Перечень потребителей РЭС-2, данные об отпуске электроэнергии в линии 35-10 кВ. Программные средства расчета, нормирования потерь. Расчет технических потерь электроэнергии в РЭС-2. Меры защиты от поражения электрическим током, пожарная безопасность в ЭВЦ.
При низкой оригинальности работы "Расчет электрических потерь в сетях Олонецкой РЭС-2 и разработка мероприятий по их снижению", Вы можете повысить уникальность этой работы до 80-100%
Расчета и анализа фактических небалансов электроэнергии в электрических сетях, выявления и локализации коммерческой составляющей потерь, разработки и внедрения мероприятий по совершенствованию учета электроэнергии; Отпуск электроэнергии в сеть 0,4 КВ, определенный по показаниям счетчиков электроэнергии, установленных на стороне 0,4 КВ ТП 6(10)/0,4 КВ или на головных участках линий 0,38 КВ, или, определенный расчетным путем с использованием информации об отпуске электроэнергии в сеть 6 (10) КВ и технических потерь в этой сети. Комплекс программ РТП 3 предназначен для расчета режимных параметров, технических потерь мощности и электроэнергии, нормативных потерь в электрических сетях 0,38-220 КВ, а также для расчета допустимых и фактических небалансов, количества неучтенной электроэнергии в сети. Комплекс предназначен для расчета всех составляющих детальной структуры технологических потерь мощности и электроэнергии в электрических сетях, нормативного расхода электроэнергии на собственные нужды подстанций, фактических и допустимых небалансов электроэнергии на энергообъектах, а также нормативных характеристик потерь мощности и электроэнергии. РОСП, предназначенной для расчета технических потерь в оборудовании сетей и подстанций - трансформаторах собственных нужд, синхронных компенсаторах, батареях конденсаторов, шунтирующих и токоограничивающих реакторах, измерительных трансформаторах и счетчиках прямого включения, устройствах присоединения ВЧ-связи, потерь от токов утечки по изоляторам воздушных линий и потерь в изоляции кабельных линий, а также для расчета нормативного расхода электроэнергии на собственные нужды подстанций;Дипломный проект «Расчет электрических потерь в сетях Олонецкой РЭС-2 и разработка мероприятий по их снижению» выполнен на основе данных предоставленных ОАО «Карельская энергосбытовая компания» и ОАО «Карелэнерго». Во втором - представлена побробная информация об оборудовании и потребителях на основе схемы нормального режима распределительных сетей Олонецкой РЭС-2 Южно-Карельские электрические сети. В третьем разделе рассмотрены методики расчета потерь электроэнергии: 1. метод средних нагрузок; В последнее время идет активная компьютеризация рабочих мест, появляются новые программные комплексы, предназначенные непосредственно для расчета потерь в сетях. Выполнен расчет потерь электроэнергии в сети 35-10КВ, в сети 038 КВ, в дополнительном оборудовании.Таблица А.1 - Перечень потребителей Олонецкой РЭС-2 с разбивкой по категориям № П/П Потребитель Категория Колво тр-ров на питающей ПС 2 Олонецкая ЦРБ II 1 7 ОАО Семеноводческая станция III 1 8 ОАО Сельхозхимия III 194 МОУ"КУЙТЕЖСКАЯ СРЕДНЯЯ ШКОЛА II 199 МОУ РЫПУШКСКАЯ ШКОЛА II 1 101 КУЙТЕЖСКИЙ ДОМ КУЛЬТУРЫ III 1 115 ЦБ РФ РКЦ ОЛОНЕЦ II 1 117 ОЛОНЕЦ.СЕЛЬПО III 1 140 ОАО"МТС"ОЛОНЕЦ II 1157 ООО "КОМПАНИЯ СТАРТ III 1 158 ОАО"МЕГАФОН"ОЛОНЕЦ II 1 159 МУП "РРЦ" ОЛОНЕЦ II 1 161 ООО"ОЛОН.ХЛЕБОЗ III 1 163 ОАО "ВЫМПЕЛКОМ" II 1177 ДЕТСКИЙ ДОМ №1 ОЛОНЕЦ II 1 178 Д/ДОМ №2 ОЛОНЕЦ II 1184 ОЛОНЕЦ.ЛЕСХОЗ III 1 186 ГОУ ПУ-2 ОЛОНЕЦ II 1194 Д/С №6 "РОМАШКА II 1 196 ИП НИКИФОРОВА Н III 1 199 ИП БОГДАНОВА А. 214 ИП КАЛАШНИКОВ А III 1 215 ИП КАЛАШНИКОВА III 1243 ИП ФИЛИППОВА Е. 244 ИП ФИОНИН С.А. 245 ИП ШАДРИНА З.Н. 246 ИП ПЕГОВ П.В. 247 ИП ШЕРСТНЕВ С.А III 1275 ИП ГРИГОРЬЕВ В. 276 ИП РУМЯНЦЕВА НП III 1 280 СОШ № 1 ОЛОНЕЦ II 1287 МЕГРЕГСКОЕ СЕЛЬСКОЕ ПОСЕЛЕНИЕ III 1293 ДОМ ТВОРЧ.ОЛОНЕЦКИЙ III 1 295 МОУДОД"ОЛОНЕЦКАЯ РАЙОННАЯ СТАНЦИЯ ЮНЫХ НАТУРАЛИСТОВ" III 1 296 ОЛОНЕЦ.ХУД.ШКОЛ III 1 297 ОЛОНЕЦКАЯ ЦБС III 1 301 МУЗ.ШКОЛА ОЛОНЕЦКАЯ III 1309 Д/САД №16 ЗВЕЗДОЧКА II 1 314 КАРЕЛИЯ МЕТАЛ III 1 315 ООО"НАСТА"ОЛОНЕ III 1 322 ЦЕНТР СОЦИАЛЬНОЙ РАБОТЫ ОЛОНЕЦ.Р-НА III 1Схемы линий входящих в состав Олонецкой РЭС-2Табл. В.
