Documentos reglamentarios. Determinación de las cargas de diseño de la red eléctrica urbana de redes urbanas y empresas industriales.

CARGA ELÉCTRICA DE REDES 10(6) kV y CPU

2.4.1. Las cargas eléctricas calculadas de las redes urbanas de 10(6) kV se determinan multiplicando la suma de las cargas calculadas de los transformadores de las subestaciones transformadoras individuales conectadas a un elemento de red determinado (unidad central de suministro de energía, centro de distribución, líneas, etc.) por un coeficiente que tiene en cuenta la combinación de sus cargas máximas (coeficiente de participación en las cargas máximas), tomado según la tabla. 2.1.1. Se supone que el factor de potencia para líneas de 10(6) kV durante el período de carga máxima es 0,92 (factor de potencia reactiva 0,43).

2.4.2. Para redes eléctricas reconstruidas en áreas de desarrollo residencial preservado, en ausencia de cambios significativos en el grado de electrificación (por ejemplo, no se prevé una transición centralizada a la preparación eléctrica de alimentos), las cargas eléctricas calculadas se pueden tomar en base a datos reales. .

2.4.3. Las cargas de diseño en los buses de la CPU de 10(6) kV se determinan teniendo en cuenta la discrepancia entre las cargas máximas de los consumidores de las redes de distribución urbana y las redes de empresas industriales (alimentadas por la CPU a través de líneas independientes) multiplicando la suma de sus cargas de diseño por el coeficiente máximo de coincidencia tomado de la tabla. 2.4.2.

2.4.4. Para cálculos aproximados de las cargas eléctricas de la ciudad (distrito) durante el período estimado del concepto de desarrollo de la ciudad, se recomienda utilizar indicadores específicos agregados de acuerdo con la Tabla. 2.4.3.

Tabla 2.4.1.

transformadores (k y)

Notas:

1. Si la carga de las empresas industriales es inferior al 30% de la carga de los edificios públicos, el coeficiente para combinar las cargas máximas de los transformadores deberá tomarse como para los edificios públicos.

2. Los coeficientes para combinar las cargas máximas de los transformadores para valores intermedios de la composición de los consumidores se determinan mediante interpolación.

Tabla 2.4.2.

Coeficientes para combinar cargas máximas.

redes urbanas y empresas industriales

Notas:

1. El numerador muestra coeficientes para edificios residenciales con estufas eléctricas y el denominador muestra coeficientes para edificios residenciales con estufas de gas o combustible sólido.

2. Se deben tomar valores más pequeños de los coeficientes durante la carga máxima nocturna en presencia de empresas industriales con un modo de operación de un solo turno, valores más grandes, cuando todas las empresas tienen un modo de operación de dos o tres turnos. Si el modo de funcionamiento de las empresas es mixto, el coeficiente de combinación se determina mediante interpolación en proporción a su relación.

3. Si la relación entre la carga calculada de las empresas industriales y la carga total de la red de la ciudad es inferior a 0,2, el coeficiente combinado para los máximos de la mañana y la tarde debe considerarse igual a 1. Si esta relación es superior a 4, la el coeficiente combinado para el máximo de la mañana debe tomarse igual a 1; para el máximo nocturno, si todas las empresas tienen un turno - 0,25, si hay dos o tres turnos - 0,65.

Tabla 2.4.3.

Indicadores agregados de cálculos específicos.

carga de utilidad

Notas:

1. Los valores de cargas eléctricas específicas se dan para barras colectoras de CPU de 10(6) kV.

2. Si hay estufas de gas y eléctricas en el parque de viviendas de la ciudad (distrito), las cargas específicas se determinan por interpolación en proporción a su relación.

3. Para los distritos de la ciudad cuyo parque de viviendas esté equipado con estufas de combustible sólido o gas licuado, se introducen los siguientes coeficientes:

para una ciudad pequeña - 1,3;

para promedio - 1,05.

4. Los indicadores que figuran en la tabla tienen en cuenta las cargas de: edificios residenciales, edificios públicos (administrativos, educativos, científicos, médicos, comerciales, de entretenimiento, deportivos), servicios públicos, iluminación exterior, transporte eléctrico (sin metro), agua. sistemas de suministro y alcantarillado, sistemas de suministro de calor.

edificio i, - cargas de diseño de otros edificios suministrados por la línea, kW; k yi es el coeficiente de participación en las cargas eléctricas máximas de edificios públicos (locales) o edificios residenciales (apartamentos y receptores de energía) según la tabla. 2.3.1.
La carga de diseño también se puede determinar utilizando los indicadores específicos que figuran en el párrafo 2.2.2.
2.3.2. Carga eléctrica estimada ampliada del microdistrito (trimestre), R r.mr, kW, reducido a 0,4 kV de barras colectoras TP, se determina mediante la fórmula

