+7 (999) 330 - 30 -12
RusTechExpert@gmail.com
эксперты и специалисты по всей России
Заказать звонок
8 (800) 55-00-334
rustechexpert@gmail.com
эксперты и специалисты по всей России
ЗАКАЗАТЬ ЗВОНОК
Или вы можете позвонить нам сами
8 (800) 55-00-334

Расчет потерь электроэнергии при максимальной и фактической нагрузке в воздушной линии ВЛ-6 кВ, силовом трансформаторе и защитном электрооборудовании от коммутационных перенапряжений

Независимая электротехническая экспертиза потерь электроэнергии - это расчёт потерь электроэнергии в ЛЭП СИП 3х50 протяженностью 45м, трансформаторе ТМГ-160/10-У1 и ОПН в соответствии с Приказом Минэнерго РФ от 30 декабря 2008 г. N 326, ГОСТ 31946-2012 и др. НТД
Заказать экспертизу

Объекты исследования и материалы, представленные специалисту (эксперту) для производства экспертизы
1) Копия рабочего Проекта №<...> от <...> г. Электроснабжения здания механического цеха. Внешнее электроснабжение. Объект: Московская область, <...> .pdf на 101 листе;
2) Копия акта о выполнении технических условий №<...> от <...> г. в формате .pdf на 2 листах;
3) Копия акта допуска в эксплуатацию прибора учета электрической энергии №<...> от <...> г. в формате .pdf на 4 листах;
4)Копия первой страницы акта разграничения границ балансовой принадлежности сторон №<...> от <...> г. в формате .pdf на 1 листе;
5) Копия заявления <...> в АО «Мособлэнерго» о предоставлении сведений по расчету потерь электрической энергии от <...> г. в формате .pdf на 1 листе;
<...>

ПОСТАВЛЕННЫЕ ВОПРОСЫ НА НЕЗАВИСИМУЮ ЭЛЕКТРОТЕХНИЧЕСКУЮ ЭКСПЕРТИЗУ ОПРЕДЕЛЕНИЯ ПОТЕРЬ ПРИ МАКСИМАЛЬНОЙ И ФАКТИЧЕСКОЙ НАГРУЗКЕ

  • Вопрос №1:
    Определить потери электрической энергии (при максимальном и при фактическом уровне нагрузки потребителя) от границы балансовой принадлежности до места установки прибора учета потребителя за период с мая 2022 г по октябрь 2022 г.

