТН УПВЧ кВ 6 0,009 0,001 0,06 1,54 0,01 10 0,021 0,001 0,1 1,9 0,01 15 0,033 0,002 0,15 2,35 0,01 20 0,047 0,004 0,2 2,7 0,02 35 0,091 0,013 0,4 3,6 0,02 110 0,60 0,22 1,1 11,0 0,22 154 1,05 0,40 1,5 11,8 0,30 220 1,59 0,74 2,2 13,1 0,43 330 3,32 1,80 3,3 18,4 2,12 500 4,93 3,94 5,0 28,9 3,24 750 4,31 8,54 7,5 58,8 4,93 Примечания 1. Потери электроэнергии в УПВЧ даны на одну фазу, для остального оборудования - на три фазы. 2. Потери электроэнергии в ТТ напряжением 0,4 кВ принимаются равными 0,05 тыс. кВтч/год. 62 Таблица П3.7 – Потери электроэнергии в электрических счетчиках прямого включения 0,22–0,66 кВ. Исходные данные: тип счетчика (столбец – 2, строки с 1 по 4); количество (столбец – 3, строки с 1 по 4); потери электроэнергии, тыс. кВт ч в год на шт. (столбец – 4, строки с 1 по 4). Потери электроэнергии в электрических счетчиках прямого включения 0,22–0,66 кВ в столбце-4 в строках 1-4 принимаются в соответствии со следующими данными, кВтч в год на один счетчик: однофазный, индукционный – 18,4; трехфазный, индукционный – 92,0; однофазный, электронный – 21,9; трехфазный, электронный – 73,6. Суммарные потери электроэнергии в электрических счетчиках прямого включения 0,22–0,66 кВ в станционной сети электростанции определяются суммированием строк с 1 по 4 столбца 5 и записываются в строчку ВСЕГО столбца 5. 4.1.7 Потери электроэнергии от токов утечки по изоляторам воздушных линий В зависимости от имеющейся информации потери электроэнергии от токов утечки по изоляторам определяются двумя способами: по формуле 4.1.11 и или по формуле 4.1.12. Таблица П3.8.А – Расчет потерь электроэнергии от токов утечки по изоляторам воздушных линий 6(10)-750 кВ. Расчет выполняется по формуле (4.1.11) на основе данных об удельных потерях мощности, приведенных в таблице 4.1.7, и о продолжительностях групп погоды в течение расчетного периода. Исходные данные: диспетчерское наименование линии (столбец – 2, строки с 1 по n); номинальное напряжение линии, кВ (столбец – 3, строки с 1 по n); количество цепей, шт. (столбец – 4, строки с 1 по n); длина линии, км (столбец – 5, строки с 1 по n); 63 удельные потери мощности от токов утечки по изоляторам (1 группа - хорошая погода с влажностью менее 90%, сухой снег, изморозь, гололед), кВт/км (столбец – 6, строки с 1 по n); удельные потери мощности от токов утечки по изоляторам (2 группа - дождь, роса, хорошая погода с влажностью 90% и более, мокрый снег), кВт/км (столбец – 7, строки с 1 по n); удельные потери мощности от токов утечки по изоляторам (3 группа - туман), кВт/км (столбец – 8, строки с 1 по n). Результат расчета: Потери электроэнергии от токов утечки по изоляторам воздушных линий 6(10)-750 кВ определяются на основе данных об удельных потерях мощности и продолжительностях видов погоды в течение расчетного периода по формуле: 3 W ТУ L PТУi t i , кВтч, (4.1.11) i 1 где РТУ – удельные потери мощности от токов утечки i-го вида погоды, кВт/км (таблица 4.1.7); L– длина линии, км; ti – продолжительность i-го вида погоды в расчетном периоде Т, ч. По влиянию на токи утечки виды погоды должны объединяться в 3 группы: 1 группа – хорошая погода с влажностью менее 90 %, сухой снег, изморозь, гололед; 2 группа – дождь, мокрый снег, роса, хорошая погода с влажностью 90 % и более; 3 группа – туман. Таблица 4.1.7 – Удельные потери мощности от токов утечки по изоляторам ВЛ Группа погоды 1 2 3 Потери мощности от токов утечки по изоляторам, кВт/км, на ВЛ напряжением, кВ 6 10 15 20 35 110 154 220 330 0,011 0,017 0,025 0,033 0,035 0,055 0,063 0,069 0,103 0,094 0,153 0,227 0,302 0,324 0,510 0,587 0,637 0,953 0,154 0,255 0,376 0,507 0,543 0,850 0,978 1,061 1,587 500 0,156 1,440 2,400 750 0,235 2,160 3,600 Суммарные потери электроэнергии от токов утечки по изоляторам ВЛ в станционной сети электростанции определяются суммированием строк с 1 по 4 столбца 9 и записываются в строчку ВСЕГО столбца 9. Таблица П3.8.Б – Расчет потерь электроэнергии от токов утечки по изоляторам воздушных линий 6(10)-750 кВ. Расчет выполняется по формуле (4.1.12) при отсутствии данных о продолжительностях групп погоды в течение расчетного периода. Расчет основан на использовании данных об удельных потерях электроэнергии, приведенных в таблице 4.1.8, по регионам, приведенным в таблице 4.1.9. 64 Исходные данные: диспетчерское наименование линии (столбец – 2, строки с 1 по n); номинальное напряжение линии, кВ (столбец – 3, строки с 1 по n); длина линии, км (столбец – 4, строки с 1 по n); удельные годовые потери электроэнергии от токов утечки по изоляторам, тыс. кВ ч /км (столбец – 5, строки с 1 по n). Результат расчета: Потери электроэнергии от токов утечки по изоляторам воздушной линии 6(10)-750 кВ при отсутствии данных о продолжительностях различных погодных условий определяются по формуле: (4.1.12) W ТУ L WТУ 10 3 , кВтч, где WТУ – удельные потери электроэнергии от токов утечки, тыс.кВт.ч/км (таблица 4.1.8); L – длина линии, км. Суммарные потери электроэнергии от токов утечки по изоляторам воздушной линии 6(10)-750 кВ при отсутствии данных о продолжительностях различных погодных условий в станционной сети электростанции определяются суммированием строк с 1 по n столбца 6 и записываются в строчку ВСЕГО столбца 6. Таблица 4.1.8 - Удельные годовые потери электроэнергии от токов утечки по изоляторам ВЛ Номер региона 1 2 3 4 5 6 7 Потери электроэнергии от токов утечки по изоляторам ВЛ, тыс. кВтч/км в год, при напряжении, кВ 6 10 15 20 35 110 154 220 0,21 0,33 0,48 0,64 0,69 1,08 1,24 1,35 0,22 0,35 0,52 0,68 0,73 1,15 1,32 1,44 0,28 0,45 0,67 0,88 0,95 1,49 1,71 1,86 0,31 0,51 0,75 1,00 1,07 1,68 1,93 2,10 0,27 0,44 0,65 0,87 0,92 1,46 1,68 1,82 0,22 0,35 0,52 0,68 0,73 1,15 1,32 1,44 0,16 0,26 0,39 0,51 0,55 0,86 0,99 1,08 Таблица 4.1.9 – Распределение Российской Федерации по регионам № региона 1 2 3 4 330 2,01 2,15 2,78 3,14 2,72 2,15 1,61 территориальных 500 3,05 3,25 4,20 4,75 4,11 3,25 2,43 750 4,58 4,87 6,31 7,13 6,18 4,87 3,66 образований Территориальные образования, входящие в регион Республика Саха (Якутия), Хабаровский край Области: Камчатская, Магаданская, Сахалинская. Республики: Карелия, Коми Области: Архангельская, Калининградская, Мурманская Области: Вологодская, Ленинградская, Новгородская, Псковская Республики: Марий Эл, Мордовия, Татарстан, Удмуртская, Чувашская Области: Белгородская, Брянская, Владимирская, Воронежская, Ивановская, Калужская, Кировская, Костромская, Курская, Липецкая, Московская, Нижегородская, Орловская, Пензенская, Пермская, Рязанская, Самарская, Саратовская, Смоленская, Тамбовская, Тверская, Тульская, Ульяновская, Ярославская 65 № региона 5 6 7 Территориальные образования, входящие в регион Республики: Дагестан, Ингушетия, Кабардино-Балкария, Карачаево-Черкесская, Калмыкия, Северная Осетия-Алания, Чеченская Края: Краснодарский, Ставропольский Области: Астраханская, Волгоградская, Ростовская Республика Башкортостан Области: Курганская, Оренбургская, Челябинская Республики: Бурятия, Хакасия, Алтай Края: Алтайский, Красноярский, Приморский Области: Амурская, Иркутская, Кемеровская, Новосибирская, Омская, Свердловская, Томская, Тюменская, Читинская 4.1.8 Потери электроэнергии в изоляции силовых кабелей В зависимости от имеющейся информации потери электроэнергии в изоляции силовых кабелей определяются двумя способами: по формуле 4.1.13 или по формуле 4.1.14. Таблица П3.9.А – Расчет потерь электроэнергии в изоляции силовых кабелей. Расчет выполняется по формуле (4.1.13) с использованием удельной зарядной мощности кабеля по паспортным данным завода-изготовителя. Исходные данные: диспетчерское наименование КЛ (столбец – 2, строки с 1 по n); марка и сечение КЛ (столбец – 3, строки с 1 по n); номинальное напряжение кабельной линии (столбец – 4, строки с 1 по n); длина линии, км (столбец – 5, строки с 1 по n); удельная зарядная мощность, квар/км (столбец – 6, строки с 1 по n); тангенс диэлектрических потерь, о.е. (столбец – 7, строки с 1 по n). Результат расчета: Потери электроэнергии в изоляции силового кабеля принимается в соответствии с данными заводов-изготовителей оборудования по формуле: WКЛ QO L tg T , кВтч, (4.1.13) где QО – удельная зарядная мощность кабеля по его паспортным данным, квар/км; L – длина КЛ, км; tg – тангенс угла диэлектрических потерь по данным заводов изготовителей кабелей. При отсутствии таких данных допускается принимать tg=0,004; T – число часов работы кабельной линии в отчетном периоде, ч. 66 Суммарные потери электроэнергии в изоляции силовых кабелей в станционной сети электростанции определяются суммированием строк с 1 по n столбца 8 и записываются в строчку ВСЕГО столбца 8. Таблица П3.9.Б – Расчет потерь электроэнергии в изоляции силовых кабелей при отсутствии данных завода-изготовителя. Расчет выполняется по формуле (4.1.14) с использованием удельных потерь электроэнергии, представленных в таблице 4.1.10. Исходные данные: диспетчерское наименование КЛ (столбец – 2, строки с 1 по n); марка и сечение КЛ (столбец – 3, строки с 1 по n); номинальное напряжение кабельной линии (столбец – 4, строки с 1 по n); длина КЛ, км (столбец – 5, строки с 1 по n); удельные потери электроэнергии в изоляции силовых кабелей, тыс.кВт ч/км (столбец – 6, строки с 1 по n). Результат расчета: Потери электроэнергии в изоляции силового кабеля при отсутствии данных завода-изготовителя определяются в соответствии с таблицей 4.1.9 по формуле: (4.1.14) W КЛ L WKЛ 10 3 , кВтч, где WКЛ – удельные потери электроэнергии в изоляции силовых кабелей, тыс.кВт.ч/км (таблица 4.1.10); L – длина линии, км. Суммарные потери электроэнергии в изоляции силовых кабелей при отсутствии данных завода-изготовителя в станционной сети электростанции определяются суммированием строк с 1 по n столбца 7 и записываются в строчку ВСЕГО столбца 7. Таблица 4.1.10 – Удельные потери электроэнергии в изоляции кабелей Сечение, мм2 10 16 25 35 50 70 95 120 150 185 240 Удельные потери электроэнергии в изоляции кабеля, тыс. кВтч/км в год, при номинальном напряжении, кВ 6 10 20 35 110 220 0,14 0,33 – – – – 0,17 0,37 – – – – 0,26 0,55 1,18 – – – 0,29 0,68 1,32 – – – 0,33 0,75 1,52 – – – 0,42 0,86 1,72 4,04 – – 0,55 0,99 1,92 4,45 – – 0,60 1,08 2,05 4,66 26,6 – 0,67 1,17 2,25 5,26 27,0 0,74 1,28 2,44 5,46 29,1 – 0,83 1,67 2,80 7,12 32,4 – 67 Сечение, мм2 300 400 500 625 800 Удельные потери электроэнергии в изоляции кабеля, тыс. кВтч/км в год, при номинальном напряжении, кВ – – – – 35,2 80,0 – – – – 37,4 90,0 – – – – 44,4 100,0 – – – – 49,3 108,0 – – – – 58,2 120,0 4.2 Расчет нагрузочных потерь электроэнергии в оборудовании станций 4.2.1 Расчет электросети сопротивлений элементов станционной 4.2.1.1 Воздушная линия Активное сопротивление ВЛ определяется паспортными данными по формуле: r 20 L 1 0,004 - 20 R ВЛ 0 nЦ , Ом, в соответствии с (4.2.1) r020 – активное удельное сопротивление провода при его температуре где 20 С, Ом/км; L – длина линии, км; – температура провода, 0С; nЦ – количество цепей, шт. В формуле (4.2.1) принимается, что при средней загрузке линий ниже экономической плотности тока, температура провода приблизительно равна температуре воздуха. 4.2.1.2 Кабельная линия Активное сопротивление КЛ определяется в соответствии с паспортными данными по формуле: r L R КЛ 0 (4.2.2) nЦ , Ом, где r0 – активное удельное сопротивление кабеля, Ом/км; L – длина кабеля, км; nЦ – количество цепей, шт. 4.2.1.3 Шинопровод Активное сопротивление шинопровода определяется по формуле: l R 1 k и, с 2 1 , Ом, (4.2.3) s где – удельное сопротивление проводника, Оммм2/м, при температуре 1 (20С); 68 l – длина проводника, м; s – сечение проводника, мм2; kи, с – температурный коэффициент изменения сопротивления (для меди и алюминия kи, с = 0,004); 2 – температура, при которой определяют сопротивление проводника, С 4.2.1.4 Двухобмоточный трансформатор Активное сопротивление двухобмоточного трехфазного трансформатора определяется в соответствии с паспортными данными по формуле: PКЗ U 2В ном (4.2.4) RТ , Ом / фазу, 2 Sном где РКЗ – потери мощности короткого замыкания, МВт; UB ном – номинальное напряжение высшее, кВ; Sном – полная номинальная мощность трехфазного трансформатора, МВА. В случае двухобмоточных однофазных трансформаторов, образующих трехфазную группу активное сопротивление определяется по формуле: PКЗ U 2В ном RТ 2 2 , Ом / фазу, (4.2.5) 3 Sном тр где Sном тр – номинальная мощность двухобмоточного однофазного трансформатора, МВА. 4.2.1.5 Трехобмоточный трехфазный трансформатор (автотрансформатор) Активные сопротивления трехобмоточного трехфазного трансформатора при равных мощностях обмоток высшего, среднего и низшего напряжений, определяются в соответствии с паспортными данными по формуле: RТ В RТ С RТ Н U 2В ном 2 2 Sном U 2В ном 2 2 Sном U 2В ном 2 2 Sном (PКЗ ВН PКЗ ВС PКЗ СН ), Ом; (PКЗ ВС PКЗ СН PКЗ ВН ), Ом; (4.2.6) (PКЗ ВН PКЗ СН PКЗ ВС ), Ом. где РКЗ В, РКЗ С, РКЗ Н – потери мощности короткого замыкания обмоток высшего, среднего и низшего соответственно, МВт; РКЗ В-С, РКЗ В-Н, РКЗ С-Н – потери мощности короткого замыкания для пар обмоток, МВт; 69 Sном – полная номинальная мощность трехобмоточного трехфазного трансформатора, МВА. Для трансформаторов с обмотками различной номинальной мощности паспортные значения потерь короткого замыкания для всех пар обмоток должны быть приведены к мощности обмотки высшего напряжения. Приведение производится по парам обмоток пропорционально квадрату отношения номинальных мощностей обмоток, таким образом, вводится коэффициент «выгодности», определяемый по формуле: U C ном S тип 1 , о.е., (4.2.7) Sном U В ном где Sтип – типовая мощность, МВА; UВном, UСном – номинальное напряжение высшей и средней обмотки, кВ. Активные сопротивления трехобмоточного трехфазного трансформатора с обмотками различной номинальной мощности, определяются в соответствии с паспортными данными по формуле: RТ В RТ С RТ Н U 2В ном 2 2 Sном U 2В ном 2 2 Sном U 2В ном 2 2 Sном ( PКЗ ВН 2 PКЗ ВС (PКЗ ВС ( PКЗ ВН 2 PКЗ СН 2 PКЗ СН 2 PКЗ СН 2 PКЗ ВН 2 ), Ом; ), Ом; (4.2.8) PКЗ ВС ), Ом. В некоторых случаях паспортные данные содержат одно из трех значений потерь короткого замыкания. При этом расчет активных сопротивлений выполняется с использованием понятия «сквозное активное сопротивление» с последующим его разделением по ветвям схемы замещения в пропорциях, определяемых отношениями номинальных мощностей обмоток, представленных в таблице 4.2.1. Сквозное активное сопротивление определяется по формуле: PКЗ U 2В ном (4.2.9) R скв , Ом. 2 Sном где РКЗ - потери короткого замыкания при номинальной нагрузке обмотки высшего напряжения, МВт. Таблица 4.2.1 – Соотношение мощностей и активных сопротивлений трехобмоточного трансформатора Мощность обмоток трансформатора по отношению к номинальной, % SВ SС SН 100 100 100 100 67 100 100 100 67 Активное сопротивление RТ В 0,5Rскв 0,5 Rскв 0,5 Rскв RТ С 0,5Rскв 0,75 Rскв 0,5 Rскв RТ Н 0,5Rскв 0,5 Rскв 0,75 Rскв 70 100 100 100 100 67 100 50 100 67 50 50 33 0,55 Rскв 0,5 Rскв 0,5 Rскв 0,5 Rскв 0,82 Rскв 0,5 Rскв Rскв 0,5 Rскв 0,82 Rскв Rскв Rскв 1,5 Rскв 4.2.1.6 Трехобмоточный однофазный трансформатор Активные сопротивления трехобмоточных однофазных трансформаторов, образующих трехфазную группу, предыдущие формулы для определения активного сопротивления остаются в силе при подстановке в них: 1) максимальных потерь короткого замыкания в одной фазе при номинальной нагрузке обмотки высшего напряжения; 2) фазного напряжения; 3) номинальной мощности фазы. Активное сопротивление трехобмоточного однофазного трансформатора определяется по формуле: P КЗ U 2В ном RТ 2 2 , Ом / фазу. (4.2.10) 3 Sном тр где Sном тр – номинальная мощность трехобмоточного однофазного трансформатора из группы, МВА. 4.2.1.7 Трансформатор с расщепленной обмоткой Активные сопротивления трансформатора с расщепленной обмоткой определяются для каждой обмотки отдельно в соответствии с паспортными данными по формуле: U 2В ном R Т В Р КЗ , Ом., 2 (4.2.11) 2 Sном R Т Н1 R Т H 2 2 R Т В . 