Антиплагиат (1223630), страница 5

Просмтор этого файла доступен только зарегистрированным пользователям. Но у нас супер быстрая регистрация: достаточно только электронной почты!

Текст из файла (страница 5)

Которое в своюочередь определяется по формуле:пср.КТП=пфпКТП. (4.17)Определяется значение средневзвешенного коэ ффиц иента мощ ности:cosφ=WaWa2+Wp2, (4.18)где Wа, Wp –расход активной и реактивной энергии за рассматриваемый период (кВт∙ч и квар∙ч).Выполняется расчет потерь[8]э лектроэ нергии за расчетный период:∆W=Sср.ф2Uном2∙Rср.ф∙кф2∙T, (4.19)где Sср.ф – полная мощ ность усредненного фидера, кВА.Sср.ф=Рср.фcosφ, (4.20)где Rср.ф –сопротивление усредненного фидера, Ом; T – расчетный период, ч; Uном – номинальное напряжение сети, кВ.Фидера комплектных трансформаторных подстанций могут быть выполнены по трех проводной (три фазы) или четырехпроводной (три фазы и обратный провод) схеме.

В общем случае фазы выполняются одинаковым проводом, поэтомуудельные сопротивления отдельных фаз фидера равны между собой.Тогда, сопротивление трех проводного фидера можно найти по формуле:[8]Rср.ф3=Rуд.ф∙lср.ф=RAуд∙RBуд∙RCудRAуд∙RBуд+RAуд∙RCуд+RBуд∙RCуд∙lср.ф=RAуд3∙lср, (4.21)где Rуд.ф – удельное сопротивление фидера, Ом/км; RAуд, RBуд, RCуд -удельные сопротивления проводов фаз A, B и C, Ом/км.При четырехпроводной схеме нулевой провод может выполняться проводом марки, отличной от проводов фаз, поэтомусопротивление четырехпроводного фидера:[8]Rср.ф4=lср.ф∙RAуд∙RoудRAуд+3∙Roуд, (4.22)где Roуд – удельное сопротивление нулевого провода, Ом/км.Расчет сетей 0,4 кВ выполняется на основании схем, представленных на рисунке Схема э лектроснабж ения потребителей 0,4 кВ(Чертеж 2).Исходные данные приведены в таблиц е 4.3.Таблиц а 4.3 – Исходные данныеНаименование линииWт, кВт∙чРср, кВт∆Рср, Вт∆Wн, кВт∙ч12345ПС Арга – КТП № 2811645413,290,0120,085ПС Арга –http://dvgups.antiplagiat.ru/ReportPage.aspx?docId=427.22770048&repNumb=117/3008.06.2016АнтиплагиатКТП № 3550542957,70,060,53КТП № 35 – КТП № 3614738016,820,2∙10-30,002КТП № 36 – КТП № 29274173,130,4∙10-70,15∙10-7[13]Суммарн��е потери э лектроэ нергии, кВт∙ч0,615Пример расчета сетей, получающ их питание от КТП № 35.Определяем среднее сечение провода усредненного фидера по формуле (4.13):Sср=25∙0,12+16∙0,075+16∙0,275+25∙1,350,12+0,075+0,275+1,35=23 мм2.Рассчитываем длину усредненного фидера по формуле (4.14):lср.ф=0,12+0,075+0,275+1,354=0,46 км.Определим среднюю мощ ность комплектной трансформаторной подстанц ии по формуле (4.15):Рср.КТП=3580498760=40,87 кВт.Среднее количество фидеров, питающ ихся от одной комплектной трансформаторной подстанц ии по формуле (4.16):пср.КТП=94=2.Рассчитываем активную мощ ность усредненного фидера 0,4 кВ по формуле (4.17):Рср.ф=40,872=20,44 кВт.Полная мощ ность усредненного фидера находим по формуле (4.20):Sср.ф=20,440,9=22,71 кВА.Сопротивление трех проводного фидера находим по формуле (4.21):Rср.ф3=1,243∙0,46=0,19 Ом.Выполняем расчет потерь э лектроэ нергии за расчетный период по формуле (4.19):∆W=22,7120,42∙0,19∙1,02∙8760∙10-3=5,42 МВт∙ч.Удельные потери в линииопределяем по формуле (4.12):δW=5,42358,049∙100%=1,51 %.Результаты остальных расчетов по формулам (4.12) – (4.22) приводим в таблице 4.4.По результатам расчетов видно, что[18]суммарные потери э лектроэ нергии в сетях 0,4 кВ достигают 6,45 МВт∙ч, что составляет 0,55% от всей поставленнойэ лектроэ нергии.4.3 Определение расчетного и допустимого небалансаДля оценки достоверности системы учетаэлектроэнергии в распределительных сетях безнеобходимо определить небаланс приема и распределенияпроверки счетчиков[8]э лектроэ нергии.Абсолютный небаланс принятой и распределенной э лектроэ нергии находим по формуле:∆W=Wп-Wр-∆Wнл-∆Wнт-∆Wхт, (4.23)где Wп, Wр – соответственно количество принятой и распределенной э лектроэ нергии; ∆Wнл, ∆Wнт –нагрузочные потери в распределительных линиях и понизительных трансформаторах; ∆ Wхт – потери холостого хода впонизительных трансформаторах.[8]Относительный небаланс принятой и распределительной э лектроэ нергии определяется по формуле:δW=∆WWn∙100%.