МЕТОДЫ ЭКСПЕРТИЗЫ

Документальный
Аналитический
Математический
Общие теоретические сведения
Технологические потери электроэнергии при ее передаче по электрическим сетям включают в себя технические потери в линиях и оборудовании электрических сетей, обусловленных физическими процессами, происходящими при передаче электроэнергии в соответствии с техническими характеристиками и режимами работы линий и оборудования, с учетом расхода электроэнергии на собственные нужды подстанций и потери, обусловленные допустимыми погрешностями системы учета электроэнергии. Объем (количество) технологических потерь электроэнергии в целях определения норматива технологических потерь электроэнергии при ее передаче по электрическим сетям рассчитывается в соответствии с Методикой расчета технологических потерь электроэнергии при ее передаче по электрическим сетям в базовом периоде, являющейся приложением 1 к Инструкции по организации в Министерстве энергетики Российской Федерации работы по расчету и обоснованию нормативов технологических потерь электроэнергии при ее передаче по электрическим сетям (утв. приказом Минэнерго РФ от 30 декабря 2008 г. N 326) [1].
Технические потери электроэнергии в электрических сетях, возникающие при ее передаче по электрическим сетям, состоят из потерь, не зависящих от величины передаваемой мощности (нагрузки) - условно-постоянных потерь, и потерь, объем которых зависит от величины передаваемой мощности (нагрузки) - нагрузочных (переменных) потерь.
Потери, обусловленные допустимыми погрешностями системы учета, определяются в соответствии с приложением 1 к [1].
Расход электроэнергии на собственные нужды определяется в соответствии с приборами учета.
Условно-постоянные потери включают:
- потери на холостой ход силовых трансформаторов (автотрансформаторов);
- потери на корону в воздушных линиях (далее - ВЛ) 110 кВ и выше;
- потери в синхронных компенсаторах, батареях статических конденсаторов, статических тиристорных компенсаторах, шунтирующих реакторах (далее - ШР);
- потери в соединительных проводах и сборных шинах распределительных устройств подстанций (далее - СППС);
- потери в системе учета электроэнергии (трансформаторах тока (далее - ТТ), трансформаторах напряжения (далее - ТН), счетчиках и соединительных проводах);
- потери в вентильных разрядниках, ограничителях перенапряжений;
- потери в устройствах присоединений высокочастотной связи (далее - ВЧ связи);
- потери в изоляции кабелей;
- потери от токов утечки по изоляторам ВЛ;
- расход электроэнергии на собственные нужды (далее - СН) подстанций (далее - ПС);
- расход электроэнергии на плавку гололеда.
Нагрузочные потери электроэнергии включают в себя потери в:
- воздушных (ВЛ) и кабельных линиях (КЛ);
- трансформаторах (автотрансформаторах);
- шинопроводах;
- токоограничивающих реакторах.
Краткая характеристика электросетевого объекта
Задачей настоящего исследования является определение расчетного значения технологических потерь электроэнергии от границы балансовой принадлежности сетей абонента до точки учета электрической энергии.
Согласно Акту разграничения границ балансовой принадлежности сторон №<...> от <...> г. на балансе индивидуального предпринимателя <....> находится ВЛ-6 кВ от опоры №27 до РУ-6 кВ ТП-511, силовой трансформатор 160 кВА, трансформаторы тока 300/5, прибор учета, внутренние сети и внутреннее электрооборудование (рисунок 1). Границы балансовой принадлежности сторон установлены на контактных соединениях проводов ВЛ-6кВ от РП-71 фид. 3 и отходящей ВЛ-6кВ в сторону ТП-511 на опоре №27.
Рисунок 1 - Выдержка из акта разграничения границ балансовой принадлежности сторон №<....> от <...> г.
Согласно рабочему проекту №<...> от <...> г. трехфазный счетчик электроэнергии трансформаторного включения NP542.27T установлен на вводе 0,4 кВ силового трансформатора (рисунок 2).
Рисунок 2 - Выдержка из рабочего проекта №<....> от <...> г.
Согласно акту о выполнении технических условий №<...> от 12.08.2022 г. питающая линия от границы балансовой принадлежности до силового трансформатора ТП-511 выполнена проводом марки СИП 3х(1х50) длиной 45 м (рисунок 3). В соответствии с рабочим проектом используется провод 3хСИП-3 1х50.
Рисунок 3 - Выдержка из акта о выполнени технических условий №<....> от <...> г.
Таким образом, требуется определить потери электрической энергии, возникающие в воздушной ЛЭП 6 кВ длиной 45 м, и в силовом трансформаторе ТМГ-160/10-У1, установленном в ТП-511 (рисунок 4).
Рисунок 4 - Информационная табличка на силовом трансформаторе установленном в ТП-511
Также согласно акту о разграничении границ балансовой принадлежности и акту о выполнении технических условий источником питания для подстанции потребителя является ПС-587, РП-71, ф3., максимальная мощность электроустановок потребителя составляет 120 кВт, совокупная величина номинальной мощности присоединенных к электрической сети трансформаторов составляет 160 кВА
Исследование по поставленному вопросу
Расчет условно-постоянных потерь электроэнергии
В соответствии с [1] применительно к исследуемому объекту электросетевого хозяйства условно-постоянные потери электроэнергии включают:
- потери на холостой ход силовых трансформаторов (автотрансформаторов);
- потери в соединительных проводах и сборных шинах распределительных устройств подстанций;
- потери в системе учета электроэнергии (трансформаторах тока, счетчиках и соединительных проводах);
- потери в вентильных разрядниках, ограничителях перенапряжений.