4.2.2 Методы расчета нагрузочных потерь электроэнергии В зависимости от ступени напряжения и информационной обеспеченности используются следующие методы расчетов нагрузочных потерь электроэнергии в оборудовании электрических станций (методы представлены в порядке понижения точности получаемых результатов расчета): оперативных расчетов; средних нагрузок. 4.2.2.1 Метод оперативных расчетов Метод основан на расчете нагрузочных потерь электроэнергии в каждом i-м элементе электрических станций на промежутке времени tj. 71 Таблица П3.10.А – Расчет нагрузочных потерь электроэнергии в воздушных линиях (ВЛ). Исходные данные: диспетчерское наименование линий (столбец – 2, строки с 1 по n); класс напряжения, кВ (столбец-3, строки с 1 по n); число и сечение проводов в фазе (столбец-4, строки с 1 по n); количество цепей, шт. (столбец-5, строки с 1 по n); длина линии, км (столбец-6, строки с 1 по n); удельное активное сопротивление при +20 0С провода, Ом/км (столбец-7, строки с 1 по n); активное сопротивление провода при +20 0С, Ом (столбец-8, строки с 1 по n) определяется по формуле (4.2.1). Результат расчета: Нагрузочные потери электроэнергии в воздушной линии электропередачи за расчетный период определяются по формуле (столбец-9, строки с 1 по n): M Wн ВЛ j 3 R ВЛ I M t j R ВЛ 2 PВЛj Q 2ВЛj t j , (4.2.12) 2 U j1 j1 ВЛj 0 где RВЛ – активное сопротивление при +20 С провода, Ом; IВЛj – токовая нагрузка ВЛ, принимаемая на интервале времени tj неизменной, А; PВЛj, QВЛj – значения активной и реактивной мощности ВЛ, принимаемые на интервале времени tj неизменными, МВт, Мвар, соответственно; UВЛj – значение напряжения на ВЛ, принятое на интервале tj неизменным, кВ; M – количество интервалов времени tj в расчетном периоде. 2 ВЛ j Суммарные нагрузочные потери электроэнергии в воздушных линиях электропередачи в станционной сети электростанции определяются суммированием строк с 1 по n столбца 9 и записываются в строчку ВСЕГО столбца 9. Таблица П3.11.А - Расчет нагрузочных потерь электроэнергии в кабельных линиях (КЛ). Исходные данные: 72 диспетчерское наименование линий (столбец – 2, строки с 1 по n); класс напряжения, кВ (столбец-3, строки с 1 по n); сечение КЛ (столбец-4, строки с 1 по n); количество цепей, шт. (столбец-5, строки с 1 по n); длина линии, км (столбец-6, строки с 1 по n); удельное активное сопротивление КЛ, Ом/км (столбец-7, строки с 1 по n); активное сопротивление КЛ, Ом (столбец-8, строки с 1 по n) определяется по формуле (4.2.2). Результат расчета: Нагрузочные потери электроэнергии в кабельной линии за расчетный период определяются по формуле (столбец-9, строки с 1 по n): M Wн КЛ j 3 R КЛ I j1 2 КЛ j M 2 PКЛj Q 2КЛj j1 U 2КЛj t j R КЛ t j , (4.2.13) где RКЛ – активное сопротивление КЛ, Ом; IКЛj – токовая нагрузка КЛ, принимаемая на интервале времени tj неизменной, А; PКЛj, QКЛj – значения активной и реактивной мощности КЛ, принимаемые на интервале времени tj неизменными, МВт, Мвар, соответственно; UКЛj – значение напряжения на КЛ, принятое на интервале tj неизменным, кВ; M – количество интервалов времени tj в расчетном периоде. Суммарные нагрузочные потери электроэнергии в кабельных линиях в станционной сети электростанции определяются суммированием строк с 1 по n столбца 9 и записываются в строчку ВСЕГО столбца 9. Таблица П3.12.А – Расчет нагрузочных потерь электроэнергии в шинопроводах (ШП). Исходные данные: наименование шинопровода (столбец – 2, строки с 1 по n); класс напряжения, кВ (столбец-3, строки с 1 по n); сечение ШП (столбец-4, строки с 1 по n); длина ШП, км (столбец-5, строки с 1 по n); активное сопротивление ШП, Ом (столбец-6, строки с 1 по n) определяется по формуле (4.2.3). 73 Результат расчета: Нагрузочные потери электроэнергии в шинопроводе за расчетный период определяются по формуле (столбец-7, строки с 1 по n): M Wн ШП j 3 R ШП I j1 2 ШП j M 2 PШПj Q 2ШПj j1 U 2ШПj t j R ШП t j (4.2.14) , где RШП – активное сопротивление ШП, Ом; IШПj – токовая нагрузка ШП, принимаемая на интервале времени tj неизменной, А; PШПj, QШПj – значения активной и реактивной мощности ШП, принимаемые на интервале времени tj неизменными, МВт, Мвар, соответственно; UШПj – значение напряжения на ШП, принятое на интервале tj неизменным, кВ; M – количество интервалов времени tj в расчетном периоде. Суммарные нагрузочные потери электроэнергии в шинопроводах в станционной сети электростанции определяются суммированием строк с 1 по n столбца 7 и записываются в строчку ВСЕГО столбца 7. Таблица П3.13.А - Расчет нагрузочных потерь электроэнергии в двухобмоточных трансформаторах. Исходные данные: станционное обозначение и номер (столбец – 2, строки с 1 по n); тип двухобмоточного трансформатора (столбец-3, строки с 1 по n); мощность, МВА (столбец-4, строки с 1 по n); номинальное напряжение высшей обмотки (UВН), кВ (столбец-5, строки с 1 по n); номинальное напряжение низшей обмотки (UНН), кВ (столбец-6, строки с 1 по n); потери мощности короткого замыкания (Pкз), МВт (столбец-7, строки с 1 по n); активное сопротивление двухобмоточного трансформатора, Ом (столбец-8, строки с 1 по n) определяется по формулам (4.2.4 – для двухобмоточного трехфазного трансформатора; 4.2.5 – для двухобмоточного однофазного трансформатора). Результат расчета: 74 Нагрузочные потери электроэнергии в двухобмоточном трансформаторе за расчетный период определяются по формуле (столбец-9, строки с 1 по n): M Wн ТР j 3 R ТР I M t j R ТР 2 2 PТРj Q ТРj t j , (4.2.15) 2 U j1 j1 ТРj где RТР – активное сопротивление двухобмоточного трансформатора, Ом; IТРj – токовая нагрузка двухобмоточного трансформатора, принимаемая на интервале времени tj неизменной, А; PТРj, QТРj – значения активной и реактивной мощности двухобмоточного трансформатора, принимаемые на интервале времени tj неизменными, МВт, Мвар, соответственно; UТРj – значение напряжения на двухобмоточном трансформаторе, принятое на интервале tj неизменным, кВ; M – количество интервалов времени tj в расчетном периоде. 2 ТР j Суммарные нагрузочные потери электроэнергии в двухобмоточных трансформаторах в станционной сети электростанции определяются суммированием строк с 1 по n столбца 9 и записываются в строчку ВСЕГО столбца 9. Таблица П3.14.А - Расчет нагрузочных потерь электроэнергии в автотрансформаторах (трехобмоточных трансформаторах). Исходные данные: станционное обозначение и номер (столбец – 2, строки с 1 по n); тип автотрансформатора (трехобмоточного трансформатора) (столбец-3, строки с 1 по n); мощность, МВА (столбец-4, строки с 1 по n); номинальное напряжение высшей обмотки (UВН), кВ (столбец-5, строки с 1 по n); номинальное напряжение средней обмотки (UСН), кВ (столбец-6, строки с 1 по n); номинальное напряжение низшей обмотки (UНН), кВ (столбец-7, строки с 1 по n); потери мощности короткого замыкания для высшей и средней пар обмоток (Pкз В-С), МВт (столбец-8, строки с 1 по n); потери мощности короткого замыкания для высшей и низшей пар обмоток (Pкз В-Н), МВт (столбец-9, строки с 1 по n); потери мощности короткого замыкания для средней и низшей пар обмоток (Pкз С-Н), МВт (столбец-10, строки с 1 по n); 75 активное сопротивление высшей обмотки автотрансформатора (трехобмоточного трансформатора), Ом (столбец-11, строки с 1 по n) определяется по формулам (4.2.6 – для автотрансформатора (трехобмоточного трехфазного трансформатора); 4.2.8 – для трехобмоточного трехфазного трансформатора с обмотками различной номинальной мощности; 4.2.10 – для трехобмоточного однофазного трансформатора); активное сопротивление средней обмотки автотрансформатора (трехобмоточного трансформатора), Ом (столбец-12, строки с 1 по n) определяется по формулам (4.2.6 – для автотрансформатора (трехобмоточного трехфазного трансформатора); 4.2.8 – для трехобмоточного трехфазного трансформатора с обмотками различной номинальной мощности; 4.2.10 – для трехобмоточного однофазного трансформатора); активное сопротивление низшей обмотки автотрансформатора (трехобмоточного трансформатора), Ом (столбец-13, строки с 1 по n) определяется по формулам (4.2.6 – для автотрансформатора (трехобмоточного трехфазного трансформатора); 4.2.8 – для трехобмоточного трехфазного трансформатора с обмотками различной номинальной мощности; 4.2.10 – для трехобмоточного однофазного трансформатора). Результат расчета: Нагрузочные потери электроэнергии в автотрансформаторе (трехобмоточном трансформаторе) за расчетный период определяются по формуле (столбец-14, строки с 1 по n): M Wн ТР j 3 (I 2АТ(ТР)Вj R АТ(ТР)В I 2АТ(ТР)Сj R АТ(ТР)С I 2АТ(ТР)Нj R АТ(ТР)Н ) t j j 1 2 2 PАТ(ТР) Вj Q АТ( ТР) Вj ( U 2АТ( ТР) Вj j 1 M 2 2 PАТ(ТР) Нj Q АТ( ТР) Нj U 2АТ( ТР) Нj R АТ(ТР)В 2 2 PАТ(ТР) Сj Q АТ( ТР) Сj U 2АТ( ТР) Сj R АТ(ТР)С , (4.2.16) R АТ(ТР)Н ) t j где PАТ(ТР) Вj, PАТ(ТР) Сj, PАТ(ТР) Нj, QАТ(ТР) Вj, QАТ(ТР) Сj, QАТ(ТР) Нj, IАТ(ТР) Вj, IАТ(ТР) Сj, IАТ(ТР) Нj – значения активной и реактивной мощностей, токовых нагрузок по обмоткам автотрансформатора (трехобмоточного трансформатора), принимаемые на интервале tj неизменными, МВт, Мвар, А, соответственно; UАТ(ТР) Вj, UАТ(ТР) Сj, UАТ(ТР) Нj – значения напряжения по высшей, средней и низшей обмоткам автотрансформатора (трехобмоточного трансформатора) на интервале времени tj, кВ; RАТ(ТР)В, RАТ(ТР)С, RАТ(ТР) Н – активные сопротивления обмоток автотрансформатора (трехобмоточного трансформатора), Ом. 76 M – количество интервалов времени tj в расчетном периоде. При отсутствии измерений на низкой стороне автотрансформаторов на каждом интервале времени tj расчетного периода Т допускается выполнять расчет потерь электроэнергии по данным обмоток высшего и среднего напряжения. Суммарные нагрузочные потери электроэнергии в автотрансформаторах (трехобмоточных трансформаторах) в станционной сети электростанции определяются суммированием строк с 1 по n столбца 14 и записываются в строчку ВСЕГО столбца 14. При известных значениях электрической энергии за расчетный период возможна корректировка часовых значений активной мощности. В формулах (4.2.12-4.2.16) Pj, Qj – измеренные среднечасовые значения потоков активной и реактивной мощности по линиям и соответствующим обмоткам силовых трансформаторов и автотрансформаторов. При этом почасовые значения Pj корректируются по электрической энергии по присоединениям по формуле: Pjк Pj WT , T P j1 (4.2.17) j где WT – поток электроэнергии по линии или соответствующей обмотке трансформатора (автотрансформатора) за расчетный период Т; T Pj – сумма измеренных часовых значений потоков активной j1 мощности за тот же расчетный период Т. Таблица П3.15.А - Расчет нагрузочных потерь электроэнергии в токоограничивающих реакторах. Исходные данные: станционное обозначение и номер (столбец – 2, строки с 1 по n); тип токоограничивающего реактора (столбец-3, строки с 1 по n); номинальное напряжение, кВ (столбец-4, строки с 1 по n); мощность, МВА (столбец-5, строки с 1 по n); номинальный ток, А (столбец-6, строки с 1 по n); время работы в расчетном периоде, час (столбец-7, строки с 1 по n); потери активной мощности при номинальном токе, кВт (столбец-8, строки с 1 по n). Результат расчета: 77 Нагрузочные потери электроэнергии в токоограничивающем реакторе за расчетный период определяются по формуле (столбец-9, строки с 1 по n): Wн ТОР 3 Pн ТОР ( Ij ) 2 t j , (4.2.18) Iн где Рн ТОР – значение потерь активной мощности в фазе реактора при его номинальном токе, кВт; IН – значение номинального тока, А; Ij – значение рабочего тока, принимаемого на интервале tj неизменными, А. Суммарные нагрузочные потери электроэнергии в токоограничивающих реакторах в станционной сети электростанции определяются суммированием строк с 1 по n столбца 9 и записываются в строчку ВСЕГО столбца 9. 4.2.2.2 Метод средних нагрузок Таблица П3.10.Б – Расчет нагрузочных потерь электроэнергии в воздушных линиях (ВЛ). Расчет выполняется по формуле (4.2.19) при отсутствии исходных данных для использования метода оперативных расчетов. Исходные данные: диспетчерское наименование линий (столбец – 2, строки с 1 по n); класс напряжения, кВ (столбец-3, строки с 1 по n); число и сечение проводов в фазе (столбец-4, строки с 1 по n); количество цепей, шт. (столбец-5, строки с 1 по n); длина линии, км (столбец-6, строки с 1 по n); удельное активное сопротивление при +20 0С провода, Ом/км (столбец-7, строки с 1 по n); активное сопротивление провода при средней температуре воздуха, Ом (столбец-8, строки с 1 по n) определяется по формуле (4.2.1); среднее напряжение, кВ (столбец-9, строки с 1 по n); электрическая энергия зафиксированная прибором учета, кВт ч (столбец-10, строки с 1 по n); среднее значение активной мощности за расчетный период, кВт (столбец-11, строки с 1 по n); среднее значение реактивной мощности за расчетный период, квар (столбец-12, строки с 1 по n). 78 Результат расчета: Нагрузочные потери электроэнергии в воздушной линии электропередачи за расчетный период определяются по формуле (столбец-14, строки с 1 по n): Wн ВЛ k к Pср Т k ф2 , кВт∙ч, (4.2.19) где ΔPср – потери мощности в ВЛ при средних за расчетный интервал нагрузках узлов, кВт, определяются по формуле (4.2.21); k2ф – коэффициент формы графика за расчетный период, о.е.; kk – коэффициент, учитывающий различие конфигураций графиков активной и реактивной нагрузки (принимается равным 0,99), о.е.; T – число часов в расчетном периоде, ч. Коэффициент формы графика определяется по формуле (столбец-13, строки с 1 по n): m k Pi2 t i / (Pср2 T) , о.е. 2 ф (4.2.20) i 1 При отсутствии данных летнего и зимнего суточных графиков нагрузки, допускается kф2 = 1,3. Переменные потери мощности при средних за расчетный период нагрузках в ВЛ 6(10) кВ и выше определяются по формуле: 2 2 2 Р ср Q ср Р ср 1 tg 2 2 Р ср 3 I ср R R R (4.2.21) 2 2 U ср U ср , где Pср, Qср – средние значения активной и реактивной мощности за расчетный период Т, кВт, квар; tg – коэффициент реактивной мощности, о.е.; Uср – среднее напряжение элемента за расчетный период Т, кВ; Iср – среднее значение токовой нагрузки, А, определяемое по формуле (4.2.22); R – активное сопротивление ВЛ. Средняя нагрузка определяется по формуле: W WT Pср T ; I ср (4.2.22) T 3 U ср T cos , где WT – электроэнергия, потребленная (сгенерированная) в узле за расчетный период Т. Суммарные нагрузочные потери электроэнергии в воздушных линиях электропередачи в станционной сети электростанции определяются 79 суммированием строк с 1 по n столбца 14 и записываются в строчку ВСЕГО столбца 14. Таблица П3.11.