Введение
Энергоснабжающей организацией Олонецкого района является Олонецкая РЭС-2. (РЭС-2). РЭС-2 входит в состав предприятия Южно-Карельские электрические сети (ЮКЭС), которое находится в юго-восточной части Республики Карелия с центральной базой в г. Петрозаводске и является самым большим сетевым предприятием в системе ОАО «Карелэнерго».
В состав ЮКЭС входят еще три сетевых района: Прионежский РЭС-4, Кондопожский РЭС-1, Пряжинский РЭС-3; высоковольтные сети, группа подстанций, электроремонтный цех, службы и отделы. На севере и западе Южно-Карельские электрические сети граничат с Северными и Западно-Карельскими электрическими сетями ОАО «Карелэнерго». На юге и юго-востоке - с. Ленэнерго и Вологдаэнерго. Основная задача РЭС-2 - обеспечение бесперебойного электроснабжения Олонецкого района, осуществление технического надзора за энергообъектами, ремонт оборудования. Общая численность работников на предприятии - 183 человека. Из них инженерно-технический персонал - 22 человека, служащие - 18 человек, рабочие - 143 человека.
За последние годы полезный отпуск электроэнергии в сети Олонецкой РЭС составлял 45…51 млн.КВТ•ч/год, а потери - 20…23%. При этом доля потерь в сетях Олонецкой РЭС-2 составляет около 9% от суммарных потерь ЮКЭС. С каждым годом увеличивается полезный отпуск электроэнергии в сеть, и увеличиваются потери электроэнергии. В связи с развитием рыночных отношений в стране значимость проблемы потерь электроэнергии существенно возросла. Стоимость потерь является одной из составляющих тарифа на электроэнергию. Поэтому снижение потерь электроэнергии в электрических сетях до экономически обоснованного уровня - одно из важных направлений энергосбережения.
Цель данной работы: рассчитать технические потери и выбрать экономически обоснованные мероприятия по их снижению.
1. Общая характеристика РЭС-2
Численность населения Олонецкого района составляет 24962 чел.
Количество потребителей по данным отдела Центра расчетов ОАО «Карельская энергосбытовая компания» составляет: Таблица 1 - Количество потребителей
Наименование населенного пункта Количество договоров с юридическими лицами Количество договоров с физическими лицами
РЭС-2 324 7150
Фактическое количество потребителей составляет 7481 ед.
Количество трансформаторных подстанций 35КВ 10шт (суммарная установленная мощность 26800 КВ•А).
Количество трансформаторных подстанций 10/0,38 КВ: 336 шт., в том числе однотрансформаторные - 329шт. (суммарная установленная мощность 49336КВА), двухтрансформаторные - 6 шт. (суммарная установленная мощность 4820КВА)
Суммарная установленная мощность трансформаторов ТП составляет 80956 КВА.
Количество воздушных линий напряжением 35 КВ - 5 единиц, общей протяженностью 176,34км, период ввода в эксплуатацию 1964...1980г.г., сечения проводов 95-120 мм2, провод марки АС, деревянные опоры с ж/б приставками.
Количество воздушных линий напряжением 10 КВ - 32 единиц, общей протяженностью 446,48км, период ввода в эксплуатацию 1964…1980, сечения проводов 35-70 мм2, провод марки АС на деревянных опорах с ж/б приставками.
Количество воздушных линий 0,4 КВ- 340 единиц, общей протяженностью 312,6км, годы ввода в эксплуатацию 1962..1990, сечения проводов 25мм2, провод марки А на деревянных опорах и деревянных опорах с ж/б приставками.
2. Данные оборудования и потребителей РЭС-2, необходимые для проведения расчетов
2.1 Информация об оборудовании и потребителях РЭС-2
Для расчетов потерь электрической энергии используется утвержденная принципиальная схема питающей и распределительной сети 110-35 КВ и 10-0,4КВ в нормальном режиме ее работы с указанием на ней всех центров питания, распределительных пунктов, марок, сечений и длин всех кабельных и воздушных линий, номеров сетевых и абонентских трансформаторных подстанций.
При расчете потерь электрической энергии используются фактические технические данные, имеющиеся в производственно-техническом отделе и диспетчерской службе ЮКЭС ОАО «Карелэнерго».
2.2 Перечень потребителей РЭС-2
Перечень потребителей РЭС-2 с разбивкой по категориям и указанием количества трансформаторов на питающей подстанции приведены в Приложении А таблица П.1.1.
Данные получены в ОАО «Карельская энергосбытовая компания».
2.3 Данные об отпуске электроэнергии в линии 35-10КВ РЭС-2
, (2.1) где - отпуск электроэнергии в сеть, КВТ·ч;
- электроэнергия полученная потребителями;
- потери электроэнергии, КВТ·ч.
Таблица 2- Перечень линий 35-10 КВ с указанием отпущенной электроэнергии
Наименование линии Активная энергия Реактивная энергия
КВТ•ч квар•ч
Л-41П 1 197 668 -303 371
Л-46П, 49П 2 744 092 1 906 725
Л-47П…Л-45П 35 904 705 24 579 794
Л-45П 721 288 378 207
Итого 35 КВ 40 567 753 26 561 355
Л-12П-1 2 885 550 1 600 080
Л-12П-16 4 890 840 2 700 533
Л-12П-2 2 295 600 1 269 501
Л-13П-1 176 300 96 589
Л-13П-11 1 530 300 849 178
Л-13П-14 1 691 000 931 411
Л-13П-4 716 600 394 917
Л-13-6 2 721 600 1 505 744
Л-13П-9 2 144 200 1 186 501
Л-14П-1 2 703 600 1 488 308
Л-14П-11 1 376 400 761 351
Л-14П-12 725 400 402 059
Л-14П-5 1 133 200 618 708
Л-14П-9 1 043 200 578 421
Л-15П-1 53 900 31 293
Л-15П-12 1 137 200 625 763
Л-15П-15 27 060 14 857
Л-15П-2 14 300 8 864
Л-40-1 71 800 39 851
Л-40-2 137 800 85 401
Л-40-3 241 740 133 238
Л-40-4 120 680 67 112
Л-41-1 999 888 555 458
Л-41-2 2 378 985 1 309 191
Л-41-25 5 987 774 3 300 804
Л-41-26 1 585 368 871 531
Л-41-3 5 009 625 2 703 910
Л-41-5 1 124 692 626 884
Л-50П-1 747 000 447 381
Л-50П-14 604 050 334 252
Л-50П-6 383 250 211 044
Л-50П-9 878 100 485 805
Итого 10 КВ: 47 537 002 26 235 940
Данные составлены на основе Базы точек учета ОАО «Карелэнерго».
