Рисунок 2 — Потери активной мощности в рассматриваемых ЛЭП до и после реконструкции.
Рисунок 3 — Потери активной электроэнергии в рассматриваемых ЛЭП до и после реконструкции.
В результате проведённой реконструкции с заменой провода на загруженных участках в рассматриваемых воздушных линиях ЛЭП 35 кВ Л1-Л8, установлено:
потери мощности уменьшились после реконструкции на величину, составляющую 1061,8−559,2=502,6 кВт, что составляет 47,3% от величины потерь мощности до реконструкции;
— потери электроэнергии уменьшились после реконструкции на величину, составляющую 8 268 873−5 003 533=3265340 кВт· ч, что составляет 39,5% от величины потерь мощности до реконструкции;
— основываясь на приведённых результатах, установлено, что проведение реконструкции с заменой провода на загруженных участках в рассматриваемых воздушных линиях ЛЭП 35 кВ Л1-Л8, эффективно технически.
3 ОРГАНИЗАЦИОННО-ПРАКТИЧЕСКАЯ ЧАСТЬ3.1 Составление плана мероприятий по реализации указанных предложений.
Исходя из предложений (МСП) по уменьшению потерь электроэнергии в Сочинских электрических сетях, предложенных в проектной части, составляется план мероприятий по реализации указанных предложений (рис. 4).Составленный план иллюстрирует основной комплекс мероприятий, которые систематизированы и приведены на рис.
4. Более детально данные мероприятия рассмотрены в п. 1.3 данной работы. Мероприятия по снижению потерь электроэнергии условно разделены на этапы, логически связанные друг с другом (рис.
4):1 этап — нормирование каждой группы потерь. На данном этапе на основе технико — экономических, нормативных и эмпирических данных определяется максимально допустимое значение потерь (т.е. норматив потерь) для каждой группы;
2 этап — на основе данных первого этапа разрабатывается комплекс организационных мероприятий, направленных на организацию деятельности структурных подразделений предприятий по снижению потерь электроэнергии;
3 этап — комплекс технических мероприятий, разрабатываемый для каждой группы потерь с учётом их особенностей, схем, режимов работы и технических характеристик. Все перечисленные этапы являются связаны логически и должны выполняться в строгой последовательности. Совокупность выполнения мероприятий на указанных этапах имеет конечной целью снижение потерь до установленных нормированных значений, а в случае коммерческих потерь — сведение их к нулю в идеальном случае. Рисунок 4 — План реализации мероприятий по уменьшению потерь электроэнергии в Сочинских ЭС3.2 Определение основных составляющих эффективности проведённой реконструкции ЛЭП 35 кВ с заменой провода на перегруженных линиях.
В результате проведённой реконструкции с заменой провода на загруженных участках в рассматриваемых воздушных линиях ЛЭП 35 кВ Л1-Л8, установлено, что потери электроэнергии снижаются. Численное значение снижения потерь электроэнергии определяют на основе сравнения их значений до и после реконструкции. Также определяется экономия от проведённой реконструкции, связанная с уменьшением потерь. Результаты расчётов приведены в таблице 5. Таблица 5 — Определение экономического эффекта в следствии проведённой реконструкции ЛЭП 35 кВПараметр
До реконструкции.
ПослереконструкцииЭкономическийэффект.
Суммарные потери электроэнергии в ЛЭП 35 кВ, кВт· ч82 688 735 003 533 328 3840(39,5%)Плата за потери электроэнергии, тыс. р.(4,28 р. за 1 кВт· ч для Краснодарского края).
35 390,821415,113 975,7Далее проводится технико — экономический расчёт с конечной целью определения срока окупаемости реконструкции рассматриваемых ЛЭП 35 кВ. Задачей технико — экономического расчёта является определение затрат на реконструкцию указанных ЛЭП 35 кВ (Л1 — Л8). В соответствии с требованиями [37], является величина приведенных затрат: (9)где К — капитальные затраты на замену провода в ЛЭП 35 кВ электрической сети;
И — годовые эксплуатационные расходы. В капитальные затраты на сооружение сети входят стоимость линий Л1 — Л8, которые определяются по укрупнённым показателям стоимости электрических сетей [37]. Стоимость линий определяется: длиной, номинальным напряжением, сечением проводов и районом по гололёду. В состав годовых эксплуатационных расходов входят соответствующие расходы в линиях Ил. Эти составляющие находят по выражению:(10)где Иа — издержки на амортизацию;
Иэ — издержки на эксплуатацию. Издержки на амортизацию Иа определяются по норме отчисления на амортизацию от капитальных затрат: (11)где ар — коэффициент амортизации, %, принимаемый по, табл. 6.1[37]. Эксплуатационные издержки Иэ определяются: (12)где эр — отчисления на ремонты и обслуживание элементов электрической сети, %, принимаемый по табл. 6.2[37]. Результаты расчёта капитальных затрат и годовых эксплуатационных расходов линий сводятся в таблицу 6. Таблица 6 — Результаты расчёта капитальных затрат и годовых эксплуатационных расходов линий на реконструкцию.