Б – Расчет нагрузочных потерь электроэнергии в кабельных линиях (КЛ). Расчет выполняется по формуле (4.2.23) при отсутствии исходных данных для использования метода оперативных расчетов. Исходные данные: диспетчерское наименование линий (столбец – 2, строки с 1 по n); класс напряжения, кВ (столбец-3, строки с 1 по n); сечение КЛ (столбец-4, строки с 1 по n); количество цепей, шт. (столбец-5, строки с 1 по n); длина линии, км (столбец-6, строки с 1 по n); удельное активное сопротивление КЛ, Ом/км (столбец-7, строки с 1 по n); активное сопротивление КЛ, Ом (столбец-8, строки с 1 по n) определяется по формуле (4.2.2); среднее напряжение, кВ (столбец-9, строки с 1 по n); электрическая энергия зафиксированная прибором учета, кВт ч (столбец-10, строки с 1 по n); среднее значение активной мощности за расчетный период, кВт (столбец-11, строки с 1 по n); среднее значение реактивной мощности за расчетный период, квар (столбец-12, строки с 1 по n). Результат расчета: Нагрузочные потери электроэнергии в кабельной линии за расчетный период определяются по формуле (столбец-14, строки с 1 по n): Wн КЛ k к Pср Т k ф2 , кВт∙ч, (4.2.23) где ΔPср – потери мощности в КЛ при средних за расчетный интервал нагрузках узлов, кВт, определяются по формуле (4.2.25); k2ф – коэффициент формы графика за расчетный период, о.е.; kk – коэффициент, учитывающий различие конфигураций графиков активной и реактивной нагрузки (принимается равным 0,99), о.е.; T – число часов в расчетном периоде, ч. Коэффициент формы графика определяется по формуле (столбец-13, строки с 1 по n): m k ф2 Pi2 t i / (Pср2 T) , о.е. (4.2.24) i 1 80 При отсутствии данных летнего и зимнего суточных графиков нагрузки, допускается kф2 = 1,3. Переменные потери мощности при средних за расчетный период нагрузках в КЛ 6(10) кВ и выше определяются по формуле: 2 2 2 Р ср Q ср Р ср 1 tg 2 2 Р ср 3 I ср R R R (4.2.25) 2 2 U ср U ср , где Pср, Qср – средние значения активной и реактивной мощности за расчетный период Т, кВт, квар; tg – коэффициент реактивной мощности, о.е.; Uср – среднее напряжение элемента за расчетный период Т, кВ; Iср – среднее значение токовой нагрузки, А, определяемое по формуле (4.2.26); R – активное сопротивление КЛ. Средняя нагрузка определяется по формуле: W WT Pср T ; I ср (4.2.26) T 3 U ср T cos , где WT – электроэнергия, потребленная (сгенерированная) в узле за расчетный период Т. Суммарные нагрузочные потери электроэнергии в кабельных линиях в станционной сети электростанции определяются суммированием строк с 1 по n столбца 14 и записываются в строчку ВСЕГО столбца 14. Таблица П3.12.Б – Расчет нагрузочных потерь электроэнергии в шинопроводах (ШП). Расчет выполняется по формуле (4.2.27) при отсутствии исходных данных для использования метода оперативных расчетов. Исходные данные: наименование шинопровода (столбец – 2, строки с 1 по n); класс напряжения, кВ (столбец-3, строки с 1 по n); сечение ШП (столбец-4, строки с 1 по n); длина ШП, км (столбец-5, строки с 1 по n); активное сопротивление ШП, Ом (столбец-6, строки с 1 по n) определяется по формуле (4.2.3); среднее напряжение, кВ (столбец-7, строки с 1 по n); электрическая энергия зафиксированная прибором учета, кВт ч (столбец-8, строки с 1 по n); 81 среднее значение активной мощности за расчетный период, кВт (столбец-9, строки с 1 по n); среднее значение реактивной мощности за расчетный период, квар (столбец-10, строки с 1 по n). Результат расчета: Нагрузочные потери электроэнергии в шинопроводе за расчетный период определяются по формуле (столбец-12, строки с 1 по n): Wн ШП k к Pср Т k ф2 , кВт∙ч, (4.2.27) где ΔPср – потери мощности в ШП при средних за расчетный интервал нагрузках узлов, кВт, определяются по формуле (4.2.29); k2ф – коэффициент формы графика за расчетный период, о.е.; kk – коэффициент, учитывающий различие конфигураций графиков активной и реактивной нагрузки (принимается равным 0,99), о.е.; T – число часов в расчетном периоде, ч. Коэффициент формы графика определяется по формуле (столбец-11, строки с 1 по n): m k ф2 Pi2 t i / (Pср2 T) , о.е. (4.2.28) i 1 При отсутствии данных летнего и зимнего суточных графиков нагрузки, допускается kф2 = 1,3. Переменные потери мощности при средних за расчетный период нагрузках в ШП 6(10) кВ и выше определяются по формуле: 2 2 2 Р ср Q ср Р ср 1 tg 2 2 Р ср 3 I ср R R R (4.2.29) 2 2 U ср U ср , где Pср, Qср – средние значения активной и реактивной мощности за расчетный период Т, кВт, квар; tg – коэффициент реактивной мощности, о.е.; Uср – среднее напряжение элемента за расчетный период Т, кВ; Iср – среднее значение токовой нагрузки, А, определяемое по формуле (4.2.30); R – активное сопротивление ШП. Средняя нагрузка определяется по формуле: W WT Pср T ; I ср (4.2.30) T 3 U ср T cos , где WT – электроэнергия, потребленная (сгенерированная) в узле за расчетный период Т. 82 Суммарные нагрузочные потери электроэнергии в шинопроводах в станционной сети электростанции определяются суммированием строк с 1 по n столбца 12 и записываются в строчку ВСЕГО столбца 12. Таблица П3.13.Б – Расчет нагрузочных потерь электроэнергии в двухобмоточных трансформаторах. Расчет выполняется по формуле (4.2.31) при отсутствии исходных данных для использования метода оперативных расчетов. Исходные данные: станционное обозначение и номер (столбец – 2, строки с 1 по n); тип двухобмоточного трансформатора (столбец-3, строки с 1 по n); мощность, МВА (столбец-4, строки с 1 по n); номинальное напряжение высшей обмотки (UВН), кВ (столбец-5, строки с 1 по n); номинальное напряжение низшей обмотки (UНН), кВ (столбец-6, строки с 1 по n); потери мощности короткого замыкания (Pкз), МВт (столбец-7, строки с 1 по n); активное сопротивление двухобмоточного трансформатора, Ом (столбец-8, строки с 1 по n) определяется по формулам (4.2.4 – для двухобмоточного трехфазного трансформатора; 4.2.5 – для двухобмоточного однофазного трансформатора); среднее напряжение, кВ (столбец-7, строки с 1 по n); электрическая энергия зафиксированная прибором учета, кВт ч (столбец-8, строки с 1 по n); среднее значение активной мощности за расчетный период, кВт (столбец-9, строки с 1 по n); среднее значение реактивной мощности за расчетный период, квар (столбец-10, строки с 1 по n). Результат расчета: Нагрузочные потери электроэнергии в двухобмоточном трансформаторе за расчетный период определяются по формуле (столбец-14, строки с 1 по n): Wн ТР k к Pср Т k ф2 , кВт∙ч, (4.2.31) где ΔPср – потери мощности в двухобмоточном трансформаторе при средних за расчетный интервал нагрузках узлов, кВт, определяются по формуле (4.2.33); 83 k2ф – коэффициент формы графика за расчетный период, о.е.; kk – коэффициент, учитывающий различие конфигураций графиков активной и реактивной нагрузки (принимается равным 0,99), о.е.; T – число часов в расчетном периоде, ч. Коэффициент формы графика определяется по формуле (столбец-13, строки с 1 по n): m k Pi2 t i / (Pср2 T) , о.е. 2 ф (4.2.32) i 1 При отсутствии данных летнего и зимнего суточных графиков нагрузки, допускается kф2 = 1,3. Переменные потери мощности при средних за расчетный период нагрузках в двухобмоточном трансформаторе 6(10) кВ и выше определяются по формуле: 2 2 2 Р ср Q ср Р ср 1 tg 2 2 Р ср 3 I ср R R R (4.2.33) 2 2 U ср U ср , где Pср, Qср – средние значения активной и реактивной мощности за расчетный период Т, кВт, квар; tg – коэффициент реактивной мощности, о.е.; Uср – среднее напряжение элемента за расчетный период Т, кВ; Iср – среднее значение токовой нагрузки, А, определяемое по формуле (4.2.34); R – активное сопротивление двухобмоточного трансформатора. Средняя нагрузка определяется по формуле: W WT Pср T ; I ср (4.2.34) T 3 U ср T cos , где WT – электроэнергия, потребленная (сгенерированная) в узле за расчетный период Т. Суммарные нагрузочные потери электроэнергии в двухобмоточных трансформаторах в станционной сети электростанции определяются суммированием строк с 1 по n столбца 14 и записываются в строчку ВСЕГО столбца 14. Таблица П3.14.Б – Расчет нагрузочных потерь электроэнергии в автотрансформаторах (трехобмоточных трансформаторах). Расчет выполняется по формуле (4.2.35) при отсутствии исходных данных для использования метода оперативных расчетов. 84 Исходные данные: станционное обозначение и номер (столбец – 2, строки с 1 по n); тип автотрансформатора (трехобмоточного трансформатора) (столбец-3, строки с 1 по n); мощность, МВА (столбец-4, строки с 1 по n); номинальное напряжение высшей обмотки (UВН), кВ (столбец-5, строки с 1 по n); номинальное напряжение средней обмотки (UСН), кВ (столбец-6, строки с 1 по n); номинальное напряжение низшей обмотки (UНН), кВ (столбец-7, строки с 1 по n); потери мощности короткого замыкания для высшей и средней пар обмоток (Pкз В-С), МВт (столбец-8, строки с 1 по n); потери мощности короткого замыкания для высшей и низшей пар обмоток (Pкз В-Н), МВт (столбец-9, строки с 1 по n); потери мощности короткого замыкания для средней и низшей пар обмоток (Pкз С-Н), МВт (столбец-10, строки с 1 по n); активное сопротивление высшей обмотки автотрансформатора (трехобмоточного трансформатора), Ом (столбец-11, строки с 1 по n) определяется по формулам (4.2.6 – для автотрансформатора (трехобмоточного трехфазного трансформатора); 4.2.8 – для трехобмоточного трехфазного трансформатора с обмотками различной номинальной мощности; 4.2.10 – для трехобмоточного однофазного трансформатора); активное сопротивление средней обмотки автотрансформатора (трехобмоточного трансформатора), Ом (столбец-12, строки с 1 по n) определяется по формулам (4.2.6 – для автотрансформатора (трехобмоточного трехфазного трансформатора); 4.2.8 – для трехобмоточного трехфазного трансформатора с обмотками различной номинальной мощности; 4.2.10 – для трехобмоточного однофазного трансформатора); активное сопротивление низшей обмотки автотрансформатора (трехобмоточного трансформатора), Ом (столбец-13, строки с 1 по n) определяется по формулам (4.2.6 – для автотрансформатора (трехобмоточного трехфазного трансформатора); 4.2.8 – для трехобмоточного трехфазного трансформатора с обмотками различной номинальной мощности; 4.2.10 – для трехобмоточного однофазного трансформатора); электрическая энергия зафиксированная прибором учета по высшей стороне автотрансформатора (трехобмоточного трансформатора), кВт ч (столбец-14, строки с 1 по n); электрическая энергия зафиксированная прибором учета по средней стороне автотрансформатора (трехобмоточного трансформатора), кВт ч (столбец-15, строки с 1 по n); 85 электрическая энергия зафиксированная прибором учета по низшей стороне автотрансформатора (трехобмоточного трансформатора), кВт ч (столбец-16, строки с 1 по n); среднее значение активной мощности по высшей стороне автотрансформатора (трехобмоточного трансформатора) за расчетный период, кВт (столбец-17, строки с 1 по n); среднее значение реактивной мощности по высшей стороне автотрансформатора (трехобмоточного трансформатора) за расчетный период, квар (столбец-18, строки с 1 по n); среднее значение активной мощности по средней стороне автотрансформатора (трехобмоточного трансформатора) за расчетный период, кВт (столбец-19, строки с 1 по n); среднее значение реактивной мощности по средней стороне автотрансформатора (трехобмоточного трансформатора) за расчетный период, квар (столбец-20, строки с 1 по n); среднее значение активной мощности по низшей стороне автотрансформатора (трехобмоточного трансформатора) за расчетный период, кВт (столбец-21, строки с 1 по n); среднее значение реактивной мощности по низшей стороне автотрансформатора (трехобмоточного трансформатора) за расчетный период, квар (столбец-22, строки с 1 по n). Результат расчета: Нагрузочные потери электроэнергии в автотрансформаторе (трехобмоточном трансформаторе) за расчетный период определяются по формуле (столбец-24, строки с 1 по n): Wн АТ(ТР) k к Pср Т k ф2 , кВт∙ч, (4.2.35) где ΔPср – потери мощности в двухобмоточном трансформаторе при средних за расчетный интервал нагрузках узлов, кВт, определяются по формуле (4.2.37); k2ф – коэффициент формы графика за расчетный период, о.е.; kk – коэффициент, учитывающий различие конфигураций графиков активной и реактивной нагрузки (принимается равным 0,99), о.е.; T – число часов в расчетном периоде, ч. Коэффициент формы графика определяется по формуле (столбец-13, строки с 1 по n): k ф2 m Pi2 t i / (Pср2 T) , о.е. (4.2.36) i 1 При отсутствии данных летнего и зимнего суточных графиков нагрузки, допускается kф2 = 1,3. 86 Переменные потери мощности при средних за расчетный период нагрузках в автотрансформаторах (трехобмоточных трансформаторах) определяются по формуле: 2 2 2 Pн АТ( ТР) 3 (IСР АТ(ТР)В R АТ(ТР)В I СР АТ(ТР)С R АТ(ТР)С I СР АТ(ТР)Н R АТ(ТР)Н ) 2 2 PСР АТ(ТР)В Q СР АТ( ТР) В 2 U СР АТ( ТР) В 2 2 PСР АТ(ТР)Н Q СР АТ( ТР) Н 2 U СР АТ( ТР) Н 2 2 PСР АТ(ТР)С (1 tg ) 2 U СР АТ( ТР) С R АТ(ТР)В R АТ(ТР)Н R АТ(ТР)С 2 2 PСР АТ(ТР)С Q СР АТ( ТР) С 2 U СР АТ( ТР) С 2 2 PСР АТ(ТР)В (1 tg ) 2 U СР АТ( ТР) В 2 2 PСР АТ(ТР)Н (1 tg ) 2 U СР АТ( ТР) Н R АТ(ТР)С R АТ(ТР)В R АТ(ТР)Н (4.2.37) , где PСР АТ(ТР) В, PСР АТ(ТР) С, PСР АТ(ТР) Н, QСР АТ(ТР) В, QСР АТ(ТР) С, QСР АТ(ТР) Н, IСР АТ(ТР) В, IСР АТ(ТР) С, IСР АТ(ТР) Н – средние значения активной и реактивной мощностей, токовых нагрузок за расчетный период Т по обмоткам автотрансформатора (трехобмоточного трансформатора), МВт, Мвар, А, соответственно; UСР АТ(ТР) В, UСР АТ(ТР) С, UСР АТ(ТР) Н – средние значения напряжения за расчетный период Т по выcшей, средней и низшей обмоткам автотрансформатора (трехобмоточного трансформатора), кВ; tg – коэффициент реактивной мощности, о.е.; RАТ(ТР) В, RАТ(ТР) С RАТ(ТР) Н – активные сопротивления обмоток автотрансформатора, Ом. При отсутствии измерений на низкой стороне автотрансформаторов за расчетный период Т допускается выполнять расчет потерь электроэнергии по данным обмоток высшего и среднего напряжения. Суммарные нагрузочные потери электроэнергии в автотрансформаторах (трехобмоточных трансформаторах) в станционной сети электростанции определяются суммированием строк с 1 по n столбца 24 и записываются в строчку ВСЕГО столбца 24. Таблица П3.15.Б – Расчет нагрузочных потерь электроэнергии в токоограничивающих реакторах. Расчет выполняется по формуле (4.2.38) при отсутствии исходных данных для использования метода оперативных расчетов. Исходные данные: станционное обозначение и номер (столбец – 2, строки с 1 по n); тип токоограничивающего реактора (столбец-3, строки с 1 по n); номинальное напряжение, кВ (столбец-4, строки с 1 по n); 87 мощность, МВА (столбец-5, строки с 1 по n); номинальный ток, А (столбец-6, строки с 1 по n); средний ток, А (столбец-7, строки с 1 по n); время работы в расчетном периоде, час (столбец-8, строки с 1 по n); потери активной мощности при номинальном токе, кВт (столбец-9, строки с 1 по n). Результат расчета: Нагрузочные потери электроэнергии в токоограничивающем реакторе за расчетный период определяются по формуле (столбец-9, строки с 1 по n): Нагрузочные потери мощности в токоограничивающем реакторе с использованием среднего рабочего тока за расчетный интервал времени Т: Wн ТОР k к Pср Т k ф2 , кВт∙ч, (4.2.38) где ΔPср – потери мощности в двухобмоточном трансформаторе при средних за расчетный интервал нагрузках узлов, кВт, определяются по формуле (4.2.37); k2ф – коэффициент формы графика за расчетный период, о.е.; kk – коэффициент, учитывающий различие конфигураций графиков активной и реактивной нагрузки (принимается равным 0,99), о.е.; T – число часов в расчетном периоде, ч. Коэффициент формы графика определяется по формуле (столбец-13, строки с 1 по n): m k ф2 Pi2 t i / (Pср2 T) , о.