2.4 Данные о трансформаторных подстанциях
Данные о трансформаторных подстанциях приведены в Приложении А таблица П.1.2.
3. Выбор метода и программы расчета потерь
3.1 Общие сведения о методах расчета потерь
Исторически методы расчета потерь электроэнергии в электрических сетях начали разрабатываться с появлением первых электрических сетей в конце девятнадцатого века. Все эти методы основываются на законе Джоуля - Ленца и других электротехнических законах. Различия методов и направления их совершенствования определяются в основном информационной обеспеченностью расчетов потерь электроэнергии - чем выше эта обеспеченность, тем более точные методы расчетов могут применяться.
Расчеты технических потерь электроэнергии и их структуры выполняются для: Нормирования потерь, выбора и оценки эффективности мероприятий по их снижению;
Расчета и анализа фактических небалансов электроэнергии в электрических сетях, выявления и локализации коммерческой составляющей потерь, разработки и внедрения мероприятий по совершенствованию учета электроэнергии;
Учета потерь в тарифах на электроэнергию для потребителей, присоединенных к электрическим сетям различных ступеней напряжения: ВН (110КВ и выше), СН1 (35-60 КВ), СН2 (1-20 КВ), НН (0,4 КВ и ниже).
Главная цель совершенствования методов расчета потерь электроэнергии на современном этапе - повышение точности и достоверности результатов расчетов потерь и их структуры.
Основные направления совершенствования методов расчетов потерь электроэнергии: Использование всей имеющейся в электросетевых организациях информации для расчетов потерь;
Учет максимально-возможного количества составляющих технологических потерь электроэнергии;
Максимальное использование возможностей современных вычислительных средств для расчета потерь.
Сложившаяся в последние годы процедура формирования нормативов потерь и завершение формирования рынка электроэнергии вызвали усиление внимания со стороны персонала сетевых компаний к проблеме корректного определения, нормирования и снижения потерь электроэнергии. Сейчас наступает время, когда остро встает необходимость создания интегрированных систем не просто расчета потерь, а управления уровнем потерь электроэнергии.
В настоящее время существует ряд программных комплексов, которые помогают эффективно решать эти задачи. Рассмотрим два из них: РТП-3 и РАП-95.
3.1.1 Расчет потерь методом средних нагрузок
Метод широко распространен для расчета потерь электроэнергии в разомкнутых электрических сетях напряжением 110КВ и ниже. Возможно применение этого метода для электрических сетей 220-110 КВ при отсутствии исходных данных, необходимых для расчета потерь электроэнергии по методам оперативных расчнетов и контрольных суток.
При отсутствии необходимых исходных данных для расчета потерь электроэнергии в электрической сети 0,4 КВ допускается использовать метод средних нагрузок для случайной выборки распределительных линий, питающихся от не менее, чем 20% суммарного количества распределительных трансформаторов 6-20/0,4КВ.
Расчет потерь электроэнергии по методу средних нагрузок выполняется по показаниям счетчиков электроэнергии (за месяц, квартал, полугодие, год).
В качестве уточняющей информации для расчетов можно использовать нагрузки на трансформаторных подстанциях в виде: активной и реактивной мощности, тока на шинах ВН или НН, коэффициента загрузки, потребление электроэнергии за расчетный период.
Перечень исходных данных для расчета: Схема электрической сети с указанием на ней: - наименований центров питания (ЦП);
- отходящих от ЦП линий;
- номеров (наименований) ПС и трансформаторных пунктов и номинальных мощностей установленных в них силовых трансформаторов;
- нормальных точек деления сети;
- марок, сечений и длин воздушных и кабельных линий;
- мест установки счетчиков расчетного и технического учета электроэнергии, фиксирующих отпуск электроэнергии в электрическую сеть;
- элементов электрической сети, находящихся на балансе потребителя
Отпуск активной и реактивной электроэнергии по головным участкам
Зимний и летний суточные графики нагрузок головного участка линий, полученные по часовым расходам электроэнергии в дни системных измерений нагрузок либо по результатам измерений почасовых значений токов;
Информация о нагрузках трансформаторов, подключенных к электрической сети.
3.1.2 Метод расчета потерь по обобщенным параметрам в сети 0,4КВ
Метод применяется для укрупненной оценки потерь электроэнергии в совокупности воздушных и кабельных линий сети 0,4 КВ, объемом не меньше района электрических сетей.
Метод применяется при отсутствии исходной информации для расчета технических потерь, с использованием метода оценки потерь по обобщенной информации о схемах и нагрузках сети.
Перечень исходных данных для расчета: Суммарная длина электрических сетей;
Количество фидеров 0,38 КВ;
Среднее сечение фазных проводов;
Среднее фазное напряжение в течение года на стороне 0,4 КВ распределительного трансформатора;
Средний коэффициент мощности нагрузки (tg). При отсутствии данных применяется равным 0,5 о.е.
Продолжительность расчетного периода в часах;
Отпуск электроэнергии в сеть 0,4 КВ, определенный по показаниям счетчиков электроэнергии, установленных на стороне 0,4 КВ ТП 6(10)/0,4 КВ или на головных участках линий 0,38 КВ, или, определенный расчетным путем с использованием информации об отпуске электроэнергии в сеть 6 (10) КВ и технических потерь в этой сети.