Расчет потерь на холостой ход силовых трансформаторов
В соответствии с п. 2 приложения к [1] потери электроэнергии холостого хода (далее – XX) в силовом трансформаторе определяются на основе приведенных в паспортных данных оборудования потерь мощности холостого хода (ΔPx ), по формуле, кВт∙ч:
Поскольку в представленных на экспертизу материалах отсутствует технический паспорт на силовой трансформатор ТМГ-160/10-У1, установленный в ТП-511, в расчете потерь электроэнергии будут использованы данные с сайта завода-изготовителя ОАО «Электрощит», Московская область, г. Чехов [2]. Согласно [2] потери мощности холостого хода (ΔPx) для трансформаторов марки ТМГ-160/10-У1 составляют 0,37 кВт (см. рисунок 5).
Рисунок 5 - Параметры трансформаторов марки ТМГ-160-У1 завода АО «Электрощит», МО, г. Чехов [2]
Так как в представленных на экспертизу материалах отсутствует информация о режимах работы трансформатора, в расчете используется допущение, что в расчетном периоде напряжение на высшей стороне трансформатора соответствует номинальному – 6 кВ.
Продолжительность работы трансформатора в расчетных периодах составляет соответственно:
- в мае 2022 г. – 744 ч;
- в июне 2022 г. – 720 ч;
- в июле 2022 г. – 744 ч;
- в августе 2022 г. – 744 ч;
- в сентябре 2022 г. – 720 ч;
- в октябре 2022 г. – 744 ч;
- в среднем за месяц 2022 г. – 8760/12 = 730 ч.
Тогда потери холостого хода в силовом трансформаторе за май 2022 составят:
Результаты расчета потерь холостого хода в силовом трансформаторе за остальные месяцы приведены в таблице 1.
Таблица 1 - Расчетные потери холостого хода в силовом трансформаторе
Расчет потерь в соединительных проводах и сборных шинах распределительных устройств подстанции
В соответствии с [1, приложение 1, п.3] «потери электроэнергии в соединительных проводах и сборных шинах распределительных устройств ТП 6-20/0,4 кВ не рассчитываются», поскольку являются пренебрежимо малыми.

Расчет потерь в системе учета электроэнергии
В соответствии с актом допуска в эксплуатацию прибора учета электрической энергии №<...> от <...> г. в состав измерительного комплекса электрической энергии входит счетчик электрической энергии Матрица NP-542/24Т-4P5RLnI класса точности 0,5S и три трансформатора тока марки ТШП-0,66 класса точности 0,5.
Согласно [1, приложение 1, таблица 3] «потери электроэнергии в ТТ напряжением 0,4 кВ принимаются равными 0,05 тыс.кВт.ч/год», при этом «потери электроэнергии в ТТ и ТН включают потери в счетчиках, входящих в состав измерительных комплексов». Значения потерь, приведенные в таблице, соответствуют году с числом дней 365. При расчете потерь в високосном году применяется коэффициент к = 366/365. Поскольку расчетный год не является високосным, среднемесячные потери в системе учета электроэнергии составят:
Расчет потерь в вентильных разрядниках, ограничителях перенапряжений
В соответствии с рабочим проектом <...>, Лист 2 от <...> г. в электрической схеме от границы балансовой принадлежности до прибора учета электроэнергии предусмотрено 3 ограничителя перенапряжения ОПН-10 на стороне высшего напряжения 6 кВ и один ОПН-0,4 на стороне низшего напряжения 0,4 кВ (рисунок 6).
Рисунок 6 - Фрагмент однолинейной схемы из рабочего проекта
<...>, Лист 2 от <...> г.
В соответствии с [1, приложение 1, таблица 3] потери электроэнергии в ОПН 6 кВ составляют 0,001 тыс. кВт∙ч в год. Следовательно, среднемесячные в трех ОПН 6 кВ потери составят 3∙0,001/12=0,00025 тыс. кВт∙ч или 0,25 кВт∙ч. Потери электроэнергии в ОПН-0,4 кВ не рассчитываются. Поскольку величина потерь в ограничителях перенапряжения ничтожно мала, ею можно пренебречь.

