В перечень мероприятий по совершенствованию учета входят:
использование приборов учета (электросчетчики, измерительные трансформаторы) более высокого класса точности;
— защита от несанкционированного доступа к клеммам средств измерений;
— внедрение автоматизированных систем учета, сбора и передачи информации (АСКУЭ);
— проведение организационных по предупреждению выявления хищений электрической энергии. Особенностью режима работы электрических сетей 0,4 кВ является неравномерность загрузки фаз.- Величина потерь мощности при неравномерной нагрузке фаз ΔРнвыражается какгде ΔРс — потери мощности при симметричной нагрузке фаз, кВт;Kд.п — коэффициент дополнительных потерь при неравномерной нагрузке. Выравнивание нагрузок осуществляется за счет переключения нагрузки с более загруженной фазы на менее загруженные на основании замеров и анализа результатов. Отрицательное влияние несимметрииможно уменьшить следующими действиями:
заменой силовых трансформаторов со схемой соединения обмоток «звезда-звезда» на трансформаторы со схемой «звезда-зигзаг» или «треугольник-звезда», которые менее чувствительны к несимметрии нагрузок;
увеличением сечения нулевого провода в линии 0,4 кВ до сечения фазного провода. В приложении 1 приводится пример расчета эффективности мероприятий выравнивания нагрузки фаз в сети 0,4 кВ. Важным мероприятием по сокращению технологического расхода электроэнергии является сезонные отключения одного из двух трансформаторов двухтрансформаторной подстанции. При этом отключается трансформатор, работающий с наименьшей нагрузкой, и его нагрузка переводится на другой трансформатор. Пример расчета эффективности данного мероприятия приводится в приложении 2. Сокращение потерь электроэнергии достигается заменой трансформаторов при устойчивом недоиспользовании их мощности. При коэффициенте загрузки трансформатора 10(6)/0,4 кВ меньше 0,5, возникает относительное увеличение потерь электроэнергии за счет потерь холостого хода. Снижение потерь электроэнергии в результате замены трансформаторов определяется по формуле:((32)где ΔРх.х.1, ΔРх.х.2- потери мощности холостого хода трансформаторов, кВт;ΔРкз.1,ΔРкз.2 — потери мощности короткого замыкания трансформаторов, кВт;Т — время использования максимальной нагрузки;τ - время максимальных потерь. В приложении 2 приведен пример расчета эффективности замены малозагруженных трансформаторов трансформаторами меньшей мощности.
8 Определение потерь напряжения в электрических сетях.
Потери напряжения в распределительной сети 0,38−0,22, 6−35кВрассчитываются с использованием метода удельных потерь напряжения по формуле: U=UудPl, (33)гдеUуд — удельные потери напряжения на участке линии длиной 1 км, при нагрузке в 1 кВт и заданном cosφ, отнесенные к номинальному напряжению сети, %/кВт.км; Р — нагрузка в начале участка линии, кВт;l — длина линии, км. Для линий, состоящих из частей кабеля различных марок и сечений, удельные потери напряжения усредняются по формуле,(34)гдеn — число составных частей;ΔUуд.i — удельные потери напряжения, соответствующие данному i-му участку;li — длина i-го участка;L — общая длина линии ();Нагрузку верхнего участка линии определяют по формуле: Pгу= UIгуcosφ(35)гдеIгу — ток головного участка линии, А;U — напряжение на шинах 0,4 кВ трансформатора 6−10/0,4 кВ;cosφ - коэффициент мощности линии. Величины U, Iгу, cosφопределяются по результатам измерений в распределительных сетях 0,38 -0,22 кВ. При равномерно распределенной нагрузке потери напряжения до наиболее удаленного потребителя (ЭП) определяют по формуле,(36)а потери напряжения до ближайшего ЭП;(37)гдеl0 — расстояние от начала линии до первого потребителя (ЭП);L — длина линии. Потери напряжения в линии с убывающей по линейному закону нагрузкой до наиболее удаленного потребителя (дома):(38)до ближайшего (39)Потери напряжения в линии с возрастающей по линейному закону нагрузкой до наиболее удаленного потребителя (дома):(40)до ближайшего:(41)Для сокращения объема расчетов рекомендуется предварительно разделать линии 0,38- 0,22 кВ, выбирая наименее и наиболее загруженные, наиболее короткие и длинные, для которых и следует производить расчеты потерь напряжения. В результате по каждому трансформатору определяется линия с минимальными потерями напряжения до ближайшего потребителя и линия с максимальными потерями напряжения до наиболее удаленного потребителя. Потери напряжения в сетях среднего напряжения определяются в основном потерями в трансформаторах 6−35/0,4 кВ и линиях 6−35кВ, для чего используются программы расчета потерь электроэнергии в распределительных электрических сетях. Потери напряжения в трансформаторах 6−35/0,4 кВ определяют по формуле: Uт =Uт.ном.
КзUт.ном.