Определяемый показатель.
ЛЭП-35 кВЛ1Л2Л3Л4Л5Л6Л7Л8Номинальное напряжение, кВ35Марка провода.
АС-50/8АС-50/8АС-50/8АС-50/8АС-70/11АС-50/8АС-70/11АС-70/11Длина линии, км14,512,015,511,010,512,511,012,5Стоимость 1 км линии, тыс. руб./км161 161 161 161 175 168 188 416.
Стоимость линии, тыс. руб.
2334,51 932,02495,517 711 837,52012,51 925,02187,5Издержки на амортизацию, тыс. руб., (ар = 6,7%)156,4129,4167,2118,7123,1134,8129,0146,6Издержки на эксплуатацию, тыс. руб., (эр = 0,8%)18,715,519,914,214,716,115,417,5Годовые эксплуатационные расходы, тыс. р. 175,1144,9187,1139,2137,8150,9144,4164,1Приведённые затраты, тыс. р.
2509,62 076,92682,61 910,21975,32 163,42069,42 351,6Всего приведённых затрат по ЛЭП, тыс. р. 17 739,0 В результате проведённых расчётов установлено, что суммарные приведённые затраты по ЛЭП 35 кВ, выделяемые на её реконструкцию, составили величину 17 739 тыс. р. Срок окупаемости проведенной реконструкции составляет:
С = З/Е,(13)где Е — полученный эффект от реконструкции, тыс. р.;С — суммарные приведённые затраты по ЛЭП, выделяемые на её реконструкцию, тыс. р. С = 17 739/13975,7 1,3 года. Проведённая реконструкция эффективна, т.к. окупится за 1 год и 4 месяца.
ЗАКЛЮЧЕНИЕ
В результате выполнения работы, проведён анализ потерь электроэнергии в электрических сетях с последующей разработкой и систематизацией комплекса мероприятий, направленных на снижение потерь электроэнергии на примере Сочинских электрических сетей. Также в работе детально рассмотрено одно из наиболее существенных мероприятий по снижению потерь электроэнергии — реконструкция воздушных линий электропередач напряжением 35 кВ с заменой сечения провода в связи с увеличением нагрузки указанных линий. Проведён расчёт электрических нагрузок и выбор сечения провода ЛЭП по техническим характеристикам и фактической нагрузке, а также определение потерь мощности и электроэнергии в ЛЭП до реконструкции и после её проведения. В результате проведённого обзора литературных источников по рассматриваемой проблеме, рассмотрены и детально проанализированы следующие вопросы, относящиеся к теме исследования: факторы, приводящие к потерям электроэнергии, классификация и нормирование потерь электроэнергии, мероприятия по снижению потерь электроэнергии. Исходя из анализа литературных источников по указанной проблеме, а также учитывая особенности и технические данные Сочинских электрических сетей, разработаны мероприятия по снижению потерь электроэнергии на казанном предприятии с последующей их реализацией в форме плана. Осуществлено определение основных составляющих эффективности проведённой реконструкции ЛЭП 35 кВ с заменой провода на перегруженных линиях. С увеличением нагрузки сечения проводов ЛЭП увеличивается, что увеличивает пропускную способность ЛЭП, а также снижает величину потерь электроэнергии в них. В результате проведённой реконструкции с заменой провода на загруженных участках в рассматриваемых воздушных линиях ЛЭП 35 кВ Л1-Л8, установлено, что: — потери мощности уменьшились после реконструкции на величину, составляющую 502,6 кВт, что составляет 47,3% от значения потерь мощности до реконструкции;
— потери электроэнергии уменьшились после реконструкции на величину, составляющую 3 265 340 кВт· ч, что составляет 39,5% от значения потерь мощности до реконструкции;
— благодаря проведённой реконструкции, экономия платы за потери электроэнергии в ЛЭП 35 кВ составила 13 975 655,2 р.;
— основываясь на приведённых результатах, установлено, что проведение реконструкции с заменой провода на загруженных участках в рассматриваемых воздушных линиях ЛЭП 35 кВ Л1-Л8, эффективно технически;
— суммарные приведённые затраты по ЛЭП 35 кВ, выделяемые на её реконструкцию, составили 17 739 тыс. р.;
— проведённая реконструкция экономически эффективна, т.к. срок окупаемости составляет 1 год и 4 месяца.