Расчет нагрузочных потерь
Нагрузочные потери электроэнергии включают в себя потери в:
- воздушных (ВЛ) и кабельных линиях (КЛ);
- трансформаторах (автотрансформаторах);
- шинопроводах;
- токоограничивающих реакторах.
Учитывая перечень оборудования, находящийся на балансе потребителя, актуальным является расчет потерь только в первых трех элементах электрической сети.
Нагрузочные потери электроэнергии в каждом элементе электрических сетей могут быть рассчитаны одним из двух методов в зависимости от информационной обеспеченности (методы представлены в порядке понижения точности получаемых результатов расчета) [1]:
1) оперативных расчетов;
2) средних нагрузок.
Поскольку в представленных на экспертизу материалах отсутствует информация о значениях токовой нагрузки на различных интервалах времени, единственно доступным расчетным методом является метод средних нагрузок.
Согласно данному методу нагрузочные потери электроэнергии в ВЛ, КЛ, шинопроводе или двухобмоточном трансформаторе за требуемый период времени определяются по формуле:
где ΔРср– потери мощности в ВЛ, КЛ, шинопроводе или двухобмоточном трансформаторе при средних за расчетный период нагрузках, кВт, определяемые по формуле:
k2ф– квадрат коэффициента формы графика за базовый 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.
WТ - электроэнергия в узле за расчетный период Т, кВт∙ч.
Коэффициент формы графика определяется по формуле:
где kз  ­– коэффициент заполнения графика.
Коэффициент заполнения графика может быть определен по формуле:
где Рср – средняя активная мощность за расчетный период, кВт;
Рmax – максимальная мощность потребителя, кВт, в соответствии с Актом о выполнении технических условий №<...> от <...> г. максимальная мощность потребителя составляет 120 кВт.
В случае, если средняя активная мощность равна максимальной мощности потребителя, коэффициент заполнения графика kз будет равен 1. Тогда k2ф также составит 1.
При отсутствии данных о коэффициенте заполнения графика нагрузки kз допускается принимать его равным 0,5 (каким он принят в расчете, выполненном АО «Мособлэнерго» в письме №684 от <...> г.). Тогда k2ф составит 1,333.
Нагрузочные потери мощности при средних за базовый период нагрузках в ВЛ, КЛ, шинопроводе или двухобмоточном трансформаторе определяются по формуле:
где Iср – среднее значение токовой нагрузки, А, определяемое по формуле:
R – активное сопротивление ВЛ, КЛ, шинопровода или двухобмоточного трансформатора, Ом.
Uср   ­– среднее напряжение элемента за расчетный период Т, кВ, при отсутствии информации о среднем значении напряжения, принимается равным номинальному (6 кВ);
cosφ ­– коэффициент мощности.
Коэффициент мощности cosφ зависит от характера подключенных электроприемников. За расчетный коэффициент мощности примем значение, используемое в расчете АО «Мосэнергосбыт» в письме №684 от <...> г. – 0,825.
        При расчете нагрузочных потерь в силовых трансформаторах и шинах трансформаторной подстанции в качестве электроэнергии в узле за расчетный период Т (WТ) будут приняты соответствующие расходы электроэнергии по прибору учета Матрица NP-543.24T-4P5RLnI, зав. №<...> в соответствии с актами приема-передачи электроэнергии за май – октябрь 2022 г. (см. таблицу 2). При максимальной нагрузке потребителя 120 кВт среднемесячный расход электроэнергии составит 120∙730=87600 кВт∙ч.
Таблица 2 - Расход электроэнергии потребителем по данным актов приема-передачи электроэнергии
Расчет нагрузочных потерь в силовых трансформаторах
Согласно [1] активное сопротивление двухобмоточного трехфазного трансформатора определяется по формуле:
где ΔPкз– потери мощности короткого замыкания, которые в соответствии данными рисунка 5 для трансформаторов марки ТМГ-160/10-У1 с со схемой соединения обмоток Y/Yн-0 составляют 2,65 кВт;
UВ ном – номинальное напряжение высшей обмотки (6 кВ);
Sном – номинальная мощность трехфазного трансформатора (0,160 МВА).
Расчетное значение активного сопротивления одной фазы силового трансформатора составит:
Согласно данным таблицы 2 определим средние значения тока за май 2022 г.:
Результаты расчета средних токовых нагрузок за остальные месяцы приведены в таблице 3.
Таблица 3 - Расчет средних значений токовой нагрузки
Средние нагрузочные потери мощности в трансформаторе за май 2022 г. составят:
Результаты расчета средних потерь мощности за остальные месяцы приведены в таблице 4.
Таблица 4 - Расчет нагрузочных потерь мощности в силовом трансформаторе
Нагрузочные потери электроэнергии в силовом трансформаторе за май 2022 г. составят:
Результаты расчета нагрузочных потерь электроэнергии в силовом трансформаторе за остальные месяцы приведены в таблице 5.
Таблица 5 – Расчет нагрузочных потерь электроэнергии в силовом трансформаторе
Таблица 5 – Расчет нагрузочных потерь электроэнергии в силовом трансформаторе
Нагрузочные потери электроэнергии в силовом трансформаторе при максимальной нагрузке потребителя составят:

