Бурдина3 (1233339), страница 4

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

Текст из файла (страница 4)

( 4.6)

Линия проходит проверку по потерям напряжения, если соблюдается условие

(4.7)

Пример расчета:

Участок линии ТП №2 – КТП № 4.

Потери напряжения на участке составят

=23,3 В.

Потери напряжения в линии, обусловленные передачей реактивной мощности на участке, составят

В.

Потеря напряжения в линии при передаче активной мощности составит

В.

Допустимая потеря напряжения будет равна

В

Условие

16,6 В ≤ 100 В

соблюдается, следовательно, линия проходит проверку по потерям напряжения, и не требует замены.

Аналогично производим расчеты для других линий по формулам (4.4) – (4.7), результаты остальных расчетов сводим в таблицу 4.3.

Таблица 4.3 – Потери напряжения в ЛЭП

Рисунок 4.2 – Потери напряжения

По результатам, представленным в таблице 4.3 видно, что все падения напряжения укладываются в пределы 1000 В, следовательно, можно сделать вывод, что проверяемые линии электропередачи не требуют замены.

5 РАСЧЕТ ПОТЕРЬ ЭЛЕКТРОЭНЕРГИИ

В настоящее время в связи с постоянным ростом стоимости электротехнических материалов и электрооборудования, увеличением тарифов на электроэнергию, особенно актуальным направлением экономии энергоресурсов в хозяйстве электроснабжения железных дорог становятся мероприятия, не связанные с большими капиталовложениями, но позволяющие снизить расход электрической энергии. В ряду таких мероприятий первоочередным являются способы снижения непроизводственных потерь электрической энергии.

Выбор рациональных путей решения задачи – снижения потерь электроэнергии становится возможным только при ясном представлении количественных характеристик и структуре общих потерь электроэнергии энергетического предприятия.

Для целей анализа и нормирования потерь целесообразно использовать структуру потерь, в которой они разделены на составляющие исходя из их физической природы и специфики методов определения их количественных значений.

На основе такого подхода фактические потери могут быть разделены на четыре составляющие [13]:

1) технические потери электроэнергии, обусловленные физическими процессами, происходящими при передаче электроэнергии по электрическим сетям и выражающимися в преобразовании части электроэнергии в тепло в элементах сетей;

2) расход электроэнергии на собственные нужды (СН) подстанций, необходимый для обеспечения работы технологического оборудования подстанций и жизнедеятельности обслуживающего персонала. Этот расход регистрируется счетчиками, установленными на трансформаторах СН подстанций;

3) потери электроэнергии, обусловленные погрешностями ее измерения (недоучет электроэнергии, метрологические потери). Эти потери получают расчетным путем на основе данных о метрологических характеристиках и режимах работы приборов, используемых для измерения энергии (ТТ, ТН и самих электросчетчиков). В расчет метрологических потерь включают все приборы учета отпуска электроэнергии из сети, в том числе и приборы учета расхода элек­троэнергии на СН подстанций;

4) коммерческие потери, обусловленные хищениями электроэнергии, несоответствием показаний счетчиков оплате электроэнергии бытовыми потребителями и другими причинами в сфере организации контроля потреблением энергии. Коммерческие потери не имеют самостоятельного математического описания и, как следствие, не могут быть рассчитаны автономно.

Структура потерь, в которой составляющие потерь сгруппированы по различным критериям, приведена на рисунке 5.1.

Рисунок 5.1 – Структура фактических потерь электроэнергии

Каждая составляющая потерь имеет свою более детальную структуру:

1. Нагрузочные потери включают в себя потери:

• в проводах линий передачи;

• силовых трансформаторах и автотрансформаторах;

• токоограничивающих реакторах;

• заградителях высокочастотной связи;

• трансформаторах тока;

• соединительных проводах и шинах распределительных устройств (РУ) подстанций.

1. Потери холостого хода включают в себя постоянные (не завися­щие от нагрузки) потери:

   • в силовых трансформаторах (автотрансформаторах);

   • компенсирующих устройствах (синхронных и тиристорных ком­пенсаторах, батареях конденсаторов и шунтирующих реакторах);

   • оборудовании системы учета электроэнергии (ТТ, ТН, счетчи­ках и соединительных проводах);

   • вентильных разрядниках и ограничителях перенапряжения;

   • устройствах присоединения высокочастотной связи (ВЧ-связи);

   • изоляции кабелей.