СПИСОК ЛИТЕРАТУРЫ
1. Мирошник, А. А.
Уточненные алгоритмы расчета потерь электроэнергии в сетях 0,38 кВ в реальном времени / А. А. Мирошник // Проблемы региональной энергетики. — 2010. — 2(13). — с.35 — 42.
2. IEC 60 287−2-2:1995 Electric cables-Calculation of the current rating-Part 2: Thermal resistance — Section 2: A method for calculating reduction factors for groups of cables in free air, protected from solar radiation.
3. Gupta, P.C. Adaptive short-term forecasting of hourly loads using weather information / Gupta P. C, Yamada K // «IEEE Trans. Power Appar. And Syst». — 1998. — № 5.
4. Panuska, V. Short-term forecasting of electric power system load from a weather dependent model / Panuska V // IFAC Symp.
1977. A utom. C.
ontr. and Prot. E lectr. P ower Syst., Melbourne, 1977. -.
1977. — Sydney.
5. Воротницкий, В. Э., Туркина, О. В. Оценкапогрешностейрасчетапеременныхпотерьэлектроэнергиив.
ВЛиз-занеучетаметеоусловий / В. Э. Воротницкий, О. В. Туркина // Энергосистемы и электрические сети. — 2008. — № 10.
6. Левченко, И. И., Сацук, Е. И. Нагрузочная способность и мониторинг воздушных линий электропередачи в экстремальных погодных условиях / И.
И. Левченко, Е. И. Сацук // Электричество. — 2008.
— № 4. — с. 2 — 8.
7. Железко, Ю. С. Потери электроэнергии в электрических сетях, зависящие от погодных условий / Ю. С. Железко // - Электрические станции. — 2004. — № 11.
8. Владимиров, Ю.В., Крамская, Т. В. Учёт фактора влияния нестационарности нагрузки на потери в электрических сетях от перетоков реактивных мощностей мощностей / Ю. В. Владимиров Ю.В., Т. В. Крамская Т. В // Восточно-Европейский журнал передовых технологий. — 2006. — № 4/3 (22)9. Жежеленко, И. В. Качество электроэнергии на промышленных предприятиях / И. В. Жежеленко, Ю. Л. Саенко. — М.: Энергоатомиздат, 2005. — 261 с.
10. Потребич, А. А. Методы расчёта потерь энергии в питающих электрических сетях энергосистем / А. А. Потребич // Электричество. — 1995. — № 9.
11. Потребич, А. А. Моделирование нагрузок для расчёта потерь энергии в питающих электрических сетях энергосистем / А. А. Потребич // Электричество.- 1997. — № 3.
12. Стогний, Б. В. Определение транзитных потерь мощности в фрагментированных электрических сетях областных энергосберегающих компаний / Б. В.
Стогний, В. В. Павловский // Энергетическая политика. — 2004.
— № 5.
13. Железко, Ю. С. Методы расчёта нагрузочных потерь электроэнергии в радиальных сетях 0,38−20 кВ по обобщённым параметрам сети / Ю.С.Железко// Электрические станции. — 2006. — № 1.
14. Железко, Ю. С. Потери электроэнергии в оборудовании сетей и подстанций / Ю. С. Железко // - Электрические станции. — 2005. — № 7.
15. Железко, Ю. С. Статистические характеристики погрешностей измерительных комплексов и их использование при расчёте недоучёта электроэнергии / Ю. С. Железко // - Электрические станции. — 2005. — № 7.
16. Артюх, В. М. Потери электроэнергии в оборудовании собственных нужд электростанций / В. М. Артюх // Электрические станции. — 2007.- № 2.
17. Железко, Ю. С. Оценка потерь электроэнергии, обусловленных инструментальными погрешностями измерения / Ю. С. Железко // Электрические станции. — 2001. — № 8.