Расчет нагрузочных потерь в шинах трансформаторной подстанции

Нагрузочные потери в шинах трансформаторной подстанции ничтожно малы, поэтому ими в расчете можно пренебречь.

Расчет нагрузочных потерь в воздушных линиях
Как было установлено воздушная линия о границы балансовой принадлежности до ТП-511 выполнена проводом 3хСИП-3 1х50 и имеет длину 45 м.
Активное сопротивление воздушной линии определяется по формуле:
где r020– удельное активное сопротивление на 1 км провода при его температуре 20℃, Ом/км;
L – длина линии, км;
Θ – средняя температура провода за базовый период, ℃;
nц– количество параллельных цепей, шт.
Согласно ГОСТ 31946-2012 [3], ГОСТ 22483-2021 [4] и ТУ 16-705.500-2006 [5] активное сопротивление токопроводящей жилы самонесущего изолированного провода сечением 50 мм2 при температуре 20℃ составляет 0,641 Ом/км.
Расчетная длина линии L=0,045 км.
За среднюю расчетную температуру провода за базовый период Θ примем 20℃.
Количество параллельных цепей nц= 1.
Тогда активное сопротивление каждой фазы воздушной линии 6 кВ от границы балансовой принадлежности до ТП-511 составит:
С учетом средних значений тока нагрузки из таблицы 3 средние нагрузочные потери мощности в воздушной линии 6кВ за май 2022 г. составят:
Результаты расчета средних потерь мощности за остальные месяцы приведены в таблице 6.
Таблица 6 – Расчет нагрузочных потерь мощности в воздушной линии
Нагрузочные потери электроэнергии в воздушной линии от границы балансовой принадлежности до ТП-511 за май 2022 г. составят:
Результаты расчета нагрузочных потерь электроэнергии в ВЛ за остальные месяцы приведены в таблице 7.
Таблица 7 – Расчет нагрузочных потерь электроэнергии в воздушной линии
Нагрузочные потери электроэнергии в воздушной линии при максимальной нагрузке потребителя составят:
Суммарные потери электроэнергии от границы балансовой принадлежности до точки учета электроэнергии за расчетный период времени и при максимальной нагрузке потребителя приведены в таблице 8.
Таблица 8 – Результаты расчета технологических потерь электроэнергии от границы балансовой принадлежности до точки учета электроэнергии
В текстовом выражении результаты расчета потерь можно представить следующим образом:
- в мае 2022 г.:            276,6 кВт∙ч + 0,63%;
- в июне 2022 г.:         267,6 кВт∙ч + 0,74%;
- в июле 2022 г.:          276,6 кВт∙ч + 0,36%;
- в августе 2022 г.:      276,6 кВт∙ч + 1,04%;
- в сентябре 2022 г.:   267,6 кВт∙ч + 0,61%;
- в октябре 2022 г.:     276,6 кВт∙ч + 0,57%;
- в среднем за расчетный период:
271,6 кВт∙ч + 0,72%;
- при использовании потребителем максимальной мощности:
271,6 кВт∙ч + 1,82%.
ЭКСПЕРТ-ЦЕНТР