е. (4.2.39) i 1 При отсутствии данных летнего и зимнего суточных графиков нагрузки, допускается kф2 = 1,3. Переменные потери мощности при средних за расчетный период нагрузках в токоограничивающем реакторе определяются по формуле: 2 I ср (4.2.40) Pн ТОР 3 Pн ТОР , Iн где Рн ТОР – значение потерь активной мощности в фазе реактора при его номинальном токе, кВт; IН – значение номинального тока, А; Iср – значение среднего рабочего тока в расчетном периоде Т, А. 88 Сводные результаты расчета технических потерь электроэнергии представляются в виде таблицы П3.16. 4.3 Расчет потерь электроэнергии в станционной сети электростанции от транзитных потоков электрической энергии 4.3.1 При определении технических потерь электроэнергии, возникающих в оборудовании станционной сети электростанции от протекающей электрической энергии от смежных со станцией электросетевых организаций (далее – ЭСО) и других собственников сети (далее по тексту – транзитных потоков электроэнергии), учитываются переменные и условно-постоянные потери электроэнергии. 4.3.2 В случаях, когда вид оборудования станционной сети электростанции используется только для осуществления транзита, в сопротивлении данного вида оборудования рассчитывается сумма нагрузочных и условно-постоянных потерь электроэнергии. 4.3.3 В случаях, когда вид оборудования станционной сети электростанции используется и для передачи электроэнергии, выработанной станцией, на оптовый рынок, и для осуществления транзита, рассчитываются только нагрузочные потери электроэнергии. 4.3.4 Расчет условно-постоянных потерь электрической энергии в оборудовании станционной сети электростанции, используемого только для осуществления транзита, выполняется по формулам раздела 4.1. Результаты расчета представляются в виде таблиц П3.1-П3.9.Б (с пометкой «транзитные потоки электроэнергии»). 4.3.5 Расчет переменных потерь электрической энергии в оборудовании станционной сети электростанции, используемого только для осуществления транзита, выполняется по формулам раздела 4.2. Результаты расчета представляются в виде таблиц П3.10.А-П3.15.Б (с пометкой «транзитные потоки электроэнергии»). 4.3.6 Расчет переменных потерь электрической энергии в оборудовании станционной сети электростанции, используемого и для передачи электроэнергии, выработанной станцией, на оптовый рынок, и для осуществления транзита, рассчитываются по формулам раздела 4.3.1. Результаты расчета представляются в виде таблиц П3.10.А-П3.15.Б (с пометкой «транзитные потоки электроэнергии»). 89 4.3.1 Расчет переменных потерь электроэнергии в оборудовании станционной сети электростанции, используемого и для передачи электроэнергии, выработанной станцией, и для осуществления транзита 4.3.1.1 Метод оперативных расчетов Метод основан на расчете нагрузочных потерь электроэнергии в каждом i-м элементе электрических станций на промежутке времени tj. Таблица П3.10.А – Расчет нагрузочных потерь электроэнергии в воздушных линиях (ВЛ). Исходные данные: диспетчерское наименование линий (столбец – 2, строки с 1 по n); класс напряжения, кВ (столбец-3, строки с 1 по n); число и сечение проводов в фазе (столбец-4, строки с 1 по n); количество цепей, шт. (столбец-5, строки с 1 по n); длина линии, км (столбец-6, строки с 1 по n); удельное активное сопротивление при +20 0С провода, Ом/км (столбец-7, строки с 1 по n); активное сопротивление провода при +20 0С, Ом (столбец-8, строки с 1 по n) определяется по формуле (4.2.1). Результат расчета: Нагрузочные потери электроэнергии в воздушной линии электропередачи за расчетный период определяются по формуле (столбец-9, строки с 1 по n): M Wн ВЛ j 3 R ВЛ (I 2ВЛ1 j 2 I ВЛ1j I ВЛ2 j ) t j j1 M 2 PВЛ1j 2 PВЛ1j PВЛ2j Q 2ВЛj 2 Q ВЛ1j Q ВЛ2j j1 U 2ВЛj R ВЛ , (4.3.1.1) t j где RВЛ – активное сопротивление при +20 0С провода, Ом; IВЛ1j – токовая нагрузка ВЛ, принимаемая на интервале времени tj неизменной, А, соответствующая транзиту электроэнергии через провод; IВЛ2j – токовая нагрузка ВЛ, принимаемая на интервале времени tj неизменной, А, соответствующая передаваемой генерируемой электроэнергии через провод; 90 PВЛ1j, QВЛ1j – значения активной и реактивной мощности ВЛ, принимаемые на интервале времени tj неизменными, МВт, Мвар, соответственно, соответствующие транзиту электроэнергии через провод; PВЛ2j, QВЛ2j – значения активной и реактивной мощности ВЛ, принимаемые на интервале времени tj неизменными, МВт, Мвар, соответственно, соответствующие передаваемой генерируемой электроэнергии через провод; UВЛj – значение напряжения на ВЛ, принятое на интервале tj неизменным, кВ; M – количество интервалов времени tj в расчетном периоде. Суммарные нагрузочные потери электроэнергии в воздушных линиях электропередачи в станционной сети электростанции определяются суммированием строк с 1 по n столбца 9 и записываются в строчку ВСЕГО столбца 9. Таблица П3.11.А – Расчет нагрузочных потерь электроэнергии в кабельных линиях (КЛ). Исходные данные: диспетчерское наименование линий (столбец – 2, строки с 1 по n); класс напряжения, кВ (столбец-3, строки с 1 по n); сечение КЛ (столбец-4, строки с 1 по n); количество цепей, шт. (столбец-5, строки с 1 по n); длина линии, км (столбец-6, строки с 1 по n); удельное активное сопротивление КЛ, Ом/км (столбец-7, строки с 1 по n); активное сопротивление КЛ, Ом (столбец-8, строки с 1 по n) определяется по формуле (4.2.2). Результат расчета: Нагрузочные потери электроэнергии в кабельной линии за расчетный период определяются по формуле (столбец-9, строки с 1 по n): M Wн КЛ j 3 R КЛ (I 2КЛ1 j 2 I КЛ1j I КЛ2 j ) t j j1 M 2 PКЛ1j 2 PКЛ1j PКЛ2j Q 2КЛj 2 Q КЛ1j Q КЛ2j j1 U 2КЛj R КЛ , (4.3.1.2) t j где RКЛ – активное сопротивление КЛ, Ом; IКЛ1j – токовая нагрузка КЛ, принимаемая на интервале времени tj неизменной, А, соответствующая транзиту электроэнергии через кабель; 91 IКЛ2j – токовая нагрузка КЛ, принимаемая на интервале времени tj неизменной, А, соответствующие передаваемой генерируемой электроэнергии через кабель; PКЛ1j, QКЛ1j – значения активной и реактивной мощности КЛ, принимаемые на интервале времени tj неизменными, МВт, Мвар, соответственно, соответствующие транзиту электроэнергии через кабель; PКЛ2j, QКЛ2j – значения активной и реактивной мощности КЛ, принимаемые на интервале времени tj неизменными, МВт, Мвар, соответственно, соответствующие передаваемой генерируемой электроэнергии через кабель; UКЛj – значение напряжения на КЛ, принятое на интервале tj неизменным, кВ; M – количество интервалов времени tj в расчетном периоде. Суммарные нагрузочные потери электроэнергии в кабельных линиях в станционной сети электростанции определяются суммированием строк с 1 по n столбца 9 и записываются в строчку ВСЕГО столбца 9. Таблица П3.12.А – Расчет нагрузочных потерь электроэнергии в шинопроводах (ШП). Исходные данные: наименование шинопровода (столбец – 2, строки с 1 по n); класс напряжения, кВ (столбец-3, строки с 1 по n); сечение ШП (столбец-4, строки с 1 по n); длина ШП, км (столбец-5, строки с 1 по n); активное сопротивление ШП, Ом (столбец-6, строки с 1 по n) определяется по формуле (4.2.3). Результат расчета: Нагрузочные потери электроэнергии в шинопроводе за расчетный период определяются по формуле (столбец-7, строки с 1 по n): M Wн ШП j 3 R ШП (I 2ШП1 j 2 I ШП1j I ШП2 j ) t j j1 M R ШП j1 2 PШП1j 2 PШП1j PШП2j Q 2ШПj U 2ШПj 2 Q ШП1j Q ШП2j , (4.3.1.3) t j где RШП – активное сопротивление ШП, Ом; IШП1j – токовая нагрузка ШП, принимаемая на интервале времени tj неизменной, А, соответствующая транзиту электроэнергии через шинопровод; 92 IШП2j – токовая нагрузка ШП, принимаемая на интервале времени tj неизменной, А, соответствующая передаваемой генерируемой электроэнергии через шинопровод; PШП1j, QШП1j – значения активной и реактивной мощности ШП, принимаемые на интервале времени tj неизменными, МВт, Мвар, соответственно, соответствующие транзиту электроэнергии через шинопровод; PШП2j, QШП2j – значения активной и реактивной мощности ШП, принимаемые на интервале времени tj неизменными, МВт, Мвар, соответственно, соответствующие передаваемой генерируемой электроэнергии через шинопровод; UШПj – значение напряжения на ШП, принятое на интервале tj неизменным, кВ; M – количество интервалов времени tj в расчетном периоде. Суммарные нагрузочные потери электроэнергии в шинопроводах в станционной сети электростанции определяются суммированием строк с 1 по n столбца 7 и записываются в строчку ВСЕГО столбца 7. Таблица П3.13.А – Расчет нагрузочных потерь электроэнергии в двухобмоточных трансформаторах. Исходные данные: станционное обозначение и номер (столбец – 2, строки с 1 по n); тип двухобмоточного трансформатора (столбец-3, строки с 1 по n); мощность, МВА (столбец-4, строки с 1 по n); номинальное напряжение высшей обмотки (UВН), кВ (столбец-5, строки с 1 по n); номинальное напряжение низшей обмотки (UНН), кВ (столбец-6, строки с 1 по n); потери мощности короткого замыкания (Pкз), МВт (столбец-7, строки с 1 по n); активное сопротивление двухобмоточного трансформатора, Ом (столбец-8, строки с 1 по n) определяется по формулам (4.2.4 – для двухобмоточного трехфазного трансформатора; 4.2.5 – для двухобмоточного однофазного трансформатора). Результат расчета: Нагрузочные потери электроэнергии в двухобмоточном трансформаторе за расчетный период определяются по формуле (столбец-9, строки с 1 по n): 93 M 2 Wн ТР j 3 R ТР (I ТР1 j 2 I ТР1j I ТР2 j ) t j j1 M R ТР j1 2 PТР1j 2 2 PТР1j PТР2j Q ТРj 2 U ТРj 2 Q ТР1j Q ТР2j , (4.1.3.4) t j где RТР – активное сопротивление двухобмоточного трансформатора, Ом; IТР1j – токовая нагрузка двухобмоточного трансформатора, принимаемая на интервале времени tj неизменной, А, соответствующая транзиту электроэнергии через трансформатор; IТР2j – токовая нагрузка двухобмоточного трансформатора, принимаемая на интервале времени tj неизменной, А, соответствующая передаваемой генерируемой электроэнергии через трансформатор; PТР1j, QТР1j – значения активной и реактивной мощности двухобмоточного трансформатора, принимаемые на интервале времени tj неизменными, МВт, Мвар, соответственно, соответствующие транзиту электроэнергии через трансформатор; PТР2j, QТР2j – значения активной и реактивной мощности двухобмоточного трансформатора, принимаемые на интервале времени tj неизменными, МВт, Мвар, соответственно, соответствующие передаваемой генерируемой электроэнергии через трансформатор; UТРj – значение напряжения на двухобмоточном трансформаторе, принятое на интервале tj неизменным, кВ; M – количество интервалов времени tj в расчетном периоде. Суммарные нагрузочные потери электроэнергии в двухобмоточных трансформаторах в станционной сети электростанции определяются суммированием строк с 1 по n столбца 9 и записываются в строчку ВСЕГО столбца 9. Таблица П3.14.А – Расчет нагрузочных потерь электроэнергии в автотрансформаторах (трехобмоточных трансформаторах). Исходные данные: станционное обозначение и номер (столбец – 2, строки с 1 по n); тип автотрансформатора (трехобмоточного трансформатора) (столбец-3, строки с 1 по n); мощность, МВА (столбец-4, строки с 1 по n); номинальное напряжение высшей обмотки (UВН), кВ (столбец-5, строки с 1 по n); номинальное напряжение средней обмотки (UСН), кВ (столбец-6, строки с 1 по n); 94 номинальное напряжение низшей обмотки (UНН), кВ (столбец-7, строки с 1 по n); потери мощности короткого замыкания для высшей и средней пар обмоток (Pкз В-С), МВт (столбец-8, строки с 1 по n); потери мощности короткого замыкания для высшей и низшей пар обмоток (Pкз В-Н), МВт (столбец-9, строки с 1 по n); потери мощности короткого замыкания для средней и низшей пар обмоток (Pкз С-Н), МВт (столбец-10, строки с 1 по n); активное сопротивление высшей обмотки автотрансформатора (трехобмоточного трансформатора), Ом (столбец-11, строки с 1 по n) определяется по формулам (4.2.6 – для автотрансформатора (трехобмоточного трехфазного трансформатора); 4.2.8 – для трехобмоточного трехфазного трансформатора с обмотками различной номинальной мощности; 4.2.10 – для трехобмоточного однофазного трансформатора); активное сопротивление средней обмотки автотрансформатора (трехобмоточного трансформатора), Ом (столбец-12, строки с 1 по n) определяется по формулам (4.2.6 – для автотрансформатора (трехобмоточного трехфазного трансформатора); 4.2.8 – для трехобмоточного трехфазного трансформатора с обмотками различной номинальной мощности; 4.2.10 – для трехобмоточного однофазного трансформатора); активное сопротивление низшей обмотки автотрансформатора (трехобмоточного трансформатора), Ом (столбец-13, строки с 1 по n) определяется по формулам (4.2.6 – для автотрансформатора (трехобмоточного трехфазного трансформатора); 4.2.8 – для трехобмоточного трехфазного трансформатора с обмотками различной номинальной мощности; 4.2.10 – для трехобмоточного однофазного трансформатора). Результат расчета: Нагрузочные потери электроэнергии в автотрансформаторе (трехобмоточном трансформаторе) за расчетный период определяются по формуле (столбец-14, строки с 1 по n): M Wн ТР j 3 (( I 2АТ(ТР)В1j 2 I АТ(ТР)В1j I АТ(ТР)В2j ) R АТ(ТР)В j1 (I 2АТ(ТР)С1j 2 I АТ(ТР)С1j I АТ(ТР)С2j ) R АТ(ТР)С , (4.1.3.5) (I 2АТ(ТР)Н1j 2 I АТ(ТР)Н1j I АТ(ТР)Н2j ) R АТ(ТР)Н ) t j 95 M 2 2 PАТ(ТР) В1j 2 PАТ(ТР)В1j PАТ(ТР)В2j Q АТ( ТР) Вj 2 Q АТ( ТР) В1 j Q АТ( ТР) В 2 j j1 U 2АТ( ТР) Вj ( 2 2 PАТ(ТР) С1j 2 PАТ(ТР)С1j PАТ(ТР)С 2j Q АТ( ТР) Сj 2 Q АТ( ТР) С1 j Q АТ( ТР) С 2 j U 2АТ( ТР) Сj 2 2 PАТ(ТР) Н1j 2 PАТ(ТР)Н1j PАТ(ТР)Н 2j Q АТ( ТР) Нj 2 Q АТ( ТР) Н1 j Q АТ( ТР) Н 2 j U 2АТ( ТР) Нj R АТ(ТР)В R АТ(ТР)С R АТ(ТР)Н ) t j где PАТ(ТР) В1j, PАТ(ТР) С1j, PАТ(ТР) Н1j, QАТ(ТР) В1j, QАТ(ТР) С1j, QАТ(ТР) Н1j, IАТ(ТР) В1j, IАТ(ТР) С1j, IАТ(ТР) Н1j – значения активной и реактивной мощностей, токовых нагрузок по обмоткам автотрансформатора (трехобмоточного трансформатора), принимаемые на интервале tj неизменными, МВт, Мвар, А, соответственно, соответствующие транзиту электроэнергии через обмотку трансформатора; PАТ(ТР) В2j, PАТ(ТР) С2j, PАТ(ТР) Н2j, QАТ(ТР) В2j, QАТ(ТР) С2j, QАТ(ТР) Н2j, IАТ(ТР) В2j, IАТ(ТР) С2j, IАТ(ТР) Н2j – значения активной и реактивной мощностей, токовых нагрузок по обмоткам автотрансформатора (трехобмоточного трансформатора), принимаемые на интервале tj неизменными, МВт, Мвар, А, соответственно, соответствующие передаваемой генерируемой электроэнергии через обмотку трансформатора; UАТ(ТР) Вj, UАТ(ТР) Сj, UАТ(ТР) Нj – значения напряжения по высшей, средней и низшей обмоткам автотрансформатора (трехобмоточного трансформатора) на интервале времени tj, кВ; RАТ(ТР)В, RАТ(ТР)С, RАТ(ТР) Н – активные сопротивления обмоток автотрансформатора (трехобмоточного трансформатора), Ом. M – количество интервалов времени tj в расчетном периоде. При отсутствии измерений на низкой стороне автотрансформаторов на каждом интервале времени tj расчетного периода Т допускается выполнять расчет потерь электроэнергии по данным обмоток высшего и среднего напряжения. Суммарные нагрузочные потери электроэнергии в автотрансформаторах (трехобмоточных трансформаторах) в станционной сети электростанции определяются суммированием строк с 1 по n столбца 14 и записываются в строчку ВСЕГО столбца 14. При известных значениях электрической энергии за расчетный период возможна корректировка часовых значений активной мощности. В формулах (4.3.11-4.3.1.5) Pj, Qj – измеренные среднечасовые значения потоков активной и реактивной мощности по линиям и соответствующим обмоткам силовых трансформаторов и автотрансформаторов. При этом почасовые значения Pj корректируются по электрической энергии по присоединениям по формуле: 96 Pjк Pj WT , T P j1 (4.3.1.6) j где WT – поток электроэнергии по линии или соответствующей обмотке трансформатора (автотрансформатора) за расчетный период Т; T Pj – сумма измеренных часовых значений потоков активной j1 мощности за тот же расчетный период Т. Таблица П3.15.