R r.sr = ( R r.zh.d.ud + R salud general.ud) S 10-3 ,

Dónde R obsh.zh.ud - carga específica de edificios públicos de importancia de microdistrito, tomada para casas con estufas eléctricas - 2,6 W/m2, con estufas que utilizan combustible sólido o gaseoso - 2,3 W/m2; S- superficie total de edificios residenciales en el microdistrito (barrio), m2.
Las cargas consolidadas de edificios públicos de importancia de microdistrito tienen en cuenta establecimientos comerciales y de restauración pública, guarderías, escuelas, farmacias, puntos de distribución de cocinas lácteas, puntos de recepción y reparación, oficinas de mantenimiento de viviendas y otras instituciones de acuerdo con SNiP para la planificación y el desarrollo. de asentamientos urbanos y rurales.
Las cargas eléctricas de los edificios públicos de importancia regional y urbana, incluidas las instituciones médicas y las empresas de entretenimiento, se determinan adicionalmente de acuerdo con los párrafos. 2.2.2 y 2.3.1.
2.3.3. En cálculos aproximados, las cargas eléctricas de líneas (transformadores) mutuamente redundantes se pueden determinar multiplicando la suma de las cargas calculadas de las líneas (transformadores) por un factor de 0,9.

* Permitido su uso para el cálculo de cargas en barras colectoras de subestaciones transformadoras de 0,4 kV.

Tabla 2.3.1.

Tasas máximas de participación de carga

CARGA ELÉCTRICA DE REDES 10(6) kV y CPU

2.4.1. Las cargas eléctricas calculadas de las redes urbanas de 10(6) kV se determinan multiplicando la suma de las cargas calculadas de los transformadores de las subestaciones transformadoras individuales conectadas a un elemento de red determinado (unidad central de suministro de energía, centro de distribución, líneas, etc.) por un coeficiente que tiene en cuenta la combinación de sus cargas máximas (coeficiente de participación en las cargas máximas), tomado según la tabla. 2.1.1. Se supone que el factor de potencia para líneas de 10(6) kV durante el período de carga máxima es 0,92 (factor de potencia reactiva 0,43).
2.4.2. Para redes eléctricas reconstruidas en áreas de desarrollo residencial preservado, en ausencia de cambios significativos en el grado de electrificación (por ejemplo, no se prevé una transición centralizada a la preparación eléctrica de alimentos), las cargas eléctricas calculadas se pueden tomar en base a datos reales. .
2.4.3. Las cargas de diseño en los buses de la CPU de 10(6) kV se determinan teniendo en cuenta la discrepancia entre las cargas máximas de los consumidores de las redes de distribución urbana y las redes de empresas industriales (alimentadas por la CPU a través de líneas independientes) multiplicando la suma de sus cargas de diseño por el coeficiente máximo de coincidencia tomado de la tabla. 2.4.2.
2.4.4. Para cálculos aproximados de las cargas eléctricas de una ciudad (distrito) durante el período estimado del concepto de desarrollo de la ciudad, se recomienda utilizar indicadores específicos agregados de acuerdo con la Tabla. 2.4.3.

Tabla 2.4.1.

transformadores (k y)

Notas:

1. Si la carga de las empresas industriales es inferior al 30% de la carga de los edificios públicos, el coeficiente para combinar las cargas máximas de los transformadores deberá tomarse como para los edificios públicos.
2. Los coeficientes para combinar las cargas máximas de los transformadores para valores intermedios de la composición de los consumidores se determinan mediante interpolación.

Tabla 2.4.2.

Coeficientes para combinar cargas máximas.
redes urbanas y empresas industriales

Notas:

1. El numerador muestra coeficientes para edificios residenciales con estufas eléctricas y el denominador muestra coeficientes para edificios residenciales con estufas de gas o combustible sólido.
2. Se deben tomar valores más pequeños de los coeficientes durante la carga máxima nocturna en presencia de empresas industriales con un modo de funcionamiento de un solo turno, valores más grandes, cuando todas las empresas tienen un modo de funcionamiento de dos o tres turnos. Si el modo de funcionamiento de las empresas es mixto, el coeficiente de combinación se determina mediante interpolación en proporción a su relación.
3. Si la relación entre la carga calculada de las empresas industriales y la carga total de la red de la ciudad es inferior a 0,2, el coeficiente combinado para los máximos de la mañana y la tarde debe considerarse igual a 1. Si esta relación es superior a 4, la el coeficiente combinado para el máximo de la mañana debe tomarse igual a 1; para el máximo nocturno, si todas las empresas tienen un turno - 0,25, si hay dos o tres turnos - 0,65.