Возникла необходимость в электротехнической экспертизе?
Получите бесплатную консультацию у эксперта в области электротехники и электроэнергетики

Характеристика исследуемого объекта электросетевого хозяйства
Из поставленного на исследование вопроса следует, что исследованию подлежат потери электроэнергии в ЛЭП ВЛ-6кВ Воздушная, протяженностью 3 674 м.
Из актов об осуществлении технологического присоединения от 05.08.2021 г. №№1/21, 2/21, 3/21, 4/21, 5/21, 6/21, 7/21, 8/21, 9/21, 10/21, 11/21, 23/21 в материалах дела следует, что ЛЭП 6 кВ Воздушная присоединена к источнику питания ПНС №1, фидер-20 (рисунок 1).
Из справки «Расчет потерь электроэнергии на участке электросети от точки поставки электроэнергии до расчетного средства учета» в материалах дела следует, что линия ВЛ, присоединенная к ПНС №1, ф.20, выполнена проводом марки АС-70 (рисунок 2), при этом указанная длина линии (12,051 км) не совпадает с длиной, указанной в поставленном на исследование вопросе. При расчетах эксперт руководствуется длиной линии, указанной в определении суда.

Рисунок 1 - Выдержка из акта об осуществлении технологического присоединения от 05.08.2021 г. №1/21
Рисунок 2 - Фрагмент справки «Расчет потерь электроэнергии на участке электросети от точки поставки электроэнергии до расчетного средства учета» в материалах дела
Формирование исходных данных для расчета
Согласно таблице А.4 ГОСТ 839-2019 [3], удельное активное сопротивление (r020 ) на 1 км провода марки АС-70/11 при его температуре 20°С составляет 0,4218 Ом/км, для провода марки АС-70/72 – 0,4194 Ом/км. Второе численное значение в обозначении марки провода определяет сечение стального сердечника. Поскольку в материалах дела отсутствует информация о сечении сердечника, к расчету примем провод с большим удельным сопротивлением АС-70/11.
Расчетная длина линии (L) составляет 3,674 км.
Ввиду отсутствия данных о средней температуре провода за расчетный период (Θ), она принимается равной 20°С.
Количество параллельных цепей nц=1.
Среднее напряжение элемента (Uср) за расчетный период Т принимается равным номинальному 6кВ.
Коэффициент реактивной мощности (tgφ) при отсутствии данных принимается равным 0,6.
Электроэнергия в узле (WТ) за расчетный период март-апрель 2022 года определяется по показаниям прибора учета электрической энергии, установленного в точке присоединения линии ВЛ-6 кВ Воздушная к источнику питания. Согласно приложению №2 к Договору энергоснабжения №<...> от 01.09.2021 г. (рисунок 3) в точке поставки установлен измерительный комплекс учета электроэнергии, включающий счетчик электрической энергии МИР С-1 (№<...>), трансформаторы тока ТПОЛ-10У3 (№<...> и №<...>) с коэффициентами трансформации kтт=40 и трансформаторы напряжения ЗНОЛ-НТЗ-6 (№<...> и №<...>) с коэффициентами трансформации kтн=60. Таким образом, общий расчетный коэффициент счетчика составляет 40*60=2400.