3.1.3 Метод расчета потерь в дополнительном оборудовании
Расчет потерь электроэнергии в дополнительном оборудовании в комплексе программ разделены на три блока: расчет потерь от токов утечки по изоляторам;
расчет потерь в измерительных приборах учета: счетчиках, измерительных трансформаторах тока и напряжения;
расчет потерь в вентильных разрядниках, ограничителях перенапряжения, в устройствах присоединения ВЧ-связи, в соединительных проводах и шинах подстанций, синхронных компенсаторах, шунтирующих реакторах.
3.2 Программные средства расчета и нормирования потерь
3.2.1 Характеристика программного комплекса РТП-3
Комплекс программ РТП 3 предназначен для расчета режимных параметров, технических потерь мощности и электроэнергии, нормативных потерь в электрических сетях 0,38-220 КВ, а также для расчета допустимых и фактических небалансов, количества неучтенной электроэнергии в сети.
В состав программного комплекса входят три программы, каждая из которых предназначена для решения своего конкретного комплекса задач: РТП 3.1
Расчет установившегося режима с определением токов и потоков мощности в ветвях, уровней напряжения в узлах, коэффициентов загрузки линий и трансформаторов в разомкнутых электрических сетях 6 (10), 35, 110, 220 КВ;
Расчет потерь мощности и электроэнергии в разомкнутых электрических сетях 6 (10), 35, 110, 220 КВ;
Расчет потерь электроэнергии за год с делением по месяцам в замкнутых сетях методом характерных суток, с использование результатов расчетов режимов программного комплекса «Rastr Win»;
Расчет двухфазных и трехфазных токов короткого замыкания в разомкнутых электрических сетях;
Оценка режимных последствий оперативных переключений в ремонтных и послеаварийных режимах распределительных сетей;
Расчет потерь в дополнительном оборудовании: в приборах учета (ТТ, ТН, счетчики), в вентильных разрядниках, шунтирующих реакторах, синхронных компенсаторах, в ограничителях перенапряжения, в устройствах присоединения ВЧ-связи, в соединительных проводах и шинах подстанций, от токов утечки по изоляторам воздушных линий;
Формирование сводной таблицы норматива потерь электроэнергии по ступеням напряжения с разбивкой на структурные составляющие;
Формирование отчетных таблиц в соответствии с требованиями Положения о нормировании.
РТП 3.2
Расчет установившегося режима с определением токов и потоков мощности в ветвях, уровней напряжения в узлах, коэффициентов загрузки линий в электрических сетях 0,38 КВ;
Расчет потерь мощности и электроэнергии в электрических сетях 0,38 КВ;
Расчет потерь мощности и электроэнергии в электрических сетях 0,38 КВ без ввода схем (по обобщенным параметрам или потери напряжения).
РТП-3.3
Ведение баз данных по потреблению электроэнергии абонентами с привязкой их точек учета к схеме сети;
Расчет допустимого, фактического небалансов и количества неучтенной электроэнергии в разомкнутых сетях с учетом фактического потребления присоединенных абонентов к узлам сети и допустимой метрологической составляющей потерь электроэнергии.
Комплекс программ РТП-3 разработан в соответствии с отраслевыми документами, на комплекс получены экспертные заключения РАО «ЕЭС России» на соответствие отраслевым требованиям, получен сертификат соответствия требованиям нормативных документов Госстандарта России № РОСС RU. СП12.С005 и лицензия на применение знака соответствия системы сертификации ГОС Р.
3.2.2 Характеристика программного комплекса РАП-95
Комплекс предназначен для расчета всех составляющих детальной структуры технологических потерь мощности и электроэнергии в электрических сетях, нормативного расхода электроэнергии на собственные нужды подстанций, фактических и допустимых небалансов электроэнергии на энергообъектах, а также нормативных характеристик потерь мощности и электроэнергии.
Областью применения комплекса являются оперативно-диспетчерские, сбытовые и метрологические службы АО-энерго, ПЭС, РЭС и муниципальных электрических сетей, региональные энергетические комиссии и территориальные отделения Госэнергонадзора.
Программный комплекс состоит из семи программ: РАП-ОС, предназначенной для расчета технических потерь в замкнутых сетях 110КВ и выше, включая потери на корону, и автоматического проведения вариантных расчетов потерь для последующего расчета коэффициентов нормативной характеристики;
НП-1, предназначенной для расчета коэффициентов нормативных характеристик технических потерь в замкнутых сетях 110КВ и выше на основе результатов вариантных расчетов, проведенных по программе РАП-ОС;
РАП-110, предназначенной для расчета технических потерь и их нормативных характеристик в радиальных сетях 35-110 КВ;
РАП-10, предназначенной для расчета технических потерь и их нормативных характеристик в распределительных сетях 6-20 и 0,4КВ;
РОСП, предназначенной для расчета технических потерь в оборудовании сетей и подстанций - трансформаторах собственных нужд, синхронных компенсаторах, батареях конденсаторов, шунтирующих и токоограничивающих реакторах, измерительных трансформаторах и счетчиках прямого включения, устройствах присоединения ВЧ-связи, потерь от токов утечки по изоляторам воздушных линий и потерь в изоляции кабельных линий, а также для расчета нормативного расхода электроэнергии на собственные нужды подстанций;
РАПУ, предназначенной для расчета потерь, обусловленных погрешностями приборов учета электроэнергии (включая измерительные трансформаторы и цепи соединения), а также фактических и допустимых небалансов электроэнергии на объектах (фидер, подстанция, РЭС, ПЭС, АО-энерго);
СП, предназначенной для расчета показателей отчетных форм РАП-1с, РАП-2с, РАП-3с, на основе данных об отпуске электроэнергии в сети разных напряжений и результатов расчета по программам 1-6.
Области применения перечисленныз программ приведены ниже на рис.1, на котором обозначено: - технические потери электроэнергии;
- расход электроэнергии на собственные нужды подстанций;
- коммерческие потери, обусловленные хищениями электроэнергии, несоответствием показаниям счетчиков оплате за электроэнергию и другими причинами в сфере организации контроля за потреблением энергии. Эта составляющая потерь рассчитывается как разница между отчетными потерями и суммой трех описанных выше составляющих.