Tabla 2.4.3.

Indicadores agregados de cálculos específicos.
carga de utilidad

Notas:

1. Los valores de cargas eléctricas específicas se dan para barras colectoras de CPU de 10(6) kV.
2. Si hay estufas de gas y eléctricas en el parque de viviendas de la ciudad (distrito), las cargas específicas se determinan por interpolación en proporción a su relación.

El factor de carga del transformador con una curva de carga uniforme se determina a partir de la expresión  

Sin embargo, bajo condiciones de operación no siempre es posible regular la carga del transformador para obtener el factor de carga óptimo.  

Diagnóstico de transformadores. Uno de los componentes del sistema de diagnóstico puede ser un subsistema construido sobre la base de un modelo matemático de la capacidad de carga del transformador, que para su funcionamiento no requiere la instalación de sensores en el interior del transformador. Para su funcionamiento se requieren datos sobre la carga actual del transformador, su voltaje y temperatura ambiente. Además, se deben conocer las pérdidas en vacío y por cortocircuito, así como los valores calculados (nominales) del aumento de temperatura del devanado y del aceite en las capas superiores. Un subsistema de este tipo para evaluar el desgaste integral del aislamiento permite obtener continuamente datos sobre el grado de desgaste del aislamiento y predecir la vida útil del transformador. Esta información, combinada con comprobaciones rutinarias del rendimiento del aislamiento (resistencia de aislamiento, coeficiente de absorción, etc.), permite realizar las reparaciones necesarias según el grado real de desgaste del aislamiento del transformador. Actualmente se han establecido conexiones entre los gases liberados en el petróleo y los motivos de su aparición. Así, la liberación de hidrógeno indica la presencia de descargas parciales en el transformador, el acetileno indica la presencia de un arco eléctrico y chispas, el etileno indica un calentamiento local del aceite y del aislamiento de aceite y papel por encima de 873 K, el metano indica un calentamiento local del aislamiento. en el rango de 673... 873 K, etano - sobre el calentamiento local de aceite y aislamiento en el rango de 573...673 K, óxido y dióxido de carbono - sobre el envejecimiento y humectación del aceite y el aislamiento sólido, dióxido de carbono - sobre Calentamiento de aislamiento sólido. Además de estos gases, el aceite puede contener oxígeno (aire), cuya presencia indica una violación del sellado de los transformadores.  

Se puede ahorrar electricidad en el sistema de suministro de energía mediante el uso de pasatapas profundos de 35-110 kV y la construcción de una o más subestaciones con un voltaje primario de 35 PO kV cerca de los principales consumidores de energía. Al mismo tiempo, se reduce significativamente la longitud de las redes eléctricas de 6 y 10 kV, se elimina la necesidad de instalar transformadores de bloque de 10/6 kV y, como resultado, se reducen las pérdidas de electricidad. Además, la elección correcta del número y potencia de los transformadores en las subestaciones de taller excluye su funcionamiento con baja carga. El uso de conexiones entre subestaciones individuales elimina la necesidad de tener todas las subestaciones de los talleres encendidas durante la reducción de carga o para trabajos de reparación, iluminación eléctrica, etc. La comunicación entre las subestaciones individuales asegura la regulación de la carga de los transformadores, reduciendo el número de transformadores en funcionamiento y, Como resultado, se reducen las pérdidas de energía en las redes y se evita una disminución del factor de potencia. 10-1217 145  

La reducción de esta carga se puede lograr mediante la colocación adecuada del equipo y la selección de relaciones apropiadas del transformador de corriente. El valor óptimo de este coeficiente se encuentra en el rango de 400 1-800 1.  

El cálculo se realiza teniendo en cuenta los parámetros del transformador, las horas de uso y el grado de carga. El factor de carga se define como la relación entre la corriente de carga y la corriente nominal del transformador.  

El análisis de reservas para la reducción de pérdidas tecnológicas (técnicas) y el desarrollo de medidas para su implementación se realizan teniendo en cuenta los factores físicos que determinan estas pérdidas. Así, se sabe que las pérdidas de potencia activa en líneas eléctricas aéreas y de cable disminuyen con una reducción en la longitud de la red, una disminución en la carga (potencia transmitida), un aumento en el voltaje y un aumento en el factor de potencia de los consumidores eléctricos. instalaciones (ver Capítulo 26). La eficiencia de los transformadores depende de las pérdidas en el acero del núcleo (para cubrir el cual se gasta energía sin carga), el factor de carga del transformador, así como el factor de potencia (os f) al que opera el dispositivo. En este sentido es importante, por ejemplo, optimizar la carga de los transformadores en diferentes nodos de la red.  