Рисунок 3 - Фрагмент приложения №2 к Договору энергоснабжения
№ЭЭ0303-05843 от 01.09.2021 г.
Согласно расшифровке расчетов натуральных объемов за март 2022 года (рисунок 4) показания прибора учета МИР С-1 №<...> на начало марта 2022 года составили 15995,84, на конец марта 2022 года – 16042,52. С учетом расчетного коэффициента 2400 расход электроэнергии по счетчику за март 2022 года составил (16042,52 – 15995,84)×2400 = 112 032 кВт∙ч.
Согласно расшифровке расчетов натуральных объемов за апрель 2022 года (рисунок 5) показания прибора учета МИР С-1 №<...> на начало апреля 2022 года составили 16042,52, на конец апреля 2022 года – 16046,85. С учетом расчетного коэффициента 2400 расход электроэнергии по счетчику за март 2022 года составил (16046,85 – 16042,52)×2400 = 10 392 кВт∙ч.
Рисунок 4 - Расшифровка расчетов натуральных объемов за март 2022
Рисунок 5 - Расшифровка расчетов натуральных объемов за апрель 2022
Число часов (Т) в марте 2022 года составляет 744 ч, в апреле 2022 года – 720 ч.
Ввиду отсутствия информации о максимальной мощности потребителя в расчетных периодах, коэффициент заполнения графика  ­принимается равным 0,5.
Коэффициент (kK), учитывающий различие конфигураций графиков активной и реактивной нагрузки принимается равным 0,99.
Сведем исходные данные для расчета в таблицу 1
Таблица 1 - Исходные данные для расчета
Расчет технологических потерь электроэнергии
Условно-постоянные потери
1) Потери от токов утечки по изоляторам ВЛ
При отсутствии данных о продолжительностях различных погодных условий годовые потери электроэнергии от токов утечки по изоляторам ВЛ принимаются по данным таблицы 8 из [1] (см. рисунок 6), с учетом напряжения линии и номера региона в соответствии с таблицей 6 из [1] (рисунок 7).
Рисунок 6 - Удельные годовые потери электроэнергии от токов утечки по изоляторам ВЛ (таблица 8 из [1])
Рисунок 7 - Распределение субъектов Российской Федерации по регионам в соответствии с [1]
Таким образом, удельные годовые потери электроэнергии от токов утечки по изоляторам ВЛ составляют 0,22 тыс. кВт∙ч/км или 220 кВт∙ч/км. При длине линии 3,674 км абсолютные годовые потери в линии ВЛ-6 кВ Воздушная составят 220×3,674=808,28 кВт∙ч. Тогда среднесуточные потери составят 808,28/365=2,21 кВт∙ч. С учетом количества дней в расчетном периоде получим следующие расчетные потери от токов утечки по изоляторам ВЛ:
с 1 по 4 марта 2022: 2,21×4=8,84 кВт∙ч;
с 5 по 31 марта 2022: 2,21×27=59,67 кВт∙ч;
в апреле 2022: 2,21×30=66,3 кВт∙ч;
с 5 марта по 30 апреля 2022: 2,21×57=125,97 кВт∙ч.

2) Расход электроэнергии на плавку гололеда
При отсутствии приборов учета, установленных на устройствах плавки гололеда, допускается использование данных таблицы 9 из [1] (см. рисунок 8) в зависимости от района расположения ВЛ по гололеду. Город Орск относится к 4 району по гололеду. Следует заметить, что согласно открытым источникам с архивами погоды в сети интернет [4], в апреле 2022 года в городе Орске наблюдалась стабильная плюсовая температура, как в дневное, так и в ночное время, что препятствует образованию гололеда, в отличие от марта 2022 года. В связи с этим расход на плавку гололеда будет определен только для марта 2022 года.
Удельный расход на плавку гололеда для ВЛ-6кВ Воздушная составляет 0,044 тыс.кВт∙ч/км или 44 кВт∙ч/км в год. При длине линии 3,674 км абсолютный годовой расход на плавку гололеда составит 44×3,674=161,656 кВт∙ч. Тогда среднесуточные потери составят 161,656/365=0,442 кВт∙ч. С учетом количества дней в расчетном периоде получим следующие расчетные расходы на плавку гололеда:
с 1 по 4 марта 2022: 0,442×4=1,768 кВт∙ч;
с 5 по 31 марта 2022: 0,442×27=11,934 кВт∙ч;
в апреле 2022: 0,442×0=0 кВт∙ч;
с 5 марта по 30 апреля 2022: 0,442×27+0,442×0=11,934 кВт∙ч.

