Расчет и анализ основных режимов электрической сети 110 кВ

Размещено на http://www.allbest.ru/

МИНИСТЕРСТВО ОБРАЗОВАНИЯ И НАУКИ

Филиал федерального государственного бюджетного

образовательного учреждения высшего профессионального образования

«Национальный Исследовательский Университет МЭИ»

в г. Смоленске

Кафедра электроэнергетических систем

Специальность: 140205

Дипломный проект

Расчетно-пояснительная записка

Тема

«Расчет и анализ основных режимов электрической сети 110кВ»

Студент Ефременков Н.М.

Руководитель старший преподаватель Певцова Л. С.

Зав. кафедрой д.т.н., профессор Кавченков В.П.

Смоленск

2013 г

УДК 621.311.1

Е92

Ефременков Н.М. Расчет и анализ основных режимов электрической сети 110кВ сети. Расчетно-пояснительная записка к дипломному проекту - Смоленск: Филиал Федерального Государственного Бюджетного Образовательного Учреждения Высшего Профессионального Образования «Национальный Исследовательский Университет МЭИ», 2013 г. - с ил., табл., прил., библ..

В дипломном проекте рассмотрено развитие районной электрической сети в связи с ростом нагрузок и подключением новых потребителей электроэнергии.

Произведен расчет и анализ основных режимов работы сети, так же кроме этих режимов рассмотрен режим наибольших нагрузок с отключенными КУ; c включенными КУ с изменением напряжения на источнике питания от 101% до 105% от номинального напряжения; включение в одну из линий УПК.

Выполнено регулирование напряжения у потребителя в спроектированной электрической сети.

Введение

В данном дипломном проекте будет рассматриваться выбор схемы развития электрической сети в связи с ростом нагрузок и подключением новых потребителей электроэнергии, расчет и анализ основных режимов сети.

Для обеспечения электроснабжения потребителей необходимо задействовать второй источник питания (предполагается, что первый источник питания не может покрыть рост нагрузки). В качестве второго источника выступает узловая подстанция энергосистемы.

Исходными данными являются: конфигурация и параметры существующей сети (мощности и тип трансформаторов, схемы подстанций, напряжения и сечения проводов линий), географическое расположение новых пунктов, данные о потребителях электроэнергии (графики нагрузок, коэффициенты мощности, номинальные напряжения, состав потребителей по категориям надёжности), а также данные об источниках питания (тип, напряжение на шинах в различных режимах, коэффициент мощности генераторов). Исходя из этого, необходимо будет охарактеризовать электрифицируемый район, новых потребителей и источник питания, определить потребную району активную мощность и энергию, составить баланс реактивной мощности в проектируемой сети. После этого необходимо составить не менее двух вариантов схем развития сети, для каждого из которых определяются параметры новых ПС и ВЛ и проверяется по техническим ограничениям ранее установленное оборудование, оказавшееся в более тяжёлых условиях в связи с ростом потребления. Затем для рассмотренных вариантов производится технико-экономическое сравнение, по результатам которого выбирается наиболее экономически выгодный вариант схемы развития сети.

Для выбранного варианта будет произведен расчёт и анализ основных режимов работы с помощью ЭВМ в программе RastrWin. Завершающим расчетным этапом проекта является регулирование напряжения у потребителей. Большое внимание в дипломном проекте уделено потерям электроэнергии и мероприятиям по снижению технических и коммерческих потерь электроэнергии. Также будут рассмотрены вопросы по технике безопасности и видам приспособлений для защиты от поражения электрическим током.

1. ПОТЕРИ ЭЛЕКТРОЭНЕРГИИ В ЭЛЕКТРИЧЕСКИХ СЕТЯХ И МЕРОПРИЯТИЯ ПО ИХ СНИЖЕНИЮ

1.1 Структура фактических потерь электроэнергии

Потери электроэнергии в электрических сетях - важнейший показатель экономичности их работы, наглядный индикатор состояния системы учета электроэнергии, эффективности энергосбытовой деятельности энергоснабжающих организаций.