Al optimizar el modo, se determinan los valores óptimos de todos los parámetros del modo de potencia reactiva, fuentes generadoras, relaciones de transformación de los transformadores, etc. El modo planificado debe ser aceptable, es decir. Deben cumplirse las condiciones de fiabilidad del suministro de energía y la calidad de la energía y, además, el modo más económico entre los permitidos. Al calcular los modos permitidos, las condiciones para la confiabilidad del suministro de energía y la calidad de la electricidad se tienen en cuenta en forma de restricciones de igualdad y desigualdad en los parámetros controlados del modo. El modo más económico es el de los modos admisibles, que asegura un mínimo de pérdidas de potencia activa y reactiva para una determinada carga de consumidor en cada momento.  

Como es sabido, al aumentar la tensión en la red, aumenta el consumo de energía reactiva y viceversa. Por lo tanto, a veces en la red que alimenta motores asíncronos descargados, se utiliza la reducción de voltaje cambiando las tomas de los transformadores. Se puede recurrir a esta medida solo en los casos en que el voltaje en la red sea excesivamente alto. Si este no es el caso, cuando las cargas de iluminación y energía se alimentan juntas, reducir el voltaje en la red para aumentar el factor de potencia conducirá a una disminución del voltaje en las lámparas, una disminución en su salida de luz y una disminución en la iluminación  

Características de la obra. Montaje de circuitos para pruebas complejas de equipos eléctricos y equipos eléctricos de diseño complejo. Ensayo, verificación de funcionamiento y toma de características técnicas de máquinas eléctricas complejas. Ensayos de equipos de alta tensión y transformadores de potencia con tensiones superiores a 10 kV y potencia superior a 560 kVA, generadores y motores DC. Medición de la relación de transformación, resistencia óhmica de los devanados, características de aislamiento por delante del grado de humedad, tangente de pérdida dieléctrica. Comprobación del funcionamiento de interruptores de tensión de transformadores con regulación de tensión bajo carga. Pruebas de equipos Realización de trabajos de montaje y reparación de equipos y equipos durante las pruebas.  

Características de la obra. Montaje completo de circuitos para pruebas complejas de equipos eléctricos y equipos eléctricos de diseño complejo. Ensayo, verificación de funcionamiento y toma de características técnicas de máquinas eléctricas complejas. Ensayos de equipos de alta tensión y transformadores de potencia con tensiones superiores a 10 kV y potencia superior a 560 kVA, generadores y motores DC. Medición de la relación de transformación, resistencia óhmica de los devanados, características de aislamiento por delante del grado de humedad, ángulo de pérdida dieléctrica. Comprobación del funcionamiento de interruptores de tensión de transformadores con regulación de tensión bajo carga. Pruebas de tensión de pulso de equipos. Inspección y prueba de componentes de equipos electrónicos. Realización de trabajos de montaje y reparación de equipos y equipos durante las pruebas. Debe conocer los conceptos básicos de ingeniería eléctrica, electromecánica y electrónica, el diseño de generadores y motores eléctricos complejos de corriente alterna y continua, transformadores de potencia y de instrumentos, el circuito eléctrico completo de una estación de pruebas o laboratorio, los circuitos de medición de instalaciones de pruebas industriales particularmente complejas. .  

La potencia pagada de los consumidores y su carga máxima están interconectadas. Lo más conveniente es cobrar la tarifa básica por la electricidad en función de la potencia eléctrica total conectada, bajo la cual se entiende la potencia de los transformadores reductores y los motores eléctricos de alto voltaje conectados directamente a las subestaciones de la empresa de suministro de energía. En este caso se facilita la verificación y la contabilidad, y los consumidores se esfuerzan por mejorar el factor de potencia os qp, ya que están interesados ​​en reducir la potencia conectada.  

Se entiende por declarada la potencia eléctrica media hora más alta del consumidor, coincidiendo con el periodo de carga máxima del sistema eléctrico. La potencia declarada caracteriza la participación del consumidor en la formación de la carga máxima combinada del sistema eléctrico. Se establece una tarifa adicional por 1 kWh por la energía eléctrica activa suministrada al consumidor, contabilizada por el contador del lado de tensión primaria del transformador principal del abonado. Si el contador se instala en el lado de tensión secundaria, se introduce un factor multiplicador de 1,025 (ya que en este caso no se tienen en cuenta las pérdidas en el propio transformador).  