Суммарные условно постоянные потери составят:
с 1 по 4 марта 2022: 8,84+1,768 = 10,608 кВт∙ч;
с 5 марта по 30 апреля 2022: 125,97+11,934 = 137,904 кВт∙ч.
Рисунок 8 - Удельный расход электроэнергии на плавку гололеда в соответствии с таблицей 9 из [1]
Нагрузочные потери
Активное сопротивление воздушной линии составляет:
Средняя активная мощность составляет:
Нагрузочные потери мощности при средних за расчетный период нагрузках в ВЛ в составляют:
Коэффициент формы графика составляет:
Нагрузочные потери составляют:
Определение стоимости технологических потерь электроэнергии
В соответствии со счет-фактурами №0013580/0303 от 31.03.2022 г. и №0018308/0303 от 30.04.2022 г. (см. рисунки 9, 10), цена (тариф) за единицу измерения по договору энергоснабжения №ЭЭ0303-05843 от 01.09.2021 в марте 2022 года составляла 5,63095 рублей за кВт∙ч, а в апреле 2022 года – 5,66028 рублей за кВт∙ч.
Тогда в соответствии с результатами расчета объемов потерь электрической энергии в расчетном периоде из таблицы 2 получим следующую стоимость потерь электрической энергии:
с 1 по 4 марта 2022 года: 179×5,63095 = 1007,94 рублей;
с 5 марта по 30 апреля 2022 года: 1206×5,63095+77×5,66028=7226,77 рублей.

ОТВЕТЫ НА ВОПРОСЫ
НЕЗАВИСИМОЙ ЭЛЕКТРОТЕХНИЧЕСКОЙ ЭКСПЕРТИЗЫ ОПРЕДЕЛЕНИЯ ПОТЕРЬ ПРИ МАКСИМАЛЬНОЙ И ФАКТИЧЕСКОЙ НАГРУЗКЕ

  • Вопрос №1
    Определить потери электрической энергии (при максимальном и при фактическом уровне нагрузки потребителя) от границы балансовой принадлежности до места установки прибора учета потребителя за период с мая 2022 г по октябрь 2022 г.
    Ответ на вопрос №1
    Расчетные технологические потери электроэнергии в сетях потребителя от границы балансовой принадлежности до места установки прибора учета потребителя за расчетный период составили:
    - в мае 2022 г.:           276,6 кВт∙ч + 0,63%;
    - в июне 2022 г.:        267,6 кВт∙ч + 0,74%;
    - в июле 2022 г.:        276,6 кВт∙ч + 0,36%;
    - в августе 2022 г.:    276,6 кВт∙ч + 1,04%;
    - в сентябре 2022 г.:  267,6 кВт∙ч + 0,61%;
    - в октябре 2022 г.:    276,6 кВт∙ч + 0,57%;
    - в среднем за расчетный период:
    271,6 кВт∙ч + 0,72%;
    - при использовании потребителем максимальной мощности:
    271,6 кВт∙ч + 1,82%.

Вопросы и ответы

ЭКСПЕРТ-ЦЕНТР

ДРУГИЕ НАШИ ЭКСПЕРТИЗЫ

    ЭКСПЕРТ-ЦЕНТР

    Возникла необходимость в электротехнической экспертизе?
    Получите бесплатную консультацию у эксперта в области электротехники и электроэнергетики