16,3% 8,2% 0,3% 1,2% 6,6%
Основная сеть Радиальные сети 35-110КВ Сети 6-20 и 0,4КВ Оборудование сетей и ПС Расход на ПС По- грешности учета Коммерческие потери
РАП-ОС НП-1 РАП-110 РАП-10 РОСП РОСП РАПУ
Рисунок 1 - Область применения программ комплекса РАП-95
Программный комплекс имеет сертификат соответствия, утвержденный ЦДУ ЕЭС России, Главгосэнергонадзором России и Депортаментом электрических сетей РАО «ЕЭС России».
3.4 Сравнение описанных программных комплексов и выбор их для расчета потерь в сетях РЭС-2
Проведем сравнительный анализ описанных программных комплексов.
РТП-3: быстрый поиск линий и фидеров с помощью оглавления, представленного в виде иерархического дерева;
РТП-3: выполнение расчетов потерь электроэнергии рассчитываемой сети за любой расчетный период;
РАП- 95: основной расчетный период - месяц, что является существенным недостатком;
РТП-3 и РАП-95: использование различных методов для расчета нормативных потерь электроэнергии в зависимости от имеющейся информации для расчетов;
РТП-3: использование справочников при формировании расчетных схем, сортировка наименований оборудования в справочнике по ступеням напряжения;
дополнительная сортировка наименований оборудования в справочнике по всем параметрам;
возможность исключения для отображения типов трансформаторов и марок проводов, не используемых при кодировании схем и редактировании свойств элементов, без удаления их из справочников - достоинство;
РАП-95: справочники не используются - недостаток;
РТП-3: гибкий режим редактирования - достоинство; РАП-95: в архиве хранятся только результаты расчета (выходная печать), но не исходные данные. Поэтому вернуться через архив к прошлому расчету, скорректировать исходные данные и провести расчет вновь нельзя - недостаток.
РТП-3: параметры расчетной схемы или свойства любого элемента доступны для просмотра в любом режиме;
возможность выполнения переключений между схемами фидеров без необходимости их редактирования через точки токораздела и анализ режимных последствий таких переключений;
возможность выполнения расчетов по каждому фидеру отдельно или по выбранной группе фидеров по предварительно введенным исходным данным;
учет балансовой принадлежности линий и трансформаторов при расчете нормативных потерь мощности и электроэнергии;
возможность просмотра результатов расчета не только в элементах сетей, находящихся на балансе предприятия, но и в абонентских линиях и трансформаторах, а также их суммарного значения;
наглядность получаемых результатов расчетов;
вывод на схему электрический сети результатов расчета токов в ветвях, уровней напряжения в узлах, токовых нагрузок на трансформаторах, токов короткого замыкания, потоков электроэнергии - достоинства;
РТП-3: хранение результатов расчета в сводных таблицах, где они суммируются по центрам питания, районам электрических сетей и АО-энерго в целом - достоинство;
РТП-3: сохранение дополнительной информации в сводных таблицах с результатами расчета потерь электроэнергии, коэффициентов загрузок трансформаторов и объема оборудования, участвующего в расчетах (количество и протяженность линий, количество и установленная мощность трансформаторов) - достоинство;
РТП-3: сохранение всех результатов расчетов (по одной расчитанной линии или сводных таблиц) в стандартных форматах Windows - приложений (Microsoft Excel) - достоинство комплекса;
РАП-95: комплекс разработан для работы в среде Windows-95 и выше на основе системы управления базами данных FOXPRO 6.
Система управления базами данных FOXPRO 6 не идеальна: может испортиться при корректировке ее содержания (переиндексации или изменение каких-либо параметров) - недостаток комплекса;
РТП-3: проверка результатов расчета и исходных данных на корректность) - достоинство комплекса;
РТП-3: предварительный просмотр расположения расчетной схемы на листе перед печатью) - достоинство комплекса;
РТП-3: хранение ретроспективы результатов расчетов за любой расчетный период) - достоинство комплекса; РАП-95: в архиве хранятся результаты расчета за месяц, а также суммарные результаты за любое количество месяцев.
РТП-3: современный и удобный интерфейс, который позволяет значительно сократить затраты труда на подготовку и расчет электрической сети;
Также программный комплекс РТП-3 используется в ОАО «Карелэнерго» для расчетов, анализа и нормирования потерь. Он успешно опробирован на местных сетях, в том числе и в Олонецкой районной электросети.
Поэтому в данной дипломной работе все расчеты приведены с использованием программного комплекса РТП-3.
4. Расчет технических потерь электроэнергии в РЭС-2
4.1 Расчет технических потерь в сети 35-10 КВ
Для расчета технических потерь электроэнергии в сети 35-10 КВ применяем метод средних нагрузок.
Технические потери электроэнергии равны сумме условно-постоянных и нагрузочных потерь.
Условно-постоянные потери электроэнергии (практически не зависящие от нагрузки потери электроэнергии) в : стали силовых трансформаторов и автотрансформаторов 6-1150 КВ;
на корону в воздушных линиях 110 КВ и выше;
от токов утечки по изоляторам воздушных линий 6 (10) КВ и выше;
шунтирующих реакторах;
батареях статистических конденсаторов;
синхронных компенсаторах;
изоляции кабельных линий электропередач 6 (10) КВ и выше;
измерительных трансформаторах тока и напряжения, счетчиках непосредственного включения;
ограничителях перенапряжения;
вентильных разрядниках;
устройствах присоединения высокочастотной связи;
соединительных проводах и сборных шинах подстанций;
на собственные нужды подстанций.
Нагрузочные (переменные) потери электроэнергии (зависящие от нагрузки) : в воздушных и кабельных линиях 0,4-1150 КВ;
в обмотках силовых трансформаторов и автотрансформаторов;
токоограничивающих реакторах подстанций.
Для расчетов вводим расчетные схемы фидеров. Схемы по каждому фидеру приведены в приложении 2.
Элементами фидера являются узлы (центры питания, отпайки, трансформаторы (двухобмоточные, трехобмоточные и автотрансформаторы), потребители и линии (провода, кабели, соединительные линии), предусмотрен ввод переходных трансформаторов. Количество присоединений к узлу не ограничено. Нет ограничений по количеству узлов и линий в расчетной схеме. Ввод схемы существенно облегчается и ускоряется набором редактируемых справочников.