En ausencia de registradores en las empresas, se utilizan los valores de las cargas promedio Рср, Q p y cuadrático medio Р, Q K, determinados para seleccionar la potencia de los transformadores de suministro de las empresas GPP con cargas muy variables en el diseño. escenario. Factores de corrección  

Determinar los factores de utilización y analizar el funcionamiento de una central eléctrica durante un mes, trimestre o año no es diferente de analizar el funcionamiento por día. Los mismos métodos son adecuados para determinar el uso de otras instalaciones de generación (calderas, motores, así como instalaciones de conversión y consumo), transformadores, motores eléctricos, etc. Todos los indicadores del uso del modo de funcionamiento y la carga se pueden representar claramente en el gráfico. (ver figura 8.1). Área del gráfico. ubicado debajo de la potencia directa instalada, representa en alguna escala la máxima generación eléctrica posible; el área del gráfico ubicado debajo de la curva de carga en la misma escala representa la generación eléctrica real; De hecho, el área de un rectángulo se mide por el producto de la base por la altura, es decir, kilovatios por hora. Esta es energía en kilovatios hora. El ratio de estas áreas caracteriza el uso de la capacidad instalada.  

El grado de carga del transformador durante el funcionamiento normal del circuito está determinado por la expresión:

En modo de operación de posemergencia:

, (26)

Dónde - valor nominal de la potencia del transformador, MVA;

- valor de potencia calculado para el devanado más cargado, MVA;

- número de transformadores.

En la central seleccionamos al menos dos transformadores.

Selección de la potencia del transformador de la central eléctrica. A.

Elegimos un transformador TDTN - 25000/220.

El número de transformadores es 3.

Elegir un transformador para una subestación. A.

Consideramos el devanado más cargado.

Elegimos un transformador TDTN - 40000/220.

El número de transformadores es 1, ya que para las categorías de consumidores II-III (como en este caso) se proporciona 1 transformador.

Comprobando el factor de carga:

La verificación muestra que este transformador satisface la condición del factor de carga.

V.

Consideramos el devanado más cargado.

Elegimos el transformador TDTN-25000/220.

Comprobando el factor de carga:

En modo postemergencia, el número de transformadores sigue siendo uno menos:

La verificación muestra que este transformador satisface la condición del factor de carga.

Elegir un transformador para una subestación de tracción. Con.

Seleccionar transformador TDTN-25000/220

El número de transformadores es 2.

Comprobando el factor de carga:

Resumimos las características del pasaporte para los tipos seleccionados de transformadores en la Tabla 3.

Tabla 3 - Características del pasaporte de los transformadores.

3. Determinación de cargas reducidas en subestaciones.

ACERCA DE
Determinamos los parámetros del circuito equivalente.

Fig.1. Circuito equivalente en forma de T del transformador.

Los parámetros del circuito equivalente del transformador se dan para el lado de alta tensión de 220 kV.

Calculemos los parámetros de la estación. A.

La resistencia activa está determinada por la fórmula:

Determinemos el voltaje de cortocircuito de cada devanado usando las fórmulas:

Determinemos la reactancia de los devanados.

Determinemos la conductividad activa.

Parámetros de circuitos equivalentes para transformadores de subestaciones. A y subestaciones de tracción b Y Con lo determinaremos mediante las fórmulas anteriores.

Los resultados del cálculo se muestran en la Tabla 3.

Determinemos todas las potencias y pérdidas de potencia en el circuito equivalente de los transformadores de la subestación.

R
es. 2. Diagrama de distribución de energía en el circuito equivalente.

Pongamos un ejemplo de cálculo de la capacidad de una estación. A en condiciones de máxima carga.

Determinemos la potencia al final del devanado de baja tensión:

Determinemos la pérdida de potencia en el devanado de bajo voltaje.

R T – resistencia activa del transformador.

En forma numérica, pérdidas de potencia:

Determinemos la potencia al inicio del devanado de baja tensión:

Determinemos la potencia al final del devanado de media tensión:

Determinemos las pérdidas de potencia en el devanado de media tensión:

Determinemos la potencia al comienzo del devanado de media tensión.

Determinemos la potencia al final del devanado de alto voltaje.

Determinemos la pérdida de potencia en el devanado de alto voltaje:

Determinemos la potencia al comienzo del devanado de alto voltaje.

Determinemos las pérdidas constantes en el transformador.

Potencia reducida del transformador

Las subestaciones de tracción “b”, “c” y la subestación “a” se calculan de manera similar utilizando las fórmulas (27) - (46) en los modos de carga máxima y mínima. Los resultados del cálculo se presentan en la Tabla 5.