Кз (1(42)гдеUт.номноминальные потери напряжения в трансформаторе. Uу — установившееся отклонение от номинального напряжения вторичной обмотки трансформатора — 0,4 кВ;Кз- коэффициент загрузки трансформатора. Потери напряжения в линиях напряжения 6−35 кВ, 110−750 кВ определяют по формуле (33).
Заключение
.
Рассмотрены основные методы, предназначенные для расчета технологических потерь электрической энергии в электрических сетях организаций, осуществляющих передачу электрической энергии по электрическим сетям. Представлены основные термины и определения по рассматриваемой тематике. Определены мероприятия по снижению потерь электрической энергии в электрических сетях. Основным условием работы электрической сети с минимальными потерями является ее рациональное построение. Представлена методика определения потерь напряжения в электрических сетях напряжением 0,38/0,22 кВ и 6−10 кВ. Список использованной литературы1. Типовая инструкция по учету электроэнергии при ее производстве, передаче и распределении РД 34.
09.101−94 — Правила учета электрической энергии, М.: Главгосэнергонадзор России, АОЗТ «Энергосервис», 1997.
2. Инструкция по проектированию городских электрических сетей РД 34.
20.185−94 (с дополнением раздела 2, утвержденным приказом Минтопэнерго России от 29.
06.99 № 213) — М.: Энергоатомиздат, 1995.
3. Методические указания по определению потерь электроэнергии и их снижению в городских электрических сетях напряжением 10(6)-0,4кВ местных Советов (утверждены приказом Минжилкомхоза РСФСР от 31.
10.80 № 556)-М.: ОНТИ АКХ, 1981.
4. Л. Д. Клебанов. Вопросы методики определения и снижения потерь электрической энергии в сетях — Л-д.: изд-во ЛГУ, 1973.
5. ГОСТ 13 109–97 «Нормы качества электрической энергии в системах электроснабжения общего назначения» 6. Сборник нормативных и методических документов по измерениям, коммерческому и техническому учету электрической энергии и мощности — М: Изд-во НЦ ЭНАС, 1998.
7. Номограммы для определения потери напряжения в воздушных линиях электропередачи напряжением 0,38 кВ — АО РОСЭП.
8. Номограммы для определения потерь напряжения и значений токов короткого замыкания в воздушных линиях электропередачи напряжением 10 кВ — АО РОСЭП.
9. Современные методы и средства расчета, нормирования и снижения технических и коммерческих потерь электроэнергии в электрических сетях (информационно-методические материалы международного научно-технического семинара, 20−24.
11.2000, г. Москва).
10. Воротницкий В. Э., Загорский Я. Т., Апряткин В. Н., Западнов А. А. Расчеты, нормирование и снижение потерь электрической энергии в городских электрических сетях — ж-л «Электрические станции», № 5, 2000.
11. Электрические системы. Электрические сети. Под ред. В. А. Веникова и В. А. Строева. — М.: Высшая школа, 1998.
12. Электрические системы и сети: в примерах и иллюстрациях. Под ред. В. А. Строева. — М.: Высшая школа, 1999.
Приложение 1Пример расчета эффективности мероприятий от выравнивания нагрузки фаз в сети 0,4 кВНомер рубильника.
До проведения выравнивания нагрузки фазток в фазах, Асредний ток Iср, Апотери напряжения, ΔU, Вчисло максимальных потерь, τ, чкоэффициент несимметрииKн2коэффициент дополнительных потерь Kд. ппотери электроэнергии в линии ΔA1, кВт· чIаIвIс12 345 678 910 111 182 848,32,3 556 501,0421,105 322,92652956501456501,0781,18 363 163 181 620 180,7956501,0081,3 253 436 554 645,75,556 501,0221,8 820 855 603 060 506,826501,081,2 146 061 548 522,7545501,6842,71 188 971 013 703 120,645501,6844,5 617 887.
Итого 30 214.
После проведения выравнивания нагрузки фаз12 345 678 910 116 182 016,32,3 556 501,0021,52 182 494 556 501 458 944,0081,2 554 463 181 818 181,79565011246440514645,75,556 501,0021,819 325 505 050 506,82650111171625251822,7 545 501,0731,1 682 373 128 343 120,645501,0221,114 354.
Итого 14 190.
Приложение 2Пример расчета эффективности при сезонном отключении одного из работающих трансформаторов в двухтрансформаторной подстанции (трансформаторы работают на разные шины) Номер трансформатора.
Номинальная мощность Sн, кВАток, АКоэффициент загрузки Kзчисло часов, чпотери мощности, кВтпотери энергии, кВт-чноминальный IнМаксимальный рабочий IмМаксимальной нагрузки Tмаксимальных потерь τХолостого хода ΔPх.хКороткого замыкания ΔPк.зХолостого хода ΔWх.хКороткого замыкания ΔWхк.зt = 8760 ч11 001 441 100,76678956500,62,4 525 679 152 100 144 640,59678956500,62,45 256 4720t = 6760 ч (трансформаторы на лето отключают).
11 001 441 100,76554040000,62,5 405 656 032 100 145 152,59554040000,62,44 056 3342t = 2000 ч (летний период).
110 014 453,30,3 712 505 000,62,41 200 164.