(4.24)Значение фактического небаланса должно быть меньше или равно значению допустимого небаланса:[8]δWд=±i=1kδni2∙dni2+i=1mδoi2∙doi2, (4.25)где δni, δoi –суммарная относительная погрешность i-го измерительного комплекса, состоящего из трансформатора напряжения,трансформаторатокаисчетчика,учитывающегопринятуюиотпущеннуюэлектроэнергию;dni,doi–доляэлектроэнергии, принятой и отпущенной через i-й измерительный комплекс; к – число измерительных комплексов,учитывающих принятую электроэнергию; м – число измерительных комплексов, учитывающих[8]распределительную э лектроэ нергию.Долю э лектроэ нергию, учтенную i-м измерительным комплексом,определяют по формуле:di=WiWn, (4.26)где Wi – количество электроэнергии, учтенной i-м измерительным комплексом;[8]Wn – суммарное количество принятой э лектроэ нергии.Предел допустимой относительной погрешность i-го измерительного комплекса определяется по формуле:http://dvgups.antiplagiat.ru/ReportPage.aspx?docId=427.22770048&repNumb=118/3008.06.2016Антиплагиат[8]δi=±1,1∙δi2+δu2+δл2+δос2, (4.27)гдеδi, δu – пределы допустимых значений относительной погрешности соответственнотрансформаторов по[15] итрансформаторов напряж ения по [16], %; δл –предел допустимых ПУЭ потерь напряжения в линиях присоединения счетчиков к трансформаторам напряжения, (0,25%); δос - предел допустимой основной погрешности индукционного [17][8]илиэлектронного [18] счетчиков, в %.[34]Согласно данным, полученным от Свободненской дистанц ии э лектроснабж ения, 1164,844 МВт∙ч было поставлено в сеть, из них621,88 МВт∙ч отпущ ено потребителям, из э того следует что 542,964 МВт∙ч составляют потери э лектроэ нергии, из них: 0,615МВт∙ч – потери в линии 10 кВ; 6,45 МВт∙ч – потери в линии 0,4 кВ; 0,25 МВт∙ч –нагрузочные потери в трансформаторах; 21,64 МВт∙ч – потери холостого хода.[8]Рассчитаем абсолютный небаланс принятой и распределенной э лектроэ нергии по формуле (4.23):∆W=1164,844-621,88-0,615+6,45-0,25-21,64=514,01 МВт∙ч.Относительный небаланс принятой и распределенной э лектроэ нергии определяется по формуле (4.24):δW=514,011164,844∙100%=44,13%.Для дальнейшего расчета исходные данные представлены в таблиц е 4.5.Таблиц а 4.5 – Исходные данныеЧисло счетчиковКласс точностиW, МВт∙чТрансформатор токаТрансформатор напряж енияСчетчикПоступление э лектроэ нергии10,50,50,5s293,23410,50,50,5s871,61Отпуск э лектроэ нергии340,5142,908871,0365,541272,0113,431Рассчитаем долю э лектроэ нергии, учтенную первым измерительным комплексом по формуле (4.26):di=293,2341164,844=0,25.Предел допустимой относительной погрешности 1-го измерительного комплекса рассчитаем по формуле (4.27):δ1=±1,1∙0,52+0,52+0,252+0,52=±0,99.Расчеты для остальных измерительных комплексов приведены в таблиц е 4.6.Таблиц а 4.6 – Рассчитанные данныеЧисло счетчиковdiδi, %Поступление э лектроэ нергии10,250,9910,750,99Отпуск э лектроэ нергии340,230,61870,591,13270,182,22http://dvgups.antiplagiat.ru/ReportPage.aspx?docId=427.22770048&repNumb=119/3008.06.2016АнтиплагиатЗначение допустимого небаланса определяется по формуле (4.25):δW==±0,992∙0,252+0,992∙0,752+0,612∙0,232+1,132∙0,592+2,222∙0,182==±1,24 %.Из э того следует что 14,409 МВт∙ч – потери э лектроэ нергии из-за погрешности средств учета, тогда 499,6 МВт∙ч – коммерческиепотери, что составляет 42,89 %.Проц ентноесоотношениеотпущ еннойэ лектроэ нергииипотерьпредставленонарисунке–Анализраспределенияэ лектроэ нергии (Чертеж 7).Анализируя полученные данные, мож но сделать вывод, что технологические потери э лектроэ нергии на данном участке являютсядопустимыми с точки зрения физики передачи электроэнергии по сетям.[17]Главной проблемой в данном случае являются коммерческие потери, которые достигают 42,89 %.