Tabla 5 - Cargas dadas de subestaciones

Al calcular las cargas reducidas de las subestaciones, la resistencia activa de los transformadores es mucho menor que la resistencia reactiva de los devanados de AT y BT; el devanado de MT es una fuente de potencia reactiva. En el modo de funcionamiento mínimo de cargas, la energía suministrada por la central eléctrica es suficiente para alimentar a todos los consumidores y la energía restante se entrega al sistema de energía.

Encontrar la distribución preliminar de energía en la red para

condiciones de carga máxima.

Cortemos aproximadamente el circuito que se muestra en la Fig. 1 de acuerdo con la fuente de energía.

Arroz. 5 Esquema de cálculo.

Dónde - longitud total de toda la red, km;

Calculemos la potencia que fluye a lo largo de los hombros entre las cargas.

donde S pr i son las potencias reducidas de las correspondientes centrales eléctricas y subestaciones de tracción (MVA),

L i – longitudes de los tramos correspondientes, (km).

Los cálculos para otros modos se dan en la Tabla 5.

Capacidad de tramos de línea.

Tabla 5

Modo de carga máxima

Modo de carga mínima

Determinamos las corrientes que fluyen a través de las secciones del circuito.

(49)

donde Si es la potencia que fluye a través de la sección, (MVA);

U nom – tensión de alimentación, (V).

Determinamos las corrientes correspondientes a los tramos del circuito mediante la fórmula (49):

Tabla 8 - Cargas actuales de los tramos de línea

Solicitud
por orden del Ministerio de Energía de Rusia
de "___" ______ 2013 N_____

I. Disposiciones generales

1. Estas Directrices se han desarrollado de acuerdo con y determinan el procedimiento para determinar el grado de carga de los que ingresan a la red eléctrica nacional unificada (toda Rusia) después de la construcción, mediante el cual la organización para gestionar la red eléctrica nacional unificada (toda Rusia) ) red eléctrica y otros propietarios y propietarios legales de los objetos de la red eléctrica nacional unificada (de toda Rusia) proporciona servicios para la transmisión de energía eléctrica, y instalaciones de la red eléctrica, mediante cuyo uso servicios para la transmisión de energía eléctrica son proporcionados por las organizaciones territoriales de la red, así como el procedimiento para determinar y aplicar coeficientes de combinación de energía al determinar el grado de carga de las instalaciones de la red eléctrica puestas en servicio después de la construcción.

2. Estas pautas tienen como objetivo determinar el grado de carga de los (auto)transformadores de potencia con la clase de voltaje más baja, a la que los dispositivos receptores de energía están conectados directamente de la manera prescrita, 6 kV y más.

II. El procedimiento para determinar el grado de carga de las instalaciones de la red eléctrica puestas en servicio después de la construcción.

3. El grado de carga de las instalaciones de la red eléctrica puestas en servicio después de la construcción () se determina para cada (auto) transformador de potencia de acuerdo con la fórmula:

Dónde:

, MVA: la potencia de carga nominal requerida del (auto)transformador de potencia, determinada por las fórmulas (2)-(5);

, MVA: la potencia nominal real del (auto)transformador de potencia instalado, determinada teniendo en cuenta las observaciones de acuerdo con el pasaporte técnico del (auto)transformador de potencia.

4. Si se instala un transformador de potencia en la subestación, la potencia de carga nominal requerida de dicho transformador está determinada por la fórmula:

Dónde:

, MW: la suma de la potencia máxima de los dispositivos receptores de energía del consumidor con tipo de carga p, conectados de la manera prescrita a la subestación en la que está instalado el transformador de potencia evaluado, y la potencia máxima de los dispositivos receptores de energía del consumidor con tipo de carga p , para lo cual no se ha completado el trámite de conexión tecnológica a la subestación, pero se ha celebrado un acuerdo para la implementación de la conexión tecnológica a la subestación donde está instalado el transformador de potencia en evaluación. Los valores especificados se determinan de conformidad con lo aprobado (Colección de legislación de la Federación de Rusia, 2004, N 52, Art. 5525; 2007, N 14, Art. 1687; 2009, N 17, Art. 2088; Portal oficial de Internet de información legal http://www.pravo.gov.ru, 25 de noviembre de 2013);

- coeficiente para combinar el consumo máximo de energía eléctrica de los consumidores con la naturaleza de la carga p, determinado de acuerdo con la Sección III de estas Directrices;

- la suma de todos los dispositivos receptores de energía de los consumidores con todos los diferentes tipos de carga p, conectados o conectados a la subestación en la que está instalado el transformador de potencia evaluado;

- factor de potencia a carga máxima igual a 0,9;