Разделение потерь на составляющие может проводиться по разным критериям: характеру потерь (постоянные, переменные), классам напряжения, группам элементов, производственным подразделениям и т. п. Для целей анализа и нормирования потерь целесообразно использовать укрупненную структуру, в которой потери 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:

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. Измерить технические потери на реальном сетевом объекте нельзя. Их значение можно получить только расчетным путем на основе известных законов электротехники;

2) расход электроэнергии на 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 за потреблением энергии. Коммерческие потери не имеют самостоятельного математического описания и, как следствие, не могут быть рассчитаны автономно. Их значение определяют как разницу между фактическими потерями и суммой первых трех составляющих.

Три первые составляющие укрупненной структуры потерь обусловлены технологическими потребностями процесса передачи электроэнергии по сетям и инструментального учета ее поступления и отпуска. Сумма этих составляющих хорошо описывается термином технологические потери. Четвертая составляющая -- коммерческие потери -- представляет собой воздействие «человеческого фактора» и включает в себя все проявления такого воздействия: сознательные хищения электроэнергии некоторыми абонентами с помощью изменения показаний счетчиков, потребление энергии помимо счетчиков, неуплату или неполную оплату показаний счетчиков, определение поступления и отпуска электроэнергии по некоторым точкам учета расчетным путем (при несовпадении границ балансовой принадлежности сетей и мест установки приборов учета) и т.п.

Структура потерь, в которой укрупненные составляющие потерь сгруппированы по различным критериям, приведена на рис. 1.1.

Каждая составляющая потерь имеет свою более детальную структуру. 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.

Рис. 1.1. Структура фактических потерь электроэнергии.

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.

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.

Расход электроэнергии на СН подстанций обусловлен режимами работы различных (до 23) типов электроприемников.

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

В таблице 1.1. приведена величина фактических потерь электроэнергии в разрезе филиалов ОАО «МРСК Центра» за 2010 и 2011 гг.

Фактические потери электрической энергии в электрических сетях ОАО «МРСК Центра» составили 6 247,2 млн. кВт*ч, или 9,93 % от отпуска в сеть. По сравнению с 2010 годом снижение потерь электрической энергии составило 20,2 млн. кВт*ч, или 0,08 %, по отношению к отпуску электроэнергии в сеть (эффект рассчитывается как отнесение процента снижения потерь к фактическому отпуску в сеть 2011 года).

В 2011 году в процентном отношении выросла доля полезного отпуска из сетей высокого напряжения, которые, в силу технологических особенностей, предполагают более низкий уровень потерь электроэнергии. Также в 2011 году Компанией был выполнен значительный объем работы по выявлению и предъявлению к оплате безучетного и бездоговорного потребления. Снижение потерь электроэнергии реализуется в Компании посредством выполнения комплекса мероприятий.

1.2 Структура коммерческих потерь электроэнергии

В 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 с погрешностями. Их разности фактически и являются структурными составляющими коммерческих потерь. Они должны быть по возможности сведены к минимуму за счет выполнения соответствующих мероприятий по их снижению.

В общем случае составляющие коммерческих потерь электроэнергии можно объединить в три группы:

- обусловленные погрешностями измерений отпущенной в сеть и полезно отпущенной электроэнергии потребителям;

- обусловленные занижением полезного отпуска из-за недостатков энергосбытовой деятельности и хищений электроэнергии;

- обусловленные задолженностью по оплате за электроэнергию.

1. Коммерческие потери электроэнергии, обусловленные погрешностями измерений отпущенной в сеть и полезно отпущенной электроэнергии потребителям.