Расчет потерь в сети 10-35 КВ выполнен для линий: Таблица 3 - Характеристика линий 35КВ
Количество линий шт Протяженность км Колво тр-ов шт Уст. мощность тр-ов, КВА
5 176,34 10 26800
Таблица 4 - Характеристика линий 10КВ
Количество линий ШТПРОТЯЖЕННОСТЬ КМКОЛ-во тр-ов ШТУСТ. мощность тр-ов, КВА
32 446,48 320 49023
В зависимости от типа оборудования для определения численных значений суммарных технических потерь электрической энергии, в элементах электрической сети, используются следующие формулы: Потери электрической энергии в воздушной линии: , (4.1.1) где - переменные потери электрической энергии в ВЛ;
- потери электрической энергии на корону ВЛ номинальным напряжением 110 КВ и выше;
- потери электрической энергии от токов утечки по изоляторам ВЛ номинальным напряжением 6(10) КВ и выше.
Потери электрической энергии в трансформаторах: Суммарные потери электроэнергии в двухобмоточных трансформаторах, автотрансформаторах за расчетный период Т определяются : , (4.1.2) где - переменные потери электрической энергии в трансформаторах;
- потери электрической энергии на холостой ход трансформаторов.
Условно - постоянные технические потери
Потери на корону определяются только в линиях 110-1150 КВ, в данной работе линии этого напряжения не рассматриваются.
Потери электроэнергии в стали силовых трансформаторов и автотрансформаторов 6-1150 КВ определяются для каждого силового трансформатора, находящегося под напряжением и на балансе данной энергоснабжающей организации, с разбивкой по ступеням напряжения ВН, СН1, СН2 по формуле: , КВТ•ч, (4.1.3) где - номинальное значение потерь мощности холостого хода в силовом трансформаторе, определяемое по его паспортным данным, КВТ;
- число часов работы силового трансформатора в расчетном периоде, ч;
- число трансформаторов, шт;
- среднее напряжение фактического напряжения обмотки высшего напряжения трансформатора за расчетный период Т, КВ;
- номинальное напряжение трансформатора, КВ.
Переменные потери
Расчет переменных потерь электроэнергии в элементах электрической сети (ВЛ, КЛ, трансформаторах, автотрансформаторах, токоограничивающих реакторах) выполняется по формуле: , КВТ•ч, (4.1.4) где - потери мощности в элементе сети при средних за расчетный интервал нагрузках узлов, КВТ;
- коэффициент формы графика суммарной нагрузки сети за расчетный период, о.е.;
- коэффициент, учитывающий различие конфигураций графиков активной и реактивной нагрузки различных ветвей сети (принимается равным 0,99), о.е.;
- число часов в расчетном периоде,ч.
Коэффициент формы графика суммарной нагрузки для элементов электрической сети с нереверсивными потоками электроэнергии принимаем =1,3.
Переменные потери мощности при средних нагрузках определяются: (4.1.5)
где - средние значение активной и реактивной мощности за расчетный период , КВТ, квар;
- коэффициент реактивной мощности, о.е.;
- среднее напряжение элемента сети за расчетный период , КВ;
- среднее значение токовой нагрузки, А;
- активное сопротивление элемента.
Средняя нагрузка определяется: , (4.1.6) где - электроэнергия, потребленная в узле за расчетный период .
Результаты по каждой рассчитанной линии сохраняются в сводных таблицах, в которых они суммируются по центрам питания, районам электрических сетей и всем электрическим сетям в целом, что позволяет проводить подробный анализ результатов (Приложение В Таблица П.3.1., Таблица П.3.2.)
4.2 Расчет технических потерь в сети 0,38 КВ
Полезный отпуск в сеть 0,38 КВ за 2011 год составил 45048,589 тыс. КВТ•ч. Среднее сечение головного участка - 25мм2. Количество линий - 340 штук.
Потери электроэнергии в одной линии 0,38 КВ с сечение головного участка , мм2, отпуском электроэнергии в линию , за период , дней, рассчитывают по формуле: (4.2.1)
где - эквивалентная длина линии ;
- коэффициент реактивной мощности;
- коэффициент, учитывающий характер распределения нагрузок по длине и неодинаковость нагрузок фаз.
Эквивалентную длину линии определяют по формуле: (4.2.2) где - длина магистрали;
- длина двухфазных и трехфазных ответвлений;
- длина однофазных ответвлений.
Под магистралью понимают наибольшее расстояние от шин 0,4 КВ распределительного трансформатора 6-20/0,4 КВ до наиболее удаленного потребителя, присоединенного к трехфазной или двухфазной линии.
Коэффициент определяют по формуле: (4.2.3) где - доля энергии, отпускаемая населению;
- коэффициент, принимаемый равным 1 для 380/220 В и равным 3 для линий 220/127 В.
Расчет потерь в сети 0,38 КВ сведен в таблицу 5.
Таблица 5 - Результаты расчетов потерь в сети 0,38 КВ
Район электрических сетей РЭС-2 (Олонецкий)
Отпуск активной электроэнергии в сеть, тыс. КВТ·ч 45048,589
Расчетный период, часов 8760
Номинальное напряжение, КВ 380/220
Коэффициент мощности нагрузки головного участка, о.е. 0,85
Сечение головного участка, мм2 25
Количество линий, шт 340
Доля энергии, отпускаемой населению, о.е. 0,7
Коэффициент заполнения графика, о.е. 0,6
всего алюминиевые
Длина магистрали, км 150,048 150,048
Длина двухфазных и трехфазных ответвлений, км 121,914 121,914
Длина однофазных ответвлений, км 40,640 40,640
Суммарная длина линий, км 312,602 312,602
Эквивалентная длина линий, км 212,631 k U ,о.е. 1,000 k N ,о.е. 1,348 k 0,38 ,о.е. 8,687
Потери активной электроэнергии, тыс. КВТ·ч 6011,500
Потери активной электроэнергии, % 13,34
Удельные потери элетроэнергии, тыс. КВТ•ч/км 19,231
4.3. Расчет потерь в дополнительном оборудовании
4.3.1 Расчет потерь от токов утечки по изоляторам
Для расчета потерь от токов утечки по изоляторам воздушных линий необходимо в соответствующие номинальному напряжению ячейки ввести суммарные длины воздушных линий этого класса напряжения РЭС-2 за каждый месяц.