А – Расчет нагрузочных потерь электроэнергии в токоограничивающих реакторах. Исходные данные: станционное обозначение и номер (столбец – 2, строки с 1 по n); тип токоограничивающего реактора (столбец-3, строки с 1 по n); номинальное напряжение, кВ (столбец-4, строки с 1 по n); мощность, МВА (столбец-5, строки с 1 по n); номинальный ток, А (столбец-6, строки с 1 по n); время работы в расчетном периоде, час (столбец-7, строки с 1 по n); потери активной мощности при номинальном токе, кВт (столбец-8, строки с 1 по n). Результат расчета: Нагрузочные потери электроэнергии в токоограничивающем реакторе за расчетный период определяются по формуле (столбец-9, строки с 1 по n): Wн ТОР 3 Pн ТОР I12j 2 I1 j I 2 j t j , (4.3.1.7) I 2Н где Рн ТОР – значение потерь активной мощности в фазе реактора при его номинальном токе, кВт; IН – значение номинального тока, А; I1j – значение рабочего тока, принимаемого на интервале tj неизменными, А, соответствующее транзиту электроэнергии через реактор; I2j – значение рабочего тока, принимаемого на интервале tj неизменными, А, соответствующее соответствующие передаваемой генерируемой электроэнергии через реактор. Суммарные нагрузочные потери электроэнергии в токоограничивающих реакторах в станционной сети электростанции определяются суммированием строк с 1 по n столбца 9 и записываются в строчку ВСЕГО столбца 9. 97 Сводные результаты расчета нагрузочных потерь электроэнергии в токоограничивающих реакторах представляются в виде таблицы П3.15.А. 4.3.1.2 Метод средних нагрузок Таблица П3.10.Б – Расчет нагрузочных потерь электроэнергии в воздушных линиях (ВЛ). Расчет выполняется по формуле (4.3.1.8) при отсутствии исходных данных для использования метода оперативных расчетов. Исходные данные: диспетчерское наименование линий (столбец – 2, строки с 1 по n); класс напряжения, кВ (столбец-3, строки с 1 по n); число и сечение проводов в фазе (столбец-4, строки с 1 по n); количество цепей, шт. (столбец-5, строки с 1 по n); длина линии, км (столбец-6, строки с 1 по n); удельное активное сопротивление при +20 0С провода, Ом/км (столбец-7, строки с 1 по n); активное сопротивление провода при средней температуре воздуха, Ом (столбец-8, строки с 1 по n) определяется по формуле (4.2.1); среднее напряжение, кВ (столбец-9, строки с 1 по n); электрическая энергия зафиксированная прибором учета, кВт ч (столбец-10, строки с 1 по n); среднее значение активной мощности за расчетный период, кВт (столбец-11, строки с 1 по n); среднее значение реактивной мощности за расчетный период, квар (столбец-12, строки с 1 по n). Результат расчета: Нагрузочные потери электроэнергии в воздушной линии электропередачи за расчетный период определяются по формуле (столбец-14, строки с 1 по n): Wн ВЛ k к Pср Т k ф2 , кВт∙ч, (4.3.1.8) где ΔPср – потери мощности в ВЛ при средних за расчетный интервал нагрузках узлов, кВт, определяются по формуле (4.3.1.10); k2ф – коэффициент формы графика за расчетный период, о.е.; kk – коэффициент, учитывающий различие конфигураций графиков активной и реактивной нагрузки (принимается равным 0,99), о.е.; T – число часов в расчетном периоде, ч. 98 Коэффициент формы графика определяется по формуле (столбец-13, строки с 1 по n): m k Pi2 t i / (Pср2 T) , о.е. 2 ф (4.3.1.9) i 1 При отсутствии данных летнего и зимнего суточных графиков нагрузки, допускается kф2 = 1,3. Переменные потери мощности при средних за расчетный период нагрузках в ВЛ 6(10) кВ и выше определяются по формуле: 2 Р ср 3 R (I ср1 2 I ср1 I ср2 ) R R 2 2 Pср1 2 Pср1 Pср2 Q ср 2 Q ср1 Q ср2 2 Pср1 2 U ср 2 Pср1 Pср2 1 tg 2 (4.3.1.10) 2 U ср , где Pср1, Qср1 – средние значения активной и реактивной мощности за расчетный период Т, кВт, квар, соответствующие транзиту электроэнергии через провод; Pср2, Qср2 – средние значения активной и реактивной мощности за расчетный период Т, кВт, квар, соответствующие передаваемой генерируемой электроэнергии через провод; tg – коэффициент реактивной мощности, о.е.; Uср – среднее напряжение элемента за расчетный период Т, кВ; Iср1 – среднее значение токовой нагрузки, А, соответствующее транзиту электроэнергии через провод и определяемое по формуле (4.3.1.11); Iср2 – среднее значение токовой нагрузки, А, соответствующее передаваемой генерируемой электроэнергии через провод и определяемое по формуле (4.3.1.11); R – активное сопротивление ВЛ. Средняя нагрузка определяется по формуле: W WT Pср T ; I ср (4.3.1.11) T 3 U ср T cos , где WT – электроэнергия, потребленная (сгенерированная) в узле за расчетный период Т. Суммарные нагрузочные потери электроэнергии в воздушных линиях электропередачи в станционной сети электростанции определяются суммированием строк с 1 по n столбца 14 и записываются в строчку ВСЕГО столбца 14. 99 Таблица П3.11.Б – Расчет нагрузочных потерь электроэнергии в кабельных линиях (КЛ). Расчет выполняется по формуле (4.3.1.12) при отсутствии исходных данных для использования метода оперативных расчетов. Исходные данные: диспетчерское наименование линий (столбец – 2, строки с 1 по n); класс напряжения, кВ (столбец-3, строки с 1 по n); сечение КЛ (столбец-4, строки с 1 по n); количество цепей, шт. (столбец-5, строки с 1 по n); длина линии, км (столбец-6, строки с 1 по n); удельное активное сопротивление КЛ, Ом/км (столбец-7, строки с 1 по n); активное сопротивление КЛ, Ом (столбец-8, строки с 1 по n) определяется по формуле (4.2.2); среднее напряжение, кВ (столбец-9, строки с 1 по n); электрическая энергия зафиксированная прибором учета, кВт ч (столбец-10, строки с 1 по n); среднее значение активной мощности за расчетный период, кВт (столбец-11, строки с 1 по n); среднее значение реактивной мощности за расчетный период, квар (столбец-12, строки с 1 по n). Результат расчета: Нагрузочные потери электроэнергии в кабельной линии за расчетный период определяются по формуле (столбец-14, строки с 1 по n): Wн КЛ k к Pср Т k ф2 , кВт∙ч, (4.3.1.12) где ΔPср – потери мощности в КЛ при средних за расчетный интервал нагрузках узлов, кВт, определяются по формуле (4.3.1.14); k2ф – коэффициент формы графика за расчетный период, о.е.; kk – коэффициент, учитывающий различие конфигураций графиков активной и реактивной нагрузки (принимается равным 0,99), о.е.; T – число часов в расчетном периоде, ч. Коэффициент формы графика определяется по формуле (столбец-13, строки с 1 по n): m k ф2 Pi2 t i / (Pср2 T) , о.е. (4.3.1.13) i 1 При отсутствии данных летнего и зимнего суточных графиков нагрузки, допускается kф2 = 1,3. 100 Переменные потери мощности при средних за расчетный период нагрузках в КЛ 6(10) кВ и выше определяются по формуле: 2 Р ср 3 R (I ср1 2 I ср1 I ср2 ) R 2 2 Pср1 2 Pср1 Pср2 Q ср 2 Q ср1 Q ср2 P R 2 ср1 2 U ср 2 Pср1 Pср2 1 tg 2 , (4.3.1.14) 2 U ср где Pср1, Qср1 – средние значения активной и реактивной мощности за расчетный период Т, кВт, квар, соответствующие транзиту электроэнергии через кабель; Pср2, Qср2 – средние значения активной и реактивной мощности за расчетный период Т, кВт, квар, соответствующие передаваемой генерируемой электроэнергии через кабель; tg – коэффициент реактивной мощности, о.е.; Uср – среднее напряжение элемента за расчетный период Т, кВ; Iср1 – среднее значение токовой нагрузки, А, соответствующее транзиту электроэнергии через кабель и определяемое по формуле (4.3.1.15); Iср2 – среднее значение токовой нагрузки, А, соответствующее передаваемой генерируемой электроэнергии через кабель и определяемое по формуле (4.3.1.15); R – активное сопротивление КЛ. Средняя нагрузка определяется по формуле: W WT Pср T ; I ср (4.3.1.15) T 3 U ср T cos , где WT – электроэнергия, потребленная (сгенерированная) в узле за расчетный период Т. Суммарные нагрузочные потери электроэнергии в кабельных линиях в станционной сети электростанции определяются суммированием строк с 1 по n столбца 14 и записываются в строчку ВСЕГО столбца 14. Таблица П3.12.Б – Расчет нагрузочных потерь электроэнергии в шинопроводах (ШП). Расчет выполняется по формуле (4.3.1.16) при отсутствии исходных данных для использования метода оперативных расчетов. Исходные данные: наименование шинопровода (столбец – 2, строки с 1 по n); 101 класс напряжения, кВ (столбец-3, строки с 1 по n); сечение ШП (столбец-4, строки с 1 по n); длина ШП, км (столбец-5, строки с 1 по n); активное сопротивление ШП, Ом (столбец-6, строки с 1 по n) определяется по формуле (4.2.3); среднее напряжение, кВ (столбец-7, строки с 1 по n); электрическая энергия зафиксированная прибором учета, кВт ч (столбец-8, строки с 1 по n); среднее значение активной мощности за расчетный период, кВт (столбец-9, строки с 1 по n); среднее значение реактивной мощности за расчетный период, квар (столбец-10, строки с 1 по n). Результат расчета: Нагрузочные потери электроэнергии в шинопроводе за расчетный период определяются по формуле (столбец-12, строки с 1 по n): Wн ШП k к Pср Т k ф2 , кВт∙ч, (4.3.1.16) где ΔPср – потери мощности в ШП при средних за расчетный интервал нагрузках узлов, кВт, определяются по формуле (4.3.1.18); k2ф – коэффициент формы графика за расчетный период, о.е.; kk – коэффициент, учитывающий различие конфигураций графиков активной и реактивной нагрузки (принимается равным 0,99), о.е.; T – число часов в расчетном периоде, ч. Коэффициент формы графика определяется по формуле (столбец-11, строки с 1 по n): m k ф2 Pi2 t i / (Pср2 T) , о.е. (4.3.1.17) i 1 При отсутствии данных летнего и зимнего суточных графиков нагрузки, допускается kф2 = 1,3. Переменные потери мощности при средних за расчетный период нагрузках в ШП 6(10) кВ и выше определяются по формуле: 2 Р ср 3 R (I ср1 2 I ср1 I ср2 ) R 2 2 Pср1 2 Pср1 Pср2 Q ср 2 Q ср1 Q ср2 P R 2 ср1 2 U ср 2 Pср1 Pср2 1 tg 2 , (4.3.1.18) 2 U ср 102 где Pср1, Qср1 – средние значения активной и реактивной мощности за расчетный период Т, кВт, квар, соответствующие транзиту электроэнергии через шинопровод; Pср2, Qср2 – средние значения активной и реактивной мощности за расчетный период Т, кВт, квар, соответствующие передаваемой генерируемой электроэнергии через шинопровод; ; tg – коэффициент реактивной мощности, о.е.; Uср – среднее напряжение элемента за расчетный период Т, кВ; Iср1 – среднее значение токовой нагрузки, А, соответствующее транзиту электроэнергии через шипровод и определяемое по формуле (4.3.1.19); Iср2 – среднее значение токовой нагрузки, А, соответствующее передаваемой генерируемой электроэнергии через шипровод и определяемое по формуле (4.3.1.19); R – активное сопротивление ШП. Средняя нагрузка определяется по формуле: W WT Pср T ; I ср (4.3.1.19) T 3 U ср T cos , где WT – электроэнергия, потребленная (сгенерированная) в узле за расчетный период Т. Суммарные нагрузочные потери электроэнергии в шинопроводах в станционной сети электростанции определяются суммированием строк с 1 по n столбца 12 и записываются в строчку ВСЕГО столбца 12. Таблица П3.13.Б – Расчет нагрузочных потерь электроэнергии в двухобмоточных трансформаторах. Расчет выполняется по формуле (4.3.1.20) при отсутствии исходных данных для использования метода оперативных расчетов. Исходные данные: станционное обозначение и номер (столбец – 2, строки с 1 по n); тип двухобмоточного трансформатора (столбец-3, строки с 1 по n); мощность, МВА (столбец-4, строки с 1 по n); номинальное напряжение высшей обмотки (UВН), кВ (столбец-5, строки с 1 по n); номинальное напряжение низшей обмотки (UНН), кВ (столбец-6, строки с 1 по n); потери мощности короткого замыкания (Pкз), МВт (столбец-7, строки с 1 по n); активное сопротивление двухобмоточного трансформатора, Ом (столбец-8, строки с 1 по n) определяется по формулам (4.2.4 – для 103 двухобмоточного трехфазного трансформатора; 4.2.5 – для двухобмоточного однофазного трансформатора); среднее напряжение, кВ (столбец-7, строки с 1 по n); электрическая энергия зафиксированная прибором учета, кВт ч (столбец-8, строки с 1 по n); среднее значение активной мощности за расчетный период, кВт (столбец-9, строки с 1 по n); среднее значение реактивной мощности за расчетный период, квар (столбец-10, строки с 1 по n). Результат расчета: Нагрузочные потери электроэнергии в двухобмоточном трансформаторе за расчетный период определяются по формуле (столбец-14, строки с 1 по n): Wн ТР k к Pср Т k ф2 , кВт∙ч, (4.3.1.20) где ΔPср – потери мощности в двухобмоточном трансформаторе при средних за расчетный интервал нагрузках узлов, кВт, определяются по формуле (4.3.1.22); k2ф – коэффициент формы графика за расчетный период, о.е.; kk – коэффициент, учитывающий различие конфигураций графиков активной и реактивной нагрузки (принимается равным 0,99), о.е.; T – число часов в расчетном периоде, ч. Коэффициент формы графика определяется по формуле (столбец-13, строки с 1 по n): m k ф2 Pi2 t i / (Pср2 T) , о.е. (4.3.1.21) i 1 При отсутствии данных летнего и зимнего суточных графиков нагрузки, допускается kф2 = 1,3. Переменные потери мощности при средних за расчетный период нагрузках в двухобмоточном трансформаторе 6(10) кВ и выше определяются по формуле: 2 Р ср 3 R (I ср1 2 I ср1 I ср2 ) R 2 2 Pср1 2 Pср1 Pср2 Q ср 2 Q ср1 Q ср2 P R 2 ср1 2 U ср 2 Pср1 Pср2 1 tg 2 , (4.3.1.22) 2 U ср 104 где Pср1, Qср1 – средние значения активной и реактивной мощности за расчетный период Т, кВт, квар, соответствующие транзиту электроэнергии через трансформатор; Pср2, Qср2 – средние значения активной и реактивной мощности за расчетный период Т, кВт, квар, соответствующие передаваемой генерируемой электроэнергии через трансформатор; tg – коэффициент реактивной мощности, о.е.; Uср – среднее напряжение элемента за расчетный период Т, кВ; Iср1 – среднее значение токовой нагрузки, А, соответствующее транзиту электроэнергии через трансформатор и определяемое по формуле (4.3.1.23); Iср2 – среднее значение токовой нагрузки, А, соответствующее передаваемой генерируемой электроэнергии через трансформатор и определяемое по формуле (4.3.1.23); R – активное сопротивление двухобмоточного трансформатора. Средняя нагрузка определяется по формуле: W WT Pср T ; I ср (4.3.1.23) T 3 U ср T cos , где WT – электроэнергия, потребленная (сгенерированная) в узле за расчетный период Т. Суммарные нагрузочные потери электроэнергии в двухобмоточных трансформаторах в станционной сети электростанции определяются суммированием строк с 1 по n столбца 14 и записываются в строчку ВСЕГО столбца 14. Таблица П3.14.