, MW: el valor de la capacidad declarada de la organización de la red, tenido en cuenta en el balance previsto consolidado de producción y suministro de energía eléctrica (potencia) dentro del Sistema Energético Unificado de Rusia para las entidades constitutivas de la Federación de Rusia para el actual período regulatorio;

, MW: el valor de la capacidad declarada de la organización de la red, tenido en cuenta en el balance previsto consolidado de producción y suministro de energía eléctrica (potencia) dentro del Sistema Energético Unificado de Rusia para las entidades constitutivas de la Federación de Rusia para la regulación. período;

- coeficiente igual a la relación entre el valor de potencia nominal superior más cercano del (auto)transformador de potencia, presentado en la serie de potencia nominal, y el valor de potencia nominal obtenido de las fórmulas (2) a (5) sin tener en cuenta tal coeficiente, pero no más de 1,6 para un transformador de potencia y no más de 2 para un autotransformador de potencia.

5. Si se instala un autotransformador de potencia en la subestación, la potencia de carga nominal requerida de dicho autotransformador está determinada por la fórmula:

Dónde:

, MW: la suma de la potencia máxima de los dispositivos receptores de energía conectados de la manera prescrita a la subestación a través del devanado de bajo voltaje del autotransformador de potencia de la organización de la red, y la potencia máxima de los dispositivos receptores de energía para los cuales el procedimiento de conexión tecnológica hasta la subestación a través del devanado de baja tensión del autotransformador de potencia de la organización de la red no se ha completado, pero se concluyó un acuerdo sobre conexión tecnológica. Los valores especificados se determinan de acuerdo con las Reglas para el acceso no discriminatorio a los servicios para la transmisión de energía eléctrica y la prestación de estos servicios, aprobadas por Decreto del Gobierno de la Federación de Rusia del 27 de diciembre de 2004 N 861;

, kV - tensión nominal promedio del autotransformador de potencia;

, kV - alta tensión nominal del autotransformador de potencia.

6. Si se instalan dos o más transformadores de potencia en una subestación, la potencia de carga nominal requerida de cada transformador de potencia está determinada por la fórmula:

Dónde:

, MVA: la potencia nominal real del transformador de potencia estimado i, determinada teniendo en cuenta las observaciones según el pasaporte técnico o según la ficha de inventario del transformador de potencia;

, MVA: la suma de las potencias nominales reales, determinada teniendo en cuenta el reetiquetado de acuerdo con las hojas de datos técnicos o según las tarjetas de inventario de los transformadores de potencia instalados en la subestación, con excepción de la potencia nominal real más alta entre todos los transformadores de potencia instalados. en la subestación, excepto la que está siendo evaluada.

- número de transformadores de potencia en la subestación;

- coeficiente del grado permisible de sobrecarga del transformador de potencia, determinado de acuerdo con el Apéndice No. 1 de estas Directrices.

7. Si se instalan dos o más autotransformadores de potencia en una subestación, la potencia de carga nominal requerida de cada autotransformador de potencia está determinada por la fórmula:

Dónde:

, MVA: la potencia nominal real del autotransformador de potencia estimada i, determinada teniendo en cuenta el reetiquetado según el pasaporte técnico o según la ficha de inventario del autotransformador de potencia;

, MVA: la suma de las potencias nominales reales, determinada teniendo en cuenta el reetiquetado de acuerdo con los pasaportes técnicos o según las tarjetas de inventario de los autotransformadores de potencia instalados en la subestación, con la excepción de la potencia nominal real más alta entre todos los autotransformadores de potencia instalados en la subestación, excepto la que se está evaluando;

- número de autotransformadores de potencia en la subestación;

- coeficiente del grado admisible de sobrecarga del autotransformador de potencia, determinado de acuerdo con el Apéndice No. 1 de estas Directrices.

8. Si se determina el grado de carga de un (auto) transformador de potencia de una subestación, al cual los dispositivos receptores de energía de los consumidores de energía eléctrica (potencia) están conectados indirectamente a través de los (auto) transformadores de potencia de otra subestación de una red. organización, el valor de la potencia de carga nominal requerida de dicho (auto)transformador de potencia) del transformador, determinado por las fórmulas (2)-(5), aumenta en 1,1 veces.

III. El procedimiento para determinar y aplicar coeficientes para combinar el consumo máximo de energía eléctrica al determinar el grado de carga real y el grado de carga requerido por los consumidores de energía eléctrica (potencia).