Таблиц 6 - Потери от токов утечки по изоляторам ВЛ «РЭС-2»за 2011
Время работы оборудования: 8760 ч.
Потери от токов утечки Ступень напряжения Всего по изоляторам ВЛ 220 КВ 110 КВ 35 КВ 15/20 КВ 10 КВ 6 КВ
Суммарная длина ВЛ,км 0,00 0,00 176,34 - 446,48 0,00 -
W, тыс. КВТ•ч 0,00 0,00 128,73 0,00 156,27 0,00 285,00
Потери электроэнергии от токов утечки по изоляторам воздушных линий 6(10)-1150 КВ определяются для каждой линии, находящейся под напряжением: , КВТ•ч (4.3.1) где - удельные потери мощности от токов утечки i-го вида погоды, КВТ/км;
- протяженность j-й ВЛ, км;
- продолжительность i-го вида погоды расчетном периоде , ч;
- количество линий, в которых рассчитываются потери электроэнергии от токов утечки, шт.
4.3.2 Расчет потерь в приборах учета
Для расчета потерь в приборах учета необходимо осуществить ввод информации по приборам учета. В зависимости от типа прибора учета и его класса напряжения заполняются соответствующие поля количества таких приборов учета.
Таблица 7 - Данные о приборах учета
Прибор учета 35 КВ, шт 10 КВ, шт 0,4 КВ, шт
ТТ 1-ф 63 536 177
ТН 1-ф 39 75 -
Электронный счетчик -3 ф 64
Индукционный счетчик 1 ф 16301
Индукционный счетчик 3 ф 1944
Потери электроэнергии в измерительных трансформаторах тока и напряжения, электрических счетчиках 022-066 КВ принимают в соответствии с данными заводов-изготовителей оборудования:
(4.3.2) где - потери мощности i-го вида оборудования в соответствии с данными заводов- изготовителей, КВТ;
- количество оборудования, шт
4.3.3 Расчет потерь в дополнительном оборудовании
Для расчета потерь в дополнительном оборудовании вводится суммарное количество по РЭС-2 оборудования каждого класса напряжения.
Расчет потерь в шинах и соединительных проводах подстанций выполняется по количеству подстанций для данной ступени напряжения.
Таблица 8 - Данные об оборудовании.
Тип оборудования 35 КВ, шт 10 КВ,шт
Вентильные разрядники 93 140
ОПН 3 7
УПВЧ 14
СПИШ 7 152
Потери электроэнергии в вентильных разрядниках, ограничителях перенапряжений, устройствах присоединения ВЧ-связи принимают в соответствии с данными заводов-изготовителей оборудования: (4.3.4) где - потери мощности i-го вида оборудования в соответствии с данными заводов- изготовителей, КВТ;
- количество оборудования, шт.
Потери электроэнергии в соединительных проводах и сборных шинах подстанции определяют: , (4.3.5) где - потери электроэнергии в соединительных проводах и сборных шинах одной подстанции i-го класса напряжения, КВТ•ч;
- количество подстанций i-го класса напряжения, шт.
4.3.4 Потери на собственные нужды подстанций
Таблица 9 - Данные по потерям на собственные нужды подстанций
№ п/п ПС-35 КВ Расход на собственные нужды ПС, тыс. КВТ•ч
1 ПС-12П 29
2 ПС-13П 30
3 ПС-14П 29
4 ПС-15П 30
5 ПС-40 19
6 ПС-41 30,1
7 ПС-50П 19,51
Расход электроэнергии на собственные нужды подстанций определяют по показаниям счетчиков, установленных на присоединениях трансформаторов СН, в сумме и с разбивкой по ступеням напряжения.
Технические потери в Олонецком РЭС-2 от отпуска в сеть составили 21,91%.
Результат расчета потерь по Олонецкому РЭС представлен в Приложении В таблица П.3.3, на рисунке 2 и таблице 10.
Рис. 2 - Структура потерь активной электроэнергии в Олонецкой РЭС-2 за 2011 год
Таблица 10 - Структура потерь активной электроэнергии
Характеристика сети Отпуск энергии в сеть, КВТ•ч/год Потери электроэнергии, КВТ•ч Потери % от отпуска в сеть Доли от суммарных потерь, %
Распределит. 10КВ (ВЛ и КЛ-10КВ и тр-ры 10/0,4КВ) 47537,002 2563,283 5,39 22
Распределит. 0,4КВ (ВЛ и КЛ 380/220В) 45048,59 6497,838 14,42 59
Итого: 50193,45 10997,629 100 100
5. Разработка мероприятий по снижению потерь
Из структуры потерь электроэнергии видно, что их снижение - сложная комплексная проблема, требующая значительных капитальных вложений, постоянного внимания персонала, высокой его квалификации и заинтересованного участия в эффективном решении задач.
Основной эффект в снижении технических потерь электроэнергии может быть получен за счет технического перевооружения, реконструкции, повышения надежности работы и пропускной способности электрических сетей, сбалансированности их режимов, т.е. за счет внедрения капиталоемких мероприятий.