Б – Расчет нагрузочных потерь электроэнергии в автотрансформаторах (трехобмоточных трансформаторах). Расчет выполняется по формуле (4.3.1.24) при отсутствии исходных данных для использования метода оперативных расчетов. Исходные данные: станционное обозначение и номер (столбец – 2, строки с 1 по n); тип автотрансформатора (трехобмоточного трансформатора) (столбец-3, строки с 1 по n); мощность, МВА (столбец-4, строки с 1 по n); номинальное напряжение высшей обмотки (UВН), кВ (столбец-5, строки с 1 по n); номинальное напряжение средней обмотки (UСН), кВ (столбец-6, строки с 1 по n); номинальное напряжение низшей обмотки (UНН), кВ (столбец-7, строки с 1 по n); 105 потери мощности короткого замыкания для высшей и средней пар обмоток (Pкз В-С), МВт (столбец-8, строки с 1 по n); потери мощности короткого замыкания для высшей и низшей пар обмоток (Pкз В-Н), МВт (столбец-9, строки с 1 по n); потери мощности короткого замыкания для средней и низшей пар обмоток (Pкз С-Н), МВт (столбец-10, строки с 1 по n); активное сопротивление высшей обмотки автотрансформатора (трехобмоточного трансформатора), Ом (столбец-11, строки с 1 по n) определяется по формулам (4.2.6 – для автотрансформатора (трехобмоточного трехфазного трансформатора); 4.2.8 – для трехобмоточного трехфазного трансформатора с обмотками различной номинальной мощности; 4.2.10 – для трехобмоточного однофазного трансформатора); активное сопротивление средней обмотки автотрансформатора (трехобмоточного трансформатора), Ом (столбец-12, строки с 1 по n) определяется по формулам (4.2.6 – для автотрансформатора (трехобмоточного трехфазного трансформатора); 4.2.8 – для трехобмоточного трехфазного трансформатора с обмотками различной номинальной мощности; 4.2.10 – для трехобмоточного однофазного трансформатора); активное сопротивление низшей обмотки автотрансформатора (трехобмоточного трансформатора), Ом (столбец-13, строки с 1 по n) определяется по формулам (4.2.6 – для автотрансформатора (трехобмоточного трехфазного трансформатора); 4.2.8 – для трехобмоточного трехфазного трансформатора с обмотками различной номинальной мощности; 4.2.10 – для трехобмоточного однофазного трансформатора); электрическая энергия зафиксированная прибором учета по высшей стороне автотрансформатора (трехобмоточного трансформатора), кВт ч (столбец-14, строки с 1 по n); электрическая энергия зафиксированная прибором учета по средней стороне автотрансформатора (трехобмоточного трансформатора), кВт ч (столбец-15, строки с 1 по n); электрическая энергия зафиксированная прибором учета по низшей стороне автотрансформатора (трехобмоточного трансформатора), кВт ч (столбец-16, строки с 1 по n); среднее значение активной мощности по высшей стороне автотрансформатора (трехобмоточного трансформатора) за расчетный период, кВт (столбец-17, строки с 1 по n); среднее значение реактивной мощности по высшей стороне автотрансформатора (трехобмоточного трансформатора) за расчетный период, квар (столбец-18, строки с 1 по n); 106 среднее значение активной мощности по средней стороне автотрансформатора (трехобмоточного трансформатора) за расчетный период, кВт (столбец-19, строки с 1 по n); среднее значение реактивной мощности по средней стороне автотрансформатора (трехобмоточного трансформатора) за расчетный период, квар (столбец-20, строки с 1 по n); среднее значение активной мощности по низшей стороне автотрансформатора (трехобмоточного трансформатора) за расчетный период, кВт (столбец-21, строки с 1 по n); среднее значение реактивной мощности по низшей стороне автотрансформатора (трехобмоточного трансформатора) за расчетный период, квар (столбец-22, строки с 1 по n). Результат расчета: Нагрузочные потери электроэнергии в автотрансформаторе (трехобмоточном трансформаторе) за расчетный период определяются по формуле (столбец-24, строки с 1 по n): Wн АТ(ТР) k к Pср Т k ф2 , кВт∙ч, (4.3.1.24) где ΔPср – потери мощности в двухобмоточном трансформаторе при средних за расчетный интервал нагрузках узлов, кВт, определяются по формуле (4.3.1.26); k2ф – коэффициент формы графика за расчетный период, о.е.; kk – коэффициент, учитывающий различие конфигураций графиков активной и реактивной нагрузки (принимается равным 0,99), о.е.; T – число часов в расчетном периоде, ч. Коэффициент формы графика определяется по формуле (столбец-13, строки с 1 по n): m k ф2 Pi2 t i / (Pср2 T) , о.е. (4.3.1.25) i 1 При отсутствии данных летнего и зимнего суточных графиков нагрузки, допускается kф2 = 1,3. Переменные потери мощности при средних за расчетный период нагрузках в автотрансформаторах (трехобмоточных трансформаторах) определяются по формуле: 107 2 Р н ( АТ) ТР 3 (( I СР АТ(ТР)В1 2 I СР АТ(ТР)В1 I СР АТ(ТР)В2 ) R АТ(ТР)В 2 (I СР АТ(ТР)С1 2 I СР АТ(ТР)С1 I СР АТ(ТР)С2 ) R АТ(ТР)С 2 (I СР АТ(ТР)Н1 2 I СР АТ(ТР)Н1 I СР АТ(ТР)Н2 ) R АТ(ТР)Н ) 2 2 PСР АТ(ТР)В1 2 PСР АТ(ТР)В1 PСР АТ(ТР)В2 Q СР АТ( ТР) В 2 Q СР АТ( ТР) В1 Q СР АТ( ТР) В 2 2 U СР АТ( ТР) В 2 2 PСР АТ(ТР)С1 2 PСР АТ(ТР)С1 PСР АТ(ТР)С 2 Q СР АТ( ТР) С 2 Q СР АТ( ТР) С1 Q СР АТ( ТР) С 2 2 U СР АТ( ТР) С 2 U СР АТ( ТР) Н 2 PСР АТ(ТР)В1 PСР АТ(ТР)В2 1 tg 2 P 2 PСР АТ(ТР)С1 PСР АТ(ТР)С 2 1 tg 2 2 СР АТ(ТР)В1 R АТ(ТР)С 2 2 PСР АТ(ТР)Н1 2 PСР АТ(ТР)Н1 PСР АТ(ТР)Н 2 Q СР АТ( ТР) Н1 2 Q СР АТ( ТР) Н1 Q СР АТ( ТР) Н 2 P R АТ(ТР)В 2 СР АТ(ТР)С1 P 2 СР АТ(ТР)Н1 2 U СР АТ( ТР) В 2 U СР АТ( ТР) С 2 PСР АТ(ТР)Н1 PСР АТ(ТР)Н 2 1 tg 2 2 U СР АТ( ТР) Н (4.3.1.26) R АТ(ТР)Н R АТ(ТР)В R АТ(ТР)С R АТ(ТР)Н где PСР АТ(ТР) В1, PСР АТ(ТР) С1, PСР АТ(ТР) Н1, QСР АТ(ТР) В1, QСР АТ(ТР) С1, QСР АТ(ТР) Н1, IСР АТ(ТР) В1, IСР АТ(ТР) С1, IСР АТ(ТР) Н1 – средние значения активной и реактивной мощностей, токовых нагрузок за расчетный период Т по обмоткам автотрансформатора (трехобмоточного трансформатора), МВт, Мвар, А, соответственно, соответствующие транзиту электроэнергии через обмотки трансформатора; PСР АТ(ТР) В2, PСР АТ(ТР) С2, PСР АТ(ТР) Н2, QСР АТ(ТР) В2, QСР АТ(ТР) С2, QСР АТ(ТР) Н2, IСР АТ(ТР) В2, IСР АТ(ТР) С2, IСР АТ(ТР) Н2 – средние значения активной и реактивной мощностей, токовых нагрузок за расчетный период Т по обмоткам автотрансформатора (трехобмоточного трансформатора), МВт, Мвар, А, соответственно, соответствующие передаваемой генерируемой электроэнергии через обмотки трансформатора; UСР АТ(ТР) В, UСР АТ(ТР) С, UСР АТ(ТР) Н – средние значения напряжения за расчетный период Т по выcшей, средней и низшей обмоткам автотрансформатора (трехобмоточного трансформатора), кВ; tg – коэффициент реактивной мощности, о.е.; RАТ(ТР) В, RАТ(ТР) С RАТ(ТР) Н – активные сопротивления обмоток автотрансформатора, Ом. При отсутствии измерений на низкой стороне автотрансформаторов за расчетный период Т допускается выполнять расчет потерь электроэнергии по данным обмоток высшего и среднего напряжения. 108 Суммарные нагрузочные потери электроэнергии в автотрансформаторах (трехобмоточных трансформаторах) в станционной сети электростанции определяются суммированием строк с 1 по n столбца 24 и записываются в строчку ВСЕГО столбца 24. Таблица П3.15.Б – Расчет нагрузочных потерь электроэнергии в токоограничивающих реакторах. Расчет выполняется по формуле (4.3.1.27) при отсутствии исходных данных для использования метода оперативных расчетов. Исходные данные: станционное обозначение и номер (столбец – 2, строки с 1 по n); тип токоограничивающего реактора (столбец-3, строки с 1 по n); номинальное напряжение, кВ (столбец-4, строки с 1 по n); мощность, МВА (столбец-5, строки с 1 по n); номинальный ток, А (столбец-6, строки с 1 по n); средний ток, А (столбец-7, строки с 1 по n); время работы в расчетном периоде, час (столбец-8, строки с 1 по n); потери активной мощности при номинальном токе, кВт (столбец-9, строки с 1 по n). Результат расчета: Нагрузочные потери электроэнергии в токоограничивающем реакторе за расчетный период определяются по формуле (столбец-9, строки с 1 по n): Нагрузочные потери мощности в токоограничивающем реакторе с использованием среднего рабочего тока за расчетный интервал времени Т: Wн ТОР k к Pср Т k ф2 , кВт∙ч, (4.3.1.27) где ΔPср – потери мощности в двухобмоточном трансформаторе при средних за расчетный интервал нагрузках узлов, кВт, определяются по формуле (4.3.1.29); k2ф – коэффициент формы графика за расчетный период, о.е.; kk – коэффициент, учитывающий различие конфигураций графиков активной и реактивной нагрузки (принимается равным 0,99), о.е.; T – число часов в расчетном периоде, ч. Коэффициент формы графика определяется по формуле (столбец-13, строки с 1 по n): m k Pi2 t i / (Pср2 T) , о.е. 2 ф (4.3.1.28) i 1 109 При отсутствии данных летнего и зимнего суточных графиков нагрузки, допускается kф2 = 1,3. Переменные потери мощности при средних за расчетный период нагрузках в токоограничивающем реакторе определяются по формуле: 2 I СР1 2 I СР1 I СР2 Pн ТОР 3 Pн ТОР , (4.3.1.29) I 2H где Рн ТОР – значение потерь активной мощности в фазе реактора при его номинальном токе, кВт; IН – значение номинального тока, А; Iср1 – значение среднего рабочего тока в расчетном периоде Т, А, соответствующее транзиту электроэнергии через реактор; Iср2 – значение среднего рабочего тока в расчетном периоде Т, А, соответствующее передаваемой генерируемой электроэнергии через реактор. 4.4 Порядок расчета потерь, обусловленных допустимыми погрешностями системы учета электроэнергии Относительные потери электроэнергии (%), обусловленные допустимой погрешностью системы учета электроэнергии (погр.Б ), определяются как предельное значение величины допустимого небаланса электроэнергии в целом за базовый период. n погр.Б = где i 1 i (j) di (dj) n m m 2 i d j2 d 2j , 2 i j 1 (4.4.1) погрешность измерительного канала поступившей (отпущенной) активной электроэнергии; доля поступившей (отпущенной) активной электроэнергии от поступления; количество точек учета, фиксирующих поступление электроэнергии; количество точек учета, фиксирующих отпуск электроэнергии крупным потребителям; Абсолютные потери электроэнергии, обусловленные допустимой погрешностью системы учета электроэнергии в базовом периоде равны: погр.Б Wпост.Б ∆W погр.Б = 100 , (4.4.2) 110 где Wпост.Б суммарное поступление электроэнергии на шины станции от собственной выработки генераторами и от других собственников сети. Погрешность измерительного канала активной электроэнергии определяется по формуле: 2 1,1 СЧ Т2 Т Т2 Н 2Л , (4.4.3) где сч, ТТ, ТН л основные допустимые погрешности счетчиков, трансформаторов тока, трансформаторов напряжения при нормальных условиях (принимаются по значению классов точности), %; предел допустимых потерь напряжения в линиях присоединения счетчиков к ТН, %. В случае если технологические потери электроэнергии превышают ожидаемые фактические (отчетные) потери электроэнергии, то потери электроэнергии, обусловленные допустимой погрешностью системы учета, принимаются равными нулю. Примечание: Потери электроэнергии, обусловленные допустимой погрешностью системы учета в станционной сети допускается не учитывать. 4.5 Сводные результаты расчета технологических потерь электроэнергии в станционой сети электростанции 4.5.1 Все составляющие технологических потерь записываются в соответствующие строки столбцов 3-14 таблиц П3.16.А и П3.16.Б. Таблица П3.16.А заполняется результатами расчета технологических потерь электроэнергии в оборудовании станционной сети ТЭС, вызванные собственной выработкой ТЭС. Таблица П3.16.Б заполняется результатами расчета технологических потерь электроэнергии в оборудовании станционной сети ТЭС, вызванные транзитными потоками электроэнергии от ЭСО и других собственников сети. 4.5.2 Условно-постоянные технические потери (расход) электроэнергии в станционной сети электростанции определяются по формуле: WУ П WХХ WК WШР WСК WКУ WРВ WОПН WТТ WТН WУПВЧ WСЧ WТУ WКЛ (4.5.1) где WХХ – потери электроэнергии холостого хода (значение таблицы П3.1 (строка ВСЕГО, столбец 9) соответствует значению таблиц П3.16.А и П3.16.Б (строка 2, столбцы 3-14)), кВтч; WК – потери электроэнергии на корону (значение таблицы П3.2.А (строка ВСЕГО, столбец 14) или значение таблицы П3.2.Б (строка ВСЕГО, 111 столбец 11) соответствует значению таблиц П3.16.А и П3.16.Б (строка 3, столбцы 3-14)), кВтч; WШР – потери электроэнергии в шунтирующих реакторах, (значение таблицы П3.3.А (строка ВСЕГО, столбец 9) или значение таблицы П3.3.Б (строка ВСЕГО, столбец 9) соответствует значению таблиц П3.16.А и П3.16.Б (строка 4, столбцы 3-14)) кВтч; WСК – потери электроэнергии в синхронных компенсаторах (значение таблицы П3.4.А (строка ВСЕГО, столбец 7) или значение таблицы П3.4.Б (строка ВСЕГО, столбец 6) соответствует значению таблиц П3.16.А и П3.16.Б (строка 5, столбцы 3-14)), кВтч; WКУ – потери электроэнергии в компенсирующих устройствах (БК, СТК) (значение таблицы П3.5 (строка ВСЕГО, столбец 6) соответствует значению таблиц П3.16.А и П3.16.Б (строка 6, столбцы 3-14)), кВтч; WРВ, WОПН, WТТ, WТН, WУПВЧ – потери электроэнергии в вентильных разрядниках, ограничителях перенапряжений, трансформаторах тока, в трансформаторах напряжения, устройствах присоединения ВЧ связи (значение таблицы П3.6 (строка ВСЕГО, столбец 6) соответствует значению таблиц П3.16.А и П3.16.Б (строка 7, столбцы 3-14)), кВтч; WСЧ – потери электроэнергии в счетчиках прямого включения (значение таблицы П3.7 (строка ВСЕГО, столбец 5) соответствует значению таблиц П3.16.А и П3.16.Б (строка 8, столбцы 3-14)), кВтч; WТУ – потери электроэнергии от токов утечки по изоляторам воздушных линий (значение таблицы П3.8.А (строка ВСЕГО, столбец 9) или значение таблицы П3.8.Б (строка ВСЕГО, столбец 6) соответствует значению таблиц П3.16.А и П3.16.Б (строка 9, столбцы 3-14)), кВтч; WКЛ – потери электроэнергии в изоляции силовых кабелей (значение таблицы П3.9.А (строка ВСЕГО, столбец 8) или значение таблицы П3.9.Б (строка ВСЕГО, столбец 7) соответствует значению таблиц П3.16.А и П3.16.Б (строка 10, столбцы 3-14)), кВтч. 4.5.3 Нагрузочные технические потери (расход) электроэнергии в станционной сети электростанции определяются по формуле: WН WН ВЛ WН КЛ WН ШП WН ТР WН АТ(ТР) WН ТОР , (4.5.2) где WН ВЛ – переменные потери электроэнергии в воздушных линиях (значение таблицы П3.10.А (строка ВСЕГО, столбец 9) или значение таблицы П3.10.Б (строка ВСЕГО, столбец 14) соответствует значению таблиц П3.16.А и П3.16.Б (строка 12, столбцы 3-14)), кВтч; WН КЛ – переменные потери электроэнергии в кабельных линиях (значение таблицы П3.11.А (строка ВСЕГО, столбец 9) или значение таблицы П3.11.Б (строка ВСЕГО, столбец 18) соответствует значению таблиц П3.16.А и П3.16.Б (строка 13, столбцы 3-14)), кВтч; WН ШП – переменные потери электроэнергии в шинопроводах (значение таблицы П3.12.А (строка ВСЕГО, столбец 7) или значение таблицы П3.12.Б 112 (строка ВСЕГО, столбец 12) соответствует значению таблиц П3.16.А и П3.16.Б (строка 14, столбцы 3-14)), кВтч; WН ТР – переменные потери электроэнергии в двухобмоточных трансформаторах (значение таблицы П3.13.А (строка ВСЕГО, столбец 9) или значение таблицы П3.13.Б (строка ВСЕГО, столбец 14) соответствует значению таблиц П3.16.А и П3.16.Б (строка 15, столбцы 3-14)), кВтч; WН АТ( ТР) – переменные потери электроэнергии в автотрансформаторах (трехобмоточных трансформаторах) (значение таблицы П3.14.А (строка ВСЕГО, столбец 14) или значение таблицы П3.14.Б (строка ВСЕГО, столбец 24) соответствует значению таблиц П3.16.А и П3.16.Б (строка 16, столбцы 314)), кВтч; WН ТОР – переменные потери электроэнергии в токоограничивающих реакторах (значение таблицы П3.15.А (строка ВСЕГО, столбец 9) или значение таблицы П3.15.Б (строка ВСЕГО, столбец 11) соответствует значению таблиц П3.16.А и П3.16.Б (строка 17, столбцы 3-14)), кВтч. 4.5.4 Суммарные технологические потери (расход) электроэнергии в станционной сети электростанции определяются по формуле: WТПЭ WУ-П WН Wпогр , кВтч, (4.5.3) и записываются в строк 18, столбцы 3-14 таблиц П3.16.А и П3.16.Б. 4.5.5 В столбце 15 ВСЕГО таблиц П3.16.