Это является следствиемхищ енияэ лектроэ нергиипотребителями.Следовательно,дальнейшуюразработкумероприятийнуж новестивэ томнаправлении.5МЕРОПРИЯТИЯ ПО СНИЖЕНИЮ КОММЕРЧЕСКИХ ПОТЕРЬ ЭЛЕКТРОЭНЕРГИИ В ЭЛЕКТРИЧЕСКИХ СЕТЯХСнижение потерь электроэнергии в электрических сетях – сложная комплексная проблема, требующая значительныхкапитальных вложений, необходимых для оптимизации развития электрических сетей, совершенствования системы учетаэлектроэнергии, внедрения новых информационных технологий в энергосбытовой деятельности и управления режимамисетей, обучения персонала и его оснащения средствами поверки средств измерений электроэнергии и т.п.5.1[11]Структура [12]коммерческихпотерь электроэнергииВ идеальном случае коммерческие потери электроэнергии в электрической сети, определяемые расчетным путем,должны быть равны нулю. В реальных условиях отпуск в сеть, полезный отпуск и технические потери определяются спогрешностями.

Их разности фактически и являются структурными составляющими коммерческих потерь. Они должныбыть по возможности сведены к минимуму за счет выполнения соответствующих мероприятий по их снижению.В [11]общем[12]виде классификац ия мероприятий представлена нарисунке 5.1.Вобщем случае составляющие коммерческих потерь электроэнергии можно объединить в три группы [19]:-обусловленные погрешностями измерений отпущенной в сеть и полезно отпущенной электроэнергии потребителям;-обусловленныезанижениемполезногоотпускаиз-занедостатковэнергосбытовойдеятельностиихищенийэлектроэнергии;-обусловленные задолженностью по оплате за электроэнергию.[12]Дляопределения приоритетных направлений и очередности внедрения мероприятий по снижению потерь необходимтщательный анализ:-энергетических балансов электрических сетей в целом и их отдельных узлов (подстанций);-технического состояния, условий применения и погрешностей приборов учета электроэнергии (трансформаторов тока,трансформаторов напряжения и счетчиков);-организации работы по внедрению мероприятий по снижению потерь.Другими словами, необходимо достаточно детальное энергетическое обследование электрических сетей.Необходимость энергетических обследований для энергосбережения подтверждается не только опытом передовыхпредприятийиорганизаций,ноизакрепленаважнейшимигосударственнымидокументами,атакжерядомгосударственных стандартов.[11]Энергетические обследования долж ны проводится в соответствии с [20], а такж е в соответствии с утверж денным [21].В ходе обследования э лектрических сетей долж ен проводится анализ:- отсчетныхданных по балансам и потерям электроэнергии вэлектрических сетях,результатоврасчетовтехнических икоммерческих потерь электроэнергии, программного обеспечения этих расчетов;- систем коммерческого и технического узла электроэнергии;- организации управления сбытом электроэнергии;- режимов работы электрических сетей и качества электрической энергии;- технического состояния основного оборудования электрических сетей;- мероприятий по снижению потерь и повышению качества электроэнергии и их эффективности.Как показали энергетические обследования ряда предприятий электрических сетей, мероприятия по снижению потерьэлектроэнергии можно разбить на шесть групп:Мероприятия по оптимизации режимов электрических сетей и совершенствованию их эксплуатации.Мероприятия по строительству, реконструкции, техперевооружению и развитию электрических сетей, вводу в работуэнергосберегающего оборудования.Мероприятия по совершенствованию расчетного и технического учета, метрологического обеспеченияизмененийэлектроэнергии.Мероприятия по уточнению расчетов нормативов потерь, балансов электроэнергии по фидерам, центрам питания иэлектрической сети в целом.Мероприятия по выявлению, предотвращению и снижению хищений электроэнергии.Мероприятия по совершенствованию организации работ, стимулированию снижения потерь, повышению квалификацииперсонала, контролю эффективности его деятельности.На рисунке - Схема мероприятий по снижению потерь электроэнергии (Чертеж 7) представлены мероприятия поснижению потерь электроэнергии.5.2[11]Анализ коммерческих потерьИсходя из расчетных данных,представленныхвчетвертомhttp://dvgups.antiplagiat.ru/ReportPage.aspx?docId=427.22770048&repNumb=1разделе,следуетзаметить,чтоглавнойпроблемой20/3008.06.2016Антиплагиатраспределительных сетей являются коммерческие потери.

Характеристики

Список файлов ВКР