К приоритетным мероприятиям по снижению потерь электроэнергии распределительных электрических сетях 0,4-35 КВ относятся: Использование 10 КВ в качестве основного напряжения распределительной сети;
Увеличение доли сетей напряжением 35 КВ;
Сокращение радиуса действия и строительство ВЛ-,4 КВ в трехфазном исполнении по всей длине;
Применение самонесущих изолированных и защищенных проводов для ВЛ напряжением 0,4-10 КВ;
Использование максимального допустимого по механической прочности опор сечения провода в электрических сетях 0,4-10 КВ с целью адаптации их пропускной способности к росту нагрузок в течении всего срока службы;
Разработка и внедрение нового более экономичного электрооборудования, в частности: распределительных трансформаторов с уменьшенными активными и реактивными потерями холостого хода; встроенных КТП и ЭТП конденсаторных батарей;
Применение столбовых трансформаторов малой мощности 6-10/0,4 КВ для сокращения протяженности сетей 0,4 КВ и потерь электроэнергии в них;
Более широкое использование устройств автоматического регулирования напряжения под нагрузкой, вольтдобавочных трансформаторов, средств местного регулирования напряжения для повышения качества электроэнергии и снижения ее потерь;
Комплексная автоматизация и телемеханизация электрических сетей, применение коммутационных аппаратов нового поколения, средств дистанционного определения мест повреждения в электрических сетях для сокращения длительности неоптимальных ремонтных и послеаварийных режимов, поиска и ликвидации аварий;
Повышение достоверности измерений в электрических сетях на основе использования новых информационных технологий, автоматизации обработки телеметрической информации.
Типовой перечень мероприятий состоит из трех групп: организационные мероприятия - практически не требуют дополнительных капиталовложений и должны внедряться в условиях эксплуатации и оперативного управления электрических сетях;
технические мероприятия- требуют дополнительных капиталовложений на их внедрение, разрабатываемые в составе схем развития, проектов реконструкции или технического перевооружения электрических сетей;
мероприятия по совершенствованию систем расчетного и технического учета электроэнергии - направлены на снижение коммерческих потерь электроэнергии.
По результатам определения очередности внедрения мероприятий и объемов финансирования формируется программа снижения потерь электроэнергии с результирующим перечнем мероприятий. Для каждого мероприятия в программе должны быть указаны: срок исполнения;
объем мероприятий;
затраты на внедрение;
годовое снижение потерь электроэнергии по результатам внедр
Вывод
Дипломный проект «Расчет электрических потерь в сетях Олонецкой РЭС-2 и разработка мероприятий по их снижению» выполнен на основе данных предоставленных ОАО «Карельская энергосбытовая компания» и ОАО «Карелэнерго».
В первом разделе дипломного проекта дана характеристика Олонецкой РЭС-2, самого южного района Республики Карелия.
Во втором - представлена побробная информация об оборудовании и потребителях на основе схемы нормального режима распределительных сетей Олонецкой РЭС-2 Южно-Карельские электрические сети.
В третьем разделе рассмотрены методики расчета потерь электроэнергии: 1. метод средних нагрузок;
2. метод расчета по обобщенным параметрам в сети 0,4 КВ;
3. метод расчета потерь в дополнительном оборудовании.
В последнее время идет активная компьютеризация рабочих мест, появляются новые программные комплексы, предназначенные непосредственно для расчета потерь в сетях. Поэтому в дипломном проекте нами рассмотрены два таких программных комплекса, позволяющих при имеющихся данных расчитать и анализировать полученные данные. Для расчета потерь в данном проекте был использован программный комплекс РТП-3, так как он успешно применяется в местных сетевых организациях.
В четвертом разделе работы представлен расчет технических потерь электроэнергии в РЭС-2. Выполнен расчет потерь электроэнергии в сети 35-10КВ, в сети 038 КВ, в дополнительном оборудовании. По результатам расчетов выявили, что наибольшие потери в распределительной сети 0,4КВ, что и ожидалось получить. Так же выявили, что очень большие потери в трансформаторах. Потери холостого хода в 3 раза превышают потери нагрузочные, что свидетельствует о малой загрузке трансформаторов, так как в настоящее время предприятия закрываются изза повышения цен на электроэнергию, изза уменьшения заказов на продукцию, банкротство предприятия. Необходимо возраждать производство или заменять трансформаторы на менее мощные.
В пятом пункте дипломного работе рассмотрены возможные мероприятия по снижения потерь электроэнергии в электрических сетях. Предложен набор технических и организационных мероприятий по их снижению непосредственно для РЭС-2.
К их числу относятся: 1. снижение расхода эл.энергии на собственные нужды подстанций;
2. устранение неравномерности загрузки фаз распределительной сети 0,4КВ путем выравнивания фазных токов у потребителей;
3. замена проводов 0,4КВ на СИП (самонесущий изолированный провод);
4. замена малозагруженных трансформаторов на менее мощные;
Большой экономии мы не получили, но следует отметить, что эти мероприяти являются малозатратными и больших вложений не требуют.
В дальнейшем можно предложить замену приборов учета на современные электронные варианты. Это мероприятие не требует вообще никаких вложений, так как потребитель будет сам приобретать и устанавливать новый прибор, потому что он в превую очередь заинтересован в правильности оплаты за электроэнергию.
2. Методы и средства расчета, анализа и снижения потерь электрической энергии при ее передаче по электрическим сетям. - М., 2006.
3. ОАО «ВНИИЭ», ООО «Энергоэкспертсервис» Руководство пользователя.
4. Комплексом программ для расчета и нормирования потерь электроэнергии (РТП-3) - М., 2005.
5. Ю.С. Железко, А.В. Артемьев, О.В. Савченко Расчет, анализ и нормирование потерь электроэнергии в электрических сетях - М., 2004.
6. Информационно-справочное издание Новости электротехники - апрель 2006.
7. В.Э. Воротницкий, Ю.С. Железко, В.М. Максимов Инструкция по снижению технологического расхода электрической энергии на передачу по электрическим сетям энергосистем и энергообъединений - М., 1987.
8. Неклепаев Б.Н., Крючков И.П. Электрическая часть электростанций и подстанций: Справочные материалы. - М.: Энергоатомиздат, 1989.
9. Справочник по электроснабжению и электрооборудованию. В 2-хт./ Под ре. А.А. Федорова. М.: Энергоатомиздат, 1987.
10. В.И. Гудкин, Е.И. Масальский Безопасность жизнедеятельности Специалистов, работающих с ПЭВМ: Учебное пособие.: СЗПИ, 1995, - 93 с.