2. Потери, обусловленные погодными условиями (климатические по­тери) включают в себя три составляющие:

   • потери на корону в воздушных линиях электропередачи (ВЛ)

110 кВ и выше;

• потери от токов утечки по изоляторам ВЛ;

• расход электроэнергии на плавку гололеда.

1. Расход электроэнергии на СН подстанций обусловлен режима­ми работы различных (до 23) типов ЭП. Этот расход можно разбить на шесть составляющих:

   • на обогрев помещений;

   • вентиляцию и освещение помещений;

   • системы управления подстанцией и вспомогательные устрой­ства синхронных компенсаторов;

   • охлаждение и обогрев оборудования;

   • работу компрессоров воздушных выключателей и пневматиче­ских приводов масляных выключателей;

   • текущий ремонт оборудования, устройства регулирования на­пряжения под нагрузкой (РПН), дистилляторы, вентиляцию закры­того распределительного устройства (ЗРУ), обогрев и освещение проходной (прочий расход).

2. Погрешности учета электроэнергии включают составляющие, обусловленные погрешностями измерительных ТТ, ТН и электриче­ских счетчиков.

3. Коммерческие потери также могут быть разделены на многочисленные составляющие, отличающиеся причинами их возникновения.

5.1 Расчет потерь электроэнергии в сети 10 кВ

При проектировании электрических сетей учитывается оптимальное соотношение между затратами на сеть и стоимостью потерь электроэнергии.

В процессе эксплуатации, в связи с ростом нагрузок и подключением новых потребителей потери электроэнергии увеличиваются, и это соотношение нарушается. Этим определяется необходимость контроля потерь электроэнергии и их расчёт, как одного из важнейших показателей экономичности работы сети.

Сети 10 кВ энергосистем характеризуются относительной простотой схемы каждой линии 10 кВ, большим количеством таких линий и низкой достоверностью информации о нагрузках трансформаторов 10/0,4 кВ. Это делает нецелесообразным на данном этапе применение для расчетов потерь электроэнергии в этих сетях методов, аналогичных применяемым в сетях более высоких напряжений и основанных на наличии информации о каждом элементе сети. В связи с этим получил распространение метод средних нагрузок [14].

Нагрузочные потери электроэнергии в воздушных, кабельных линиях или двухобмоточных трансформаторах определяют по формуле:

, (5.1)

где – потери мощности в воздушных, кабельных линиях или двухобмоточных трансформаторах при средних за период нагрузках, кВт; – квадрат коэффициента формы графика нагрузки за период, о.е.; – коэффициент, учитывающий различие конфигураций графиков активной и реактивной нагрузки (0,99), о.е.; – число часов в периоде, ч.

Коэффициент формы графика определяется по формуле:

, (5.2)

где – коэффициент заполнения графика определяется по формуле:

, (5.3)

где – отпуск электроэнергии в сеть за время Т, кВтч; – число часов использования наибольшей нагрузки сети.

При отсутствии данных о коэффициенте заполнения графика нагрузки, для электрических сетей 6 кВ и выше необходимо принимать =0,7.

Нагрузочные потери мощности при средних за период нагрузках в воздушных, кабельных линиях или двухобмоточных трансформаторах определяются по формуле:

, (5.4)

где , – средние значения активной и реактивной мощности за период Т, МВт, Мвар; – коэффициент реактивной мощности, о.е.; – среднее напряжение элемента за период Т, кВ; – среднее значение токовой нагрузки, А; – активное сопротивление элемента, Ом.

При отсутствии данных о коэффициентах мощности нагрузки принимается равным 0,9, при этом принимает значение 0,48.

Средняя нагрузка определяется по формуле:

, (5.5)

, (5.6)

где – электроэнергия в узле за период Т, кВтч.

Сопротивление двухобмоточных трехфазных трансформаторов определяются исходя из данных о марках трансформаторов, установленных на трансформаторных подстанциях:

, (5.7)

где – потери короткого замыкания трансформатора; – номинальное напряжение на высокой стороне трансформатора; – номинальная мощность понижающего трансформатора.

Активное сопротивление ВЛ определяется в соответствии с паспортными данными оборудования по формуле:

, (5.8)

где – удельное активное сопротивление на 1 км провода при его температуре 20°С, Ом/км; L – длинна линии по трассе, км; – средняя температура провода за базовый период, °С; – количество параллельных цепей, шт.

Характеристики

Список файлов ВКР