9. Para calcular el grado de carga de los (auto)transformadores de potencia, los coeficientes para combinar el consumo máximo de energía eléctrica se determinan mediante la fórmula:

Dónde:

- coeficiente de desajuste de la carga máxima de las subestaciones para el j-ésimo nivel de tensión, determinado de conformidad con el Apéndice N° 2 de estas Directrices;

- coeficiente que tiene en cuenta la combinación de cargas máximas de los transformadores, determinado para los dispositivos receptores de energía conectados o conectados a un (auto) transformador de potencia, de acuerdo con el Apéndice No. 3 de estas Directrices.

- el producto en todos los niveles de tensión j, mediante el cual se conecta el correspondiente dispositivo receptor de energía del consumidor o se conecta al (auto)transformador de potencia evaluado.

La naturaleza de la carga se determina en la forma prevista, aprobada por Decreto del Gobierno de la Federación de Rusia del 27 de diciembre de 2004 N 861.

Apéndice N 1. Sobrecargas de emergencia permitidas para (auto)transformadores de potencia de varios sistemas de enfriamiento dependiendo de la temperatura (°C) del medio de enfriamiento (en fracciones de la corriente nominal)

Apéndice No. 1
a las Instrucciones Metodológicas

introducido después de la construcción
instalaciones de red eléctrica,
definición y aplicación
coeficientes de combinación
consumo eléctrico máximo
poder al determinar
niveles de carga

Sobrecargas de emergencia permitidas para (auto)transformadores de potencia de varios sistemas de refrigeración dependiendo de la temperatura (°C) del medio de refrigeración (en fracciones de la corriente nominal)

Dónde:

M - enfriamiento de aceite natural;

D - enfriamiento del aceite con explosión y circulación natural del aceite;

DC: enfriamiento de aceite con soplado y circulación forzada de aceite;

C - refrigeración aceite-agua con circulación forzada de aceite.

Anexo N 2. Coeficientes de desajuste de cargas máximas de subestaciones en función del voltaje.

Apéndice No. 2
a las Instrucciones Metodológicas
determinando el grado de carga
introducido después de la construcción
instalaciones de red eléctrica,
definición y aplicación
coeficientes de combinación
consumo eléctrico máximo
poder al determinar
niveles de carga

Coeficientes de desajuste entre cargas máximas de subestaciones en función de la tensión

Apéndice No. 3. Coeficientes teniendo en cuenta la combinación de cargas máximas del transformador dependiendo de la naturaleza de la carga de consumo.

Apéndice No. 3
a las Instrucciones Metodológicas
determinando el grado de carga
introducido después de la construcción
instalaciones de red eléctrica,
definición y aplicación
coeficientes de combinación
consumo eléctrico máximo
poder al determinar
niveles de carga

Coeficientes que tienen en cuenta la combinación de cargas máximas del transformador en función de la naturaleza de la carga de consumo.

Nota explicativa del proyecto de orden del Ministerio de Energía de Rusia "Sobre la aprobación de las Directrices para determinar el grado de carga de las instalaciones de la red eléctrica puestas en servicio después de la construcción, y para determinar y aplicar coeficientes para combinar el consumo máximo de energía eléctrica al determinar el grado de carga"

Estas directrices fueron preparadas por el Ministerio de Energía de Rusia de conformidad con las Resoluciones del Gobierno de la Federación de Rusia del 4 de mayo de 2012 N 442 “Sobre el funcionamiento de los mercados minoristas de electricidad, restricciones totales y (o) parciales al consumo de energía eléctrica. energía” y de 29 de diciembre de 2011 N 1178 “Sobre precios en el ámbito de los precios regulados (tarifas) en la industria eléctrica”.

Las directrices determinan el procedimiento para determinar el grado de carga de las instalaciones de la red eléctrica puestas en servicio después de la construcción que forman parte de la red eléctrica nacional unificada (toda Rusia), con cuyo uso la organización para gestionar la red eléctrica nacional unificada (toda Rusia) La red eléctrica y otros propietarios y propietarios legales de las instalaciones de las redes eléctricas nacionales unificadas (de toda Rusia) brindan servicios para la transmisión de energía eléctrica y las instalaciones de la red eléctrica, con cuyo uso se brindan los servicios para la transmisión de energía eléctrica. por los organismos territoriales de la red, así como el procedimiento para determinar y aplicar coeficientes de combinación del consumo máximo de energía eléctrica al determinar el grado de carga de las instalaciones de la red eléctrica puestas en servicio después de la construcción.

Estas pautas están destinadas a determinar el grado de carga de los (auto)transformadores de potencia con la clase de voltaje más baja, a la que los dispositivos receptores de energía están conectados directamente de la manera prescrita, 6 kV y más.

La adopción de estos cambios no requerirá un aumento en las obligaciones de gasto del presupuesto federal y de los presupuestos de otros niveles.

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