18. Железко, Ю. С. Систематические и случайные погрешности методов расчета нагрузочных потерь электроэнергии / Ю. С. Железко // Электрические станции. — 2001. — № 12.
19. Железко, Ю. С. Определение интегральных характеристик графиков нагрузки для расчета потерь электроэнергии в электрических сетях / Ю. С. Железко, О. В. Савченко // Электрические станции.
— 2001. — № 10.
20. Железко, Ю. С. Принципы нормирования потерь электроэнергии в электрических сетях и программное обеспечение расчетов / Ю. С. Железко // Электрические станции. — 2001. — № 9.
21. Железко, Ю. С. Расчет нормативных характеристик технических потерь электроэнергии / Ю. С. Железко, А. В. Артемьев, О.
В. Савченко // Электрические станции. — 2002.
— № 2.
22. Железко, Ю. С. Расчет потерь электроэнергии в энергосистемах с реверсивными межсистемными связями / Ю. С. Железко, О. В. Савченко // Электричество.- 1995. — № 3.
23. Войтов, О. Н. Алгоритмы оценки потерь электроэнергии в электрической сети и их программная реализация / О. Н.
Войтов, Л. В. Семёнова, А. В. Челпанова // Электричество. — 2005. — № 10.
24. Портебич, А. А. Нормирование потерь энергии в электрических сетях энергокомпаний / А. А. Портебич // Электрические станции.- 2005. — № 3.
25. Воротницкий, В. Э. Программа расчета потерь мощности и электроэнергии в распределительных сетях 6−10 кВ / В. Э. Воротницкий, С.
В. Заслонов, М. А. Калинкина // Электрические станции. — 1999.
— № 8. — с. 38 — 42.
26. Железко, Ю. С. Расчет, анализ и нормирование потерь электроэнергии в электрических сетях / Ю. С. Железко, А. В. Артемьев, О. В. Савченко // М.: НЦ ЭНАС. — 2002.
27. Воротницкий, В.Э. О принципах нормирования технико-экономического расхода электроэнергии на ее транспорт в электрических сетях для расчета тарифов по диапазонам напряжения / В. Э. Воротницкий, В. И. Эдельман, Н.
А. Броерская, М. А. Калинкина // Электрические станции. — 1999.
— № 11. — с. 7−10.
28. Воротницкий, В. Э. Расчет, нормирование и снижение потерь электроэнергии в электрических сетях / В. Э. Воротницкий, М. А.
Калинкина // Уч. — метод. пособ. — М.: ИПК. -.
2002. — 64 с.
29. Воротницкий, В. Э. Методы и средства расчета, анализа и снижения потерь электрической энергии при ее передаче по электрическим сетям / В. Э. Воротницкий // М.: Диалог.
Электро. — 2006.
30. Воротницкий, В. Э. Потери электроэнергии в электрических сетях: анализ и опыт снижения — М.: НТФ «Энергопрогресс», 2006. — 104 с.
31. Макаров, Е. Ф. Резервы снижения потерь электроэнергии в распределительных сетях / Е. Ф. Макаров // Электрические станции. — 1997. — № 3.
32. Сапронов, А. А. Об автоматизированной системе контроля и учета электроснабжения однофазных энергопотребителей 0,4 кВ / А. А. Сапронов, А. Ю.
Никуличев, А. А. Зайцев // Энергетик. — 2003. — № 10.
33. Железко, Ю. С. Нормирование технологических потерь электроэнергии в сетях. Новая методология расчета / Ю. С.
Железко // Новости электротехники. — 2003. — №.
5 (23). — С. 23−27.
34. Воротницкий, В. Э. Коммерческие потери электроэнергии в электрических сетях. Структура и мероприятия по снижению / В. Э.
Воротницкий, В. Н. Апряткин // Новости Электротехники. — 2002.
— № 4 (16).
35. Воротницкий В. Э. Снижение потерь электроэнергии в электрических сетях / В.
Э. Воротницкий, М. А. Калинкина, Е. В. Комкова, В. И.
Пятигор // Энергосбережение. — 2005. — №.
289 36. Правила устройства электроустановок. — 7-е изд., перераб.
и доп.- М.: Главгосэнергонадзор России, 2013. — 692 с.
37. Справочник по проектированию электрических сетей / под ред. Д. Л. Файбисовича. — 4-е изд., перераб. и доп. — М.: ЭНАС, 2012.