А и П3.16. записывается сумма значений столбцов 3-14 для каждой строчки. 113 5 РАСЧЕТ РАСХОДА ЭЛЕКТРОЭНЕРГИИ НА СОБСТВЕННЫЕ, ХОЗЯЙСТВЕННЫЕ И ПРОИЗВОДСТВЕННЫЕ НУЖДЫ И ПОТЕРИ ЭЛЕКТРОЭНЕРГИИ ПРИ ПРОИЗВОДСТВЕ И ПОСТАВКЕ ЭЛЕКТРОЭНЕРГИИ ЭС 5.1 Расход электроэнергии на собственные, хозяйственные и производственные нужды и потери электроэнергии при производстве и поставке электроэнергии ЭС 5.1.1 Расчет расхода электроэнергии на собственные, хозяйственные и производственные нужды и расчет технологических потерь электроэнергии при производстве и поставке электроэнергии ЭС выполняется за каждый месяц базового и регулируемого годов. 5.1.2 Для определения расхода электроэнергии на собственные, хозяйственные и производственные нужды и технологические потери i-го месяца базового года используются: WУБ-П i – условно-постоянные технические потери (расход) электроэнергии в оборудовании станций i-го месяца за базовый год (таблица П3.16.А, столбцы 3-14, строка 1) записываются в таблицу П3.17.А столбцы 415, строка 12; WНБi – нагрузочные технические потери (расход) электроэнергии в оборудовании станций i-го месяца за базовый год (таблица П3.16.А, столбцы 3-14, строка 11) записываются в таблицу П.3.17.А столбцы 4-15, строка 13; Б - потери электроэнергии, обусловленные допустимыми Wпогр погрешностями системы учета i-го месяца за базовый год (таблица П3.16.А, столбцы 3-14, строка 11) записываются в таблицу П.3.17.А столбцы 4-15, строка 14; Б – расход электроэнергии на собственные нужды ЭС i-го месяца WСН i (таблица П2.31, столбец ВСЕГО, строка 1) записывается в таблицу П.3.17.А столбцы 4-15, строка 5; Б WХН i – расход электроэнергии на хозяйственные нужды ЭС i-го месяца (таблица П2.25 или П2.26, столбец 4-15, строка 7) записывается в таблицу П.3.17.А столбцы 4-15, строка 7; WБПрНi– расход электроэнергии на производственные нужды ЭС i-го месяца (таблица П2.27 или П2.28, столбец 4-15, строка 7) записывается в таблицу П.3.17.А столбцы 4-15, строка 9; WГБ i – выработка электроэнергии генераторами в базовом году i-го месяца (таблица П3.17.А, столбцы 4-15, строка 1). i Данные по базовому году записываются в соответствующие строки и столбцы таблицы П3.17.А. 114 5.1.3 Расход электроэнергии на собственные нужды в относительных единицах в i-м месяце базового года равен: Б WСН Б i WСНi , % 100 % , (5.1) Б WГ i Результат расчета записывается в (таблицу П3.17.А, столбцы 4-15, строка 6). 5.1.4 Расход электроэнергии на хозяйственные нужды в относительных единицах в i-м месяце базового года равен: Б WХН Б i WХНi , % 100 % , (5.2) Б WГ i Результат расчета записывается в (таблицу П3.17.А, столбцы 4-15, строка 8). 5.1.5 Расход электроэнергии на производственные нужды в относительных единицах в i-м месяце базового года равен: Б WПрН Б i (5.3) WПрНi, % 100 % , Б WГ i Результат расчета записывается в (таблицу П3.17.А, столбцы 4-15, строка 10). 5.1.6 Технологические потери электроэнергии в абсолютном значении в i-м месяце базового года равен: Б Б WНТПЭ WУБ П i WНБ i Wпогр . (5.4) i Результат расчета записывается в (таблицу П3.17.А, столбцы 4-15, строка 11). 5.1.7 Технологические потери электроэнергии в относительных единицах в i-м месяце базового года равен: Б WТПЭ Б i WНТПi , % 100 % , (5.5) Б WГ i Результат расчета записывается в (таблицу П3.17.А, столбцы 4-15, строка 15). 5.1.8 Для определения расхода электроэнергии на собственные, хозяйственные и производственные нужды и технологические потери при производстве и поставке электроэнергии ЭС в регулируемом году используются: WУБ-П i – условно-постоянные технические потери (расход) электроэнергии в оборудовании станций i-го месяца за базовый год (таблица П3.17.А, столбцы 3-14, строка 12); WНБi – нагрузочные технические потери (расход) электроэнергии в оборудовании станций i-го месяца за базовый год (таблица П3.17.А, столбцы 3-14, строка 13); 115 - потери электроэнергии, обусловленные допустимыми погрешностями системы учета i-го месяца за базовый год (таблица П3.17.А, столбцы 3-14, строка 14); Б Wпогр i Р – расход электроэнергии на собственные нужды ЭС i-го месяца WСН i регулируемого периода (таблица П2.20, столбец ВСЕГО, строка 10) записываются в таблицу П.3.17.Б столбцы 4-15, строка 5; Р WХН i – расход электроэнергии на хозяйственные нужды ЭС i-го месяца (таблицу П.3.17.А столбцы 4-15, строка 7) записывается в таблицу П.3.17.Б столбцы 4-15, строка 7; WРПрНi– расход электроэнергии на производственные нужды ЭС i-го месяца (таблица П2.27 или П2.28, столбец 4-15, строка 7) записывается в таблицу П.3.17.А столбцы 4-15, строка 9; WГР i – ожидаемая выработка электроэнергии генераторами в регулируемом году из планового баланса электроэнергии по ЭС (таблица П3.17.Б, столбцы 4-15, строка 1). Данные по регулируемому году записываются в соответствующие строки столбца 5 таблицы П3.17.Б. 5.1.9 Потери электроэнергии, обусловленные допустимыми погрешностями системы учета в i-м месяце регулируемого года принимаются равными потерям электроэнергии, обусловленным допустимыми погрешностями системы учета в i-м месяце базового года. 5.1.10 Расход электроэнергии на собственные нужды в i-м месяце регулируемого года равен расходу электроэнергии на собственные нужды в iм месяце базового года, если условия эксплуатации в регулируемом году не изменились по сравнению с базовым годом: Р Б WСН WСН i i. (5.6) В случае изменения условий эксплуатации в регулируемом году по сравнению с базовым годом для определения расхода электроэнергии на собственные нужды в регулируемом году необходимо учесть поправки в соответствии с п. 3.6 и таблицами П2.29 – П2.31. 5.1.11 Расход электроэнергии на хозяйственные нужды в i-м месяце регулируемого года равен расходу электроэнергии на собственные нужды в iм месяце базового года: Р Б WХН WХН i i. (5.7) 5.1.12 Расход электроэнергии на производственные нужды в i-м месяце регулируемого года равен расходу электроэнергии на собственные нужды в iм месяце базового года: .WРПрНi = WБПрНi (5.8) 116 5.1.13 Расход электроэнергии на собственные нужды в относительных единицах в i-м месяце регулируемого года равен: Р WСН Р i WСНi , % 100 % . (5.9) Р WГ i Результат расчета записывается в (таблицу П3.17.А, столбцы 4-15, строка 6). 5.1.14 Расход электроэнергии на хозяйственные нужды в относительных единицах в i-м месяце базового года равен: Р WХН Р i WХНi , % 100 % . (5.10) Р WГ i Результат расчета записывается в (таблицу П3.17.А, столбцы 4-15, строка 8). 5.1.15 Расход электроэнергии на производственные нужды в относительных единицах в i-м месяце базового года равен: Р WПрН Р i (5.11) WПрНi, % 100 % Б WГ i Результат расчета записывается в (таблицу П3.17.А, столбцы 4-15, строка 10). 5.1.16 Условно-постоянные потери электроэнергии в i-м месяце регулируемого года равны условно-постоянным потерям электроэнергии в iм месяце базового года: WУР-П i WУБ-П i . (5.12) Результат расчета записывается в (таблицу П3.17.Б, столбцы 4-15, строка 12). В случае изменения состава оборудования допускается изменение условно-постоянной составляющей потерь электроэнергии с предоставлением обосновывающих расчетов и подтверждающих это изменение документов. 5.1.17 Нагрузочные технические потери электроэнергии в оборудовании станции i-го месяца регулируемого года определяются по формуле: 2 WГР i Б (5.13) W Гi Результат расчета записывается в (таблицу П3.17.Б, столбцы 4-15, строка 13). 5.1.18 Технологические потери электроэнергии в абсолютном значении в регулируемом году равен: Р Р WНТПЭ WУР П i WНР i Wпогр (5.14) i Результат расчета записывается в (таблицу П3.17.Б, столбцы 4-15, строка 11). WНР i WНБ i 117 5.1.19 Технологические потерь электроэнергии в относительных единицах в i-м месяце базового года равен: Р WТПЭ Р i WНТПi , % 100 % , (5.15) Б WГ i Результат расчета записывается в (таблицу П3.17.А, столбцы 4-15, строка 15). 5.2 Потери электроэнергии в оборудовании станции от транзитных потоков электроэнергии 5.2.1 Расчет потерь электроэнергии от транзитных потоков электроэнергии от ЭСО и других собственников выполняется за каждый месяц базового и регулируемого годов. 5.2.2 Для определения потерь электроэнергии от транзитных потоков электроэнергии от ЭСО и других собственников i-го месяца регулируемого года в базовом году используются: WУБ-П ЭСО i – условно-постоянные технические потери (расход) электроэнергии в оборудовании станций i-го месяца за базовый год (таблица П3.16.Б, столбцы 3-14, строка 1) записываются в таблицу П.3.17.А столбцы 4-15, строка 17; WНБ ЭСОi – нагрузочные технические потери (расход) электроэнергии в оборудовании станций i-го месяца за базовый год (таблица П3.16.Б, столбцы 3-14, строка 11) записываются в таблицу П.3.17.А столбцы 4-15, строка 18; Б – поступление электроэнергии на шины ЭС от граничащих со WЭС i станцией электросетевых организаций – транзит электроэнергии (таблица П3.17.А, столбцы 4-15, строка 4); Данные по базовому году записываются в соответствующие строки и столбцы таблицы П3.17.А. 5.2.3 Технические потери электроэнергии в абсолютном значении в i-м месяце базового года равен: Б Б Б Б WНПЭ (5.16) ЭСО i WТПЭ ЭСО i WУ П ЭСО i WН ЭСО i , Результат расчета записывается в (таблицу П3.17.А, столбцы 4-15, строка 16). 5.2.4 Технические потери электроэнергии в относительных единицах в базовом году равен: Б WТПЭ ЭСО i Б WНПЭ ЭСОi, % 100 % , (5.17) Б WЭС i Результат расчета записывается в (таблицу П3.17.А, столбцы 4-15, строка 19). 118 5.2.5 Для определения потерь электроэнергии от транзитных потоков электроэнергии от ЭСО и других собственников для ЭС в регулируемом году используются: WУБ-П ЭСО i – условно-постоянные технические потери (расход) электроэнергии в оборудовании станций i-го месяца за базовый год (таблица П.3.17.А столбцы 4-15, строка 17); WНБ ЭСОi – нагрузочные технические потери (расход) электроэнергии в оборудовании станций i-го месяца за базовый год (таблица П.3.17.А столбцы 4-15, строка 18); Р – ожидаемое поступление электроэнергии на шины станции от WЭС i граничащих со станцией электросетевых организаций из планового баланса электроэнергии по станции (далее – ЭСО) – транзит электроэнергии (таблица П3.17.Б, столбцы 4-15, строка 4). Данные по регулируемому году записываются в соответствующие строки столбцы 4-15 таблицы П3.17.Б. 5.2.6 Условно-постоянные потери электроэнергии в i-м месяце регулируемого года равны условно-постоянным потерям электроэнергии в iм месяце базового года: WУР-П i WУБ-П i . (5.18) Результат расчета записывается в (таблицу П3.17.Б, столбцы 4-15, строка 17). В случае изменения состава оборудования допускается изменение условно-постоянной составляющей потерь электроэнергии с предоставлением обосновывающих расчетов и подтверждающих изменение документов. 5.2.7 Нагрузочные технические потери электроэнергии в оборудовании станции i-го месяца регулируемого года определяются по формуле: 2 Р WЭС Р Б (5.19) WН ЭСО i WН ЭСО i Б i W ЭС i Результат расчета записывается в (таблицу П3.17.Б, столбцы 4-15, строка 18). 5.2.8 Технические потери электроэнергии в абсолютном значении в регулируемом году равен: Р Р Р WНПЭ (5.20) ЭСО i WУ П ЭСО i WН ЭСО i Результат расчета записывается в (таблицу П3.17.Б, столбцы 4-15, строки 16). 5.2.9 Технические потери электроэнергии в относительных единицах в регулируемом году равен: 119 Р WНПЭ ЭСОi, % WУРП ЭСО i WНР ЭСО i 100 % (5.21) Р WЭС i Результат расчета записывается в (таблицу П3.17.Б, столбцы 4-15, строка 19). ПРИЛОЖЕНИЕ 1 Классификация электростанций Основные виды электростанций: - тепловые (ТЭС), - гидравлические (ГЭС). Тепловые станции делятся на - теплофикационные (ТЭЦ), которые производят как электрическую, так и тепловую энергии и на которых установлены теплофикационные турбины с промышленным отбором пара, - конденсационные (КЭС, ГРЭС), которые производят только электрическую энергию. В зависимости от вида используемого топлива ТЭС бывают угольные, сжигающие тощий, бурый или каменный уголь, торфяные и газовые (мазутные). В зависимости от давления пара ТЭС бывают: - с турбинами на давление пара до 90 кгс/ см2, - с теплофикационными турбинами на давление пара 130 кгс/ см2, - с турбинами на давление пара 130-240 кгс/ см2. Различают блочные ТЭС, у которых основное оборудование связано в блок (котел – турбогенератор - трансформатор), и ТЭС с поперечными связями по пару. 120 ПРИЛОЖЕНИЕ 2 ТАБЛИЦЫ ПРЕДСТАВЛЕНИЯ ИСХОДНЫХ ДАННЫХ И РЕЗУЛЬТАТОВ РАСЧЕТА РАСХОДА ЭЛЕКТРОЭНЕРГИИ НА СОБСВЕННЫЕ, ХОЗЯЙСТВЕННЫЕ И ПРОИЗВОДСТВЕННЫЕ НУЖДЫ ЭС Таблица П2.1 - Характеристика тепловой электростанции № 1 2 3 4 Тип электростанции Наименование электростанции Установленная мощность, МВт Количество энергоблоков/агрегатов, шт. Вид топлива Таблица П2.2 -Состав основного оборудования ТЭС 1 Котлы Станц. № Тип Производит., т/ч Давление острого пара, кг/см2 Температура перегретого острого пара, оС 2 Турбины паровые Станц. № Тип Pном, МВт Давление свежего пара, кг/ см2 Температура свежего пара, оС n, об/мин 3 Турбины гидравлические Станц. № Тип Pном, МВт Pмах, МВт n, об/мин nразгон, об/мин Напор, м Расход расчетный, м3/с к.п.д., % 3Генератор Станц. № Тип Sном, МВА Pном, МВт Uном, кВ Iном, А Cos , о.е. к.п.д., % n, об/мин 4 Трансформаторы 4.1 Главные трансформаторы Станц. № Тип Sном, МВА 121 U2/U1, кB uk,,% Pk,% io, % Pх,% Гр. Соединения 4.2 Автотрансформаторы Станц. № Тип Sном, МВА U3/U2/U1, кB uk32 , uk31, uk21 % Pk,% io, % Pх,% 4.3 Трансформаторы собственных нужд Станц. № Тип Sном, МВА U2/U1, кB uk,,% Pk,% io, % Pх,% Гр. соединения 4.4 Резервные трансформаторы собственных нужд Станц. № Тип Sном, МВА U2/U1, кB uk,,% Pk,% io, % Pх,% Гр. соединения 122 Таблица П2.3 - Состав и паспортные данные электродвигателей и механизмов собственных нужд ТЭС Данные механизма № Станцип/п онный номер Наименование механизма Тип механизма Тип электродвигателя P Q* кВт 1 1 2 3 2 3 4 Данные электродвигателя Завод изготовитель 5 6 к.п.д. Завод изготови тель n т/ч % об/ (тыс. мин м3/ч) 7 8 9 10 КОТЕЛЬНОЕ ОТДЕЛЕНИЕ 11 P U I cos φ к.п.д. n кВт кB A о.е. % об/ мин 12 13 14 15 16 17 ТУРБИННОЕ ОТДЕЛЕНИЕ ТЕПЛОФИКАЦИОННЫЕ УСТАНОВКИ ОБЩЕСТАНЦИОННЫЕ УСТАНОВКИ ПИКОВЫЕ ВОДОГРЕЙНЫЕ КОТЛЫ Примечание. Q* – производительность механизмом, т/ч (для мельниц) или подача, тыс. м3/ч (для тягодутьевых механизмов) 123 Таблица П2.4 – Основные показатели энергоблоков ТЭС за ______(месяц) базового _____ год № 1 1 Наименование показателя 2 Установленная мощность 7 8 Вид топлива КОТЕЛЬНЫЙ ЦЕХ Выработка пара, Число часов работы котла Число растопок Средняя паровая нагрузка котла за год, ТУРБИННЫЙ ЦЕХ Выработка электроэнергии Отпуск тепла 9 10 11 Число часов работы турбогенератора Число пусков (нормированных/реальных) Средняя электрическая нагрузка за год, 12 Коэффициент использования установленной мощности Потери в трансформаторах собственных нужд Расход электроэнергии на собственные нужды 2 3 4 5 6 13 14 выработку электроэнергии, отпуск теплоэнергии, Размерность 3 МВт 1 № энергоагрегата / энергоблока 2 3 … 4 5 6 7 m n Всего по ТЭС т ч т/ч тыс. кВт ч тыс. Гкал ч МВт % тыс.кВт*ч тыс. кВт ч, % ( от п.7) тыс. кВт ч, % ( от п.7) тыс. кВт ч кВт ч/Гкал (от п.8) 124 Таблица П2.5– Основные показатели ТЭС по месяцам за _______ базовый год № Наименование показателя 1 1 2 Установленная мощность на ТЭС, 2 7 8 Вид топлива КОТЕЛЬНЫЙ ЦЕХ Выработка пара, Число часов работы котла Число растопок Средняя паровая нагрузка котла ТУРБИННЫЙ ЦЕХ Выработка электроэнергии Отпуск тепла за год 9 10 11 Число часов работы турбогенератора Число пусков (нормированных/реальных) Средняя электрическая нагрузка 12 Коэффициент использования установленной мощности Потери в трансформаторах собственных нужд Расход электроэнергии на собственные нужды 3 4 5 6 13 14 на выработку электроэнергии, на отпуск теплоэнергии, Размерность 3 МВт 01 02 03 04 05 Месяцы 06 07 08 09 10 11 12 За год всего 4 5 6 7 8 9 11 12 13 14 15 16 10 т ч т/ч Тыс. кВт ч Тыс. Гкал ч МВт % Тыс.кВт*ч тыс. кВт ч, % ( от п.7) тыс. кВт ч, % ( от п.7) тыс. кВт ч кВт ч/Гкал, (от п.8) 125 Таблица П2.6 - Измерение расхода электроэнергии на СН по показаниям счетчика электрооборудования СН по месяцам за базовый _____ год № 1 2 1 Наименование электрооборудова ния и № счетчика 2 Показания счетчика: на 0 ч 1-го числа текущего месяца на 0 ч 1-го числа истекшего месяца 3 Разность показаний счетчика за месяц 4 Коэффициент трансформации: тр-ра напряжения тр-ра тока 5 Коэффициент счетчика 6 Количество электроэнергии, учтенной счетчиком Размер ность 3 январь февраль март апрель май июнь июль август 4 5 6 7 8 9 10 11 сентябр ь 12 октябрь ноябрь декабрь за год 13 14 15 16 кВт•ч кВт•ч кВт•ч О.е. О.е. Об/с кВт•ч 126 Таблица П2.7 – Расчет расхода электроэнергии на электродвигатели разгрузки, хранения, топливоподачи и топливоприготовления энергоблока (энергоагрегата) ТЭС за ________(месяц) базового_____ года Номинальные данные электродвигателя № п.п Наименование механизма напряжение, кВ ток, А мощность, кВт к.п.д о.е. 1 1 2 2 3 4 5 6 N Всего, Cosφном, о.е. 7 Коэффици-ент загрузки, % 8 Число часов работы, ч Расход электроэнергии, кВт ч 9 10 WТПП 127 Таблица П2.8 – Расчет расхода электроэнергии на: оборудование котельной установки энергоблока (энергоагрегата) ТЭС за ________(месяц) базового______ года Номинальные данные электродвигателя № п.п Наименование механизма напряжение, кВ 1 2 3 ток, А мощность, кВт к.п.д. о.е.. Cosφном о.е. 4 5 6 7 А Механизмы по размолу и подаче угля в котел * Коэффициент загрузки, % Число часов работы, ч Расход электроэнергии кВт ч 8 9 10 1 2 N1 Всего ,WМ Б Тягодутьевые механизмы 1 N2 Всего WТД В Питательные и бустерные насосы 1 N3 Всего WПН Г Механизмы насосной группы механизмов 1 N4 Всего WН 128 1 2 3 4 5 6 7 8 Продолжение таблицы П2-7 9 Д Механизмы центрального пылезавода 1 N5 Всего WПЗ Всего по котельной установке, WКО Примечание: * механизмы мазутной насосной, если топливо - мазут Таблица П2.9- Расчет расход электроэнергии на оборудование турбинной установки энергоблока (энергоустановки) за _______(месяц) базового ____ года Номинальные данные электродвигателя № п.п Наименование механизма напряжение, кВ ток, А мощность, кВт к.п.д о.е.. 1 1 2 2 3 4 5 6 N Всего Cosφном, о.е. 7 Коэффициент загрузки, % Число часов работы, Ч Расход электроэнергии, кВт ч 8 9 10 , W Т, 129 Таблица П2.10 – Расчет расход электроэнергии на насосы охлаждения генератора энергоблока (энергоустановки) за ______ (месяц) базового ____ года: Номинальные данные электродвигателя № п.п Наименование механизма 1 1 2 2 ток, А 3 мощность, кВт 4 к.п.д о.е. 5 Коэффициент загрузки, % Число часов работы, ч Расход электроэнергии, кВт ч 6 7 8 N Всего WНГО Таблица П2.11 - Расчет потерь холостого хода трансформатора (ов) СН энергоблока (энергоустановки) за ______(месяц) базового____ года .. № п/п Станционное обозначение и номер Тип Мощность, МВА 1 2 3 4 Число часов работы трансформатора (автотрансформатора) в расчетном периоде 5 Uном, кВ U ср ВН, кВ Р хх, кВт W хх, кВт ч 6 7 8 9 1 n Всего 130 Таблица П2.12- Расчет нагрузочных потерь электроэнергии в двухобмоточном трансформаторе (ах) СН энергоблока (энергоустановки) за ______(месяц) базового____ года . № п/п 1 Станционное обозначение и номер Тип 2 3 Мощность, МВА 4 Uном, кВ Uвн Uнн 5 6 Р кз, кВт Rт, Ом Uср, кВ 7 8 10 Электрическая энергия, зафиксированная прибором учета, кВт ч 9 1 n всего Продолжение таблицы П2.12 № п/п Станционное обозначение и номер 1 2 Тип Мощность, МВА Pср, кВт Qср, квар Коэффициент формы графика, о.е. W н тр, кВт ч 3 4 11 12 13 14 n всего 131 Таблица П2.13 – Измерение расхода электроэнергии на оборудование СН напряжением 0,4 кВ энергоблка (электроустановки) по месяцам за базовый ________ год № 1 2 1 Станционный № трансформатора и № счетчика 2 Показания счетчика: на 0 ч 1-го числа текущего месяца на 0 ч 1-го числа истекшего месяца 3 Разность показаний счетчика за месяц 4 Коэффициент трансформации: тр-ра напряжения тр-ра тока 5 Коэффициент счетчика 6 Количество электроэнергии, учтенной счетчиком 7 n WЭДj j 1 8 Расход электроэнергии на оборудование СН энергоблока(энергоус тановки) Размер ность 3 январь февраль март апрель май июнь июль август 4 5 6 7 8 9 10 11 сентябр ь 12 октябрь ноябрь декабрь за год 13 14 15 16 кВт∙ч кВт∙ч кВт∙ч о.е. о.е. Об/с кВт∙ч кВт·ч кВт·ч 132 Таблица П2. 14 - Расчет расхода электроэнергии на оборудование СН теплофикационной установки энергоблока (энергоагрегата, ТЭЦ) за ______(месяц) базового____ года . Номинальные данные электродвигателя № п.п 1 1 2 Наименование механизма 2 ток, А 3 мощность, кВт 4 к.п.д, о.е. 5 Коэффициент загрузки, Число часов работы, Расход электроэнергии % ч кВт ч 6 7 8 3 N Всего W ТУ Таблица П2.15– Расход электроэнергии на СН установки пиковых водогрейных котлов ТЭЦ за ______(месяц) базового____ года Номинальные данные электродвигателя № п.п 1 1 2 Наименование механизма 2 ток, А 3 мощность, кВт 4 к.п.д, о.е. 5 Коэффициент загрузки, Число часов работы, Расход электроэнергии, кВт % ч кВт ч 6 7 8 3 n Всего Всего, WПВК\ 133 Таблица П2.16 - Расход электроэнергии на собственные нужды, тыс. кВтч , энергоблока (энергоустановки) КЭС за _______базовый год по месяцам № п. п. Месяц 1 1 Январь 2 Февраль 3 Март 4 Апрель 5 Май 6 Июнь 7 Июль 8 Август 9 Сентябрь 10 Октябрь 11 Ноябрь 12 13 Декабрь Всего за год Разгрузка, хранение, топливоподача, топливоприготовление 2 Котельная установка Турбинная установка Электроцех 3 4 5 Всего по блоку (энергоустановки) 6 Примечание: При использовании мазута в качестве основного топлива в таблицах П2.!: - П2.19 в столбце 2 записывают «Мазутная насосная» или «Мазутные насосы» 134 Таблица П2.17 – Суммарный расход электроэнергии на собственные нужды, тыс. кВтч , энергоблока (энергоустановки) ТЭЦ за _______базовый год по месяцам № п. п. Месяц 1 1 Январь 2 Февраль 3 Март 4 Апрель 5 Май 6 Июнь 7 Июль 8 Август 9 Сентябрь 10 Октябрь 11 Ноябрь 12 13 Декабрь Всего за год Разгрузка, хранение, топливоподача, топливоприготовление Котельная установка 2 3 Турбинная установка 4 Электроцех 5 Теплофикационные утановки 6 Пиковые водогрейные котлы 7 Всего по блоку (энергоустановки) производство электроэнергии 8 отпуск тепла 9 135 Таблица П2.18 Расход электроэнергии на собственные нужды, в % , на производство электроэнергии КЭС по энергоблокам (энергоустановкам) за _______(месяц) базового_____ года № п. п. № энергоблока (энергоагрегата) Разгрузка, хранение, топливоподача, топливоприготовление Котельная установка Турбинная установка Электроцех 1 2 3 4 5 Всего поблоку (энергоустановки) 6 1 2 3 4 N Всего по КЭС 136 Таблица П2.19 - Расход электроэнергии на собственные нужды, в относительных единицах, на производство электроэнергии и отпуск тепла, кВтч/Гкал, ТЭЦ по энергоблокам (энергоагрегатам) за ________ (месяц) базового ______года № п. п. № энергоблока (энергоагрегата) 1 Разгрузка, хранение, топливоподача, топливоприготовле ние Котельная установка 2 3 Турбинная установка 4 Электроцех 5 Теплофикационн ая установки 6 Пиковые водогрейные котлы 7 Всего по энергоблоку (энергоустановки) производство электроэнергии 8 отпуск тепла 9 1 2 3 4 N Всего по ТЭЦ 137 Таблица П2.20 – Измерение расхода электроэнергии на оборудование собственных нужд гидротехнических сооружений ГЭС по месяцам за ____базовый год № 1 2 1 Станционный № трансформатора и № счетчика 2 Показания счетчика: на 0 ч 1-го числа текущего месяца на 0 ч 1-го числа истекшего месяца 3 Разность показаний счетчика за месяц 4 Коэффициент трансформации: тр-ра напряжения тр-ра тока 5 Коэффициент счетчика 6 Расход электроэнергии оборудование СН Размер ность 3 январь февраль март апрель май июнь июль август 4 5 6 7 8 9 10 11 сентябр ь 12 октябрь ноябрь декабрь за год 13 14 15 16 кВт∙ч кВт∙ч кВт∙ч о.е. о.е. Об/с на кВт·ч 138 Таблица П2.21 – Измерение расхода электроэнергии на оборудование собственных нужд напорного бассейна ГЭС по месяцам за ____базовый год № 1 2 1 Станционный № трансформатора и № счетчика 2 Показания счетчика: на 0 ч 1-го числа текущего месяца на 0 ч 1-го числа истекшего месяца 3 Разность показаний счетчика за месяц 4 Коэффициент трансформации: тр-ра напряжения тр-ра тока 5 Коэффициент счетчика 6 Расход электроэнергии оборудование СН Размер ность 3 январь февраль март апрель май июнь июль август 4 5 6 7 8 9 10 11 сентябр ь 12 октябрь ноябрь декабрь за год 13 14 15 16 кВт∙ч кВт∙ч кВт∙ч о.е. о.е. Об/с на кВт·ч 139 Таблица П2.22 – Измерение расхода электроэнергии на оборудование собственных нужд здания ГЭС по месяцам за ____базовый год № 1 2 1 Станционный № трансформатора и № счетчика 2 Показания счетчика: на 0 ч 1-го числа текущего месяца на 0 ч 1-го числа истекшего месяца 3 Разность показаний счетчика за месяц 4 Коэффициент трансформации: тр-ра напряжения тр-ра тока 5 Коэффициент счетчика 6 Расход электроэнергии оборудование СН Размер ность 3 январь февраль март апрель май июнь июль август 4 5 6 7 8 9 10 11 сентябр ь 12 октябрь Ноябрь декабрь за год 13 14 15 16 кВт∙ч кВт∙ч кВт∙ч о.е. о.е. Об/с на кВт·ч 140 Таблица П2.23 - Расчет потерь холостого хода трансформаторов СН ГЭС № п/п Станционное обозначение и номер Тип Мощность, МВА 1 2 3 4 Число часов работы трансформатора (автотрансформатора) в расчетном периоде 5 Uном, кВ U ср ВН, кВ Р хх, кВт W хх, кВт ч 6 7 8 9 1 n Всего 141 Таблица П2.24- Расчет нагрузочных потерь электроэнергии в двухобмоточных трансформаторах СН ГЭС № Станционное Тип Мощность, Uном, кВ Электрическая Р кз, Rт, Ом Uср, кВ п/п обозначение и МВА энергия, кВт номер зафиксированная Uвн Uнн прибором учета, кВт ч 1 2 3 4 5 6 7 8 10 9 1 n всего Продолжение таблицы П2.24 № п/п Станционное обозначение и номер 1 2 Тип Мощность, МВА Pср, кВт Qср, квар Коэффициент формы графика, о.е. W н тр, кВт ч 3 4 11 12 13 14 n всего 142 Таблица П2.25 – Измерение расхода электроэнергии на потребители хозяйственных нужд, питаемых от отдельного трансформатора, по месяцам за ____(базовый) год № 1 2 1 Станционный № трансформатора и № счетчика 2 Показания счетчика: на 0 ч 1-го числа текущего месяца 3 на 0 ч 1-го числа истекшего месяца 4 Разность показаний счетчика за месяц 5 Коэффициент трансформации: тр-ра напряжения тр-ра тока 6 Коэффициент счетчика 7 Расход электроэнергии на оборудование ХН Размер ность 3 январь февраль март апрель май июнь июль август 4 5 6 7 8 9 10 11 сентябр ь 12 октябрь ноябрь декабрь за год 13 14 15 16 кВт∙ч кВт∙ч кВт∙ч о.е. о.е. Об/с кВт·ч 143 Таблица П2.26 – Измерение расхода электроэнергии на потребители хозяйственных нужд, питаемых от нескольких трансформаторов или секций шин СН за ________ (месяц) ____(базового) года 1 Станционный № трансформатора или секции шин СН и № счетчика 1 2 2 Показания счетчика: на 0 ч 1-го числа текущего месяца 3 на 0 ч 1-го числстекшего месяца 4 Разность показаний счетчика за месяц 5 Коэффициент трансформации: тр-ра напряжения тр-ра тока 6 Коэффициент счетчика 7 Расход электроэнергии на оборудование ХН 3 4 5 6 7 8 9 10 11 N Всего кВт∙ч кВт∙ч кВт∙ч о.е. о.е. Об/с кВт·ч 144 Таблица П2.27 – Измерение расхода электроэнергии на потребители производственных нужд, питаемых от отдельного трансформатора, по месяцам за ____(базовый) год № 1 2 1 Станционный № трансформатора и № счетчика 2 Показания счетчика: на 0 ч 1-го числа текущего месяца 3 на 0 ч 1-го числа истекшего месяца 4 Разность показаний счетчика за месяц 5 Коэффициент трансформации: тр-ра напряжения тр-ра тока 6 Коэффициент счетчика 7 Расход электроэнергии на оборудование ХН Размер ность 3 январь февраль март апрель май июнь июль август 4 5 6 7 8 9 10 11 сентябр ь 12 октябрь ноябрь декабрь за год 13 14 15 16 кВт∙ч кВт∙ч кВт∙ч о.е. о.е. Об/с кВт·ч 145 Таблица П2.28 – Измерение расхода электроэнергии на потребители производственных нужд, питаемых от нескольких трансформаторов или секций шин СН за ________ (месяц) ____г. (базового) года 1 Станционный № трансформатора или секции шин СН и № счетчика 1 2 2 Показания счетчика: на 0 ч 1-го числа текущего месяца 3 на 0 ч 1-го числстекшего месяца 4 Разность показаний счетчика за месяц 5 Коэффициент трансформации: тр-ра напряжения тр-ра тока 6 Коэффициент счетчика 7 Расход электроэнергии на оборудование ХН 3 4 5 6 7 8 9 10 11 N Всего кВт∙ч кВт∙ч кВт∙ч о.е. о.е. Об/с кВт·ч 146 Таблица П2.29 - Результаты расчета поправок на освоение энергооборудования № п. п. 1 2 № энергоблока (энергоустановки) 2 Расход электроэнергии на собственные нужды на производство на отпуск тепла, электроэнергии, кВт*ч/Гкал кВт*ч 3 4 Год освоения 5 Коэффициент поправки на освоение энергооборудован ия 6 Поправка на освоение энергооборудования на производство электроэнергии, кВт*ч 7 на отпуск тепла, кВт*ч/Гкал 8 3 N всего 147 Таблица П2.30 - Сводные данные расчета расхода электроэнергии на собственные нужды на производство электроэнергии, кВт•ч, и отпуск тепла, кВт ч/Гкал, энергоблоков (энергоагрегатов) за_________(месяц) _______(регулируемого) года с учетом изменений условий эксплуатации № 1 1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 Наименование показателей Единицы измерения 2 3 Расход электроэнергии на собственные нужды в базовом году Поправка на: Освоение электрооборудования Пуск электрооборудования по диспетчерскому графику Изменение средней электрической нагрузки по группам оборудования Изменение качества твердого топлива Изменение доли выработки электроэнергии по теплофикационному циклу Эксплуатационный допуск Ухудшение технического состояния оборудования при длительной эксплуатации Повышение экономичности оборудования вследствие реконструкции и модернизации Расход электроэнергии на собственные нужды в регулируемом году № энергоблоков (энергоагрегатов) 1 4 2 5 3 6 n … ВСЕГО по ТЭС N кВтч, кВт ч/Гкал кВт•ч кВт•ч кВт•ч кВт•ч., кВт ч/Гкал кВт•ч., кВт ч/Гкал кВт•ч., кВт ч/Гкал кВт•ч кВт•ч., кВт ч/Гкал кВт•ч., кВт ч/Гкал 148 Таблица П2.31 - Сводные данные расчета расхода электроэнергии на собственные нужды на производство электроэнергии, кВт•ч, и отпуск тепла, кВт ч/Гкал, электростанции на регулируемый год по месяцам с учетом изменений условий эксплуатации № п/п 1 1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 Наименование показателей 2 Расход электроэнергии на собственные нужды в базовом году Поправка на: Освоение электрооборудования Пуск электрооборудования по диспетчерскому графику Изменение средней электрической нагрузки по группам оборудования Изменение качества твердого топлива Изменение доли выработки электроэнергии по теплофикационному циклу Эксплуатационный допуск Ухудшение технического состояния оборудования при длительной эксплуатации Повышение экономичности оборудования вследствие реконструкции и модернизации Расход электроэнергии на собственные нужды в регулируемом году Единицы измерения 3 кВт•ч., кВт ч/Гкал Месяцы 01 4 02 5 03 6 04 7 05 8 06 9 07 10 08 11 09 12 10 13 11 14 12 15 ВСЕГО за год 16 кВт•ч кВт•ч кВт•ч кВт•ч., кВт ч/Гкал кВт•ч., кВт ч/Гкал кВт•ч., кВт ч/Гкал кВт•ч кВт•ч., кВт ч/Гкал кВт•ч., кВт ч/Гкал 149