Погрешность измерений электроэнергии может быть разбита на более чем 30 составляющих. К основным наиболее значимым составляющим погрешностей измерительных комплексов, в которые могут входить трансформатор тока, трансформатор напряжения, счетчик электроэнергии, линия присоединения счетчика электроэнергии к трансформатору напряжения, относятся:

1) погрешности измерений электроэнергии в нормальных условиях работы измерительного комплекса, определяемые классами точности трансформатора тока, трансформатора напряжения и счетчика электроэнергии (допустимые метрологические потери электроэнергии);

2) дополнительные погрешности измерений электроэнергии в реальных ненормированных условиях эксплуатации измерительных комплексов, обусловленные:

- заниженным против нормативного коэффициентом мощности нагрузки (дополнительной угловой погрешностью);

- влиянием на счетчик электроэнергии магнитных и электромагнитных полей различной частоты;

- недогрузкой и перегрузкой трансформатора тока, трансформатора напряжения и счетчика электроэнергии;

- несимметрией и уровнем подведенного к измерительному комплексу напряжения;

- работой счетчика электроэнергии в неотапливаемых помещениях с недопустимо низкой температурой;

- недостаточной чувствительностью счетчиков электроэнергии при их малых нагрузках, особенно в ночные часы;

3) систематические погрешности, обусловленные сверхнормативными сроками службы измерительного комплекса;

4) погрешности, связанные с неправильными схемами подключения электросчетчиков, трансформаторов тока и трансформаторов напряжения, в частности, нарушениями фазировки подключения счетчиков;

5) погрешности, обусловленные неисправными приборами учета электроэнергии;

6) погрешности снятия показаний электросчетчиков из-за:

- ошибок или умышленных искажений записей показаний;

- неодновременности или невыполнения установленных сроков снятия показаний счетчиков, нарушения графиков обхода счетчиков;

- ошибок в определении коэффициентов пересчета показаний счетчиков в электроэнергию.

2. Коммерческие потери, обусловленные занижением полезного отпуска из-за недостатков энергосбытовой деятельности.

Эти потери включают несколько составляющих:

- потери при выставлении счетов;

- несоответствие дат снятия показаний расчетных счетчиков с расчетным периодом;

- расчеты потребленной электроэнергии абонентом на основе договоров безучетного электропотребления;

- наличие бесхозных потребителей;

- потери от хищений электроэнергии.

3. Коммерческие потери, обусловленные задолженностью по оплате за электроэнергию - финансовые потери.

Данная составляющая обусловлена задержками в оплате позже установленной даты (в том числе неодновременностью оплаты за электроэнергию бытовыми потребителями - так называемой «сезонной составляющей»).

Следует обратить внимание на четыре дополнительные составляющие коммерческих потерь.

Первая из них попадает одновременно в две группы: в группу коммерческих потерь, обусловленных занижением полезного отпуска электроэнергии, и в группу долговременных или безнадежных долгов. Это -- потери, обусловленные умышленным занижением сумм платежей со стороны потребителей -- физических лиц. Появление таких потерь наиболее вероятно там, где прибор учета находится на территории собственника -- физического лица и доступ к нему для контролирующего персонала энергосбытового предприятия затруднен по юридическим причинам, а потребитель при этом не намерен такой доступ предоставлять. Физическое лицо, самостоятельно заполняя квитанцию на оплату, может умышленно занижать показания прибора учета, даже если платеж осуществляется им вовремя. Как правило, это первый шаг к образованию долговременного или безнадежного к востребованию долга.

Вторая составляющая связана с затратами энергоснабжающего предприятия на выполнение мероприятий по истребованию долгов и выявлению фактов хищения электроэнергии (судебные, транспортные расходы и др.).

Рис. 1.2. Структура коммерческих потерь электроэнергии.

Третья составляющая может быть вызвана действиями диспетчерского персонала энергосетевой компании (оптового поставщика электроэнергии) и связана с введением режима ограничения потребляемой мощности для энергоснабжающего предприятия.

Четвертая составляющая коммерческих потерь может быть вызвана нарушением качества электроэнергии и законным отказом потребителя от полной оплаты некачественной электроэнергии или дополнительными затратами энергоснабжающей организации на ликвидацию последствий нарушения качества электроэнергии (ремонт электрооборудования, проведение мероприятий по локализации и ликвидации причин нарушения качества электроэнергии и др.).

Существующая законодательная база в РФ (Федеральный закон «О защите прав потребителей», Гражданский кодекс (ГК) РФ) позволяет потребителю доказывать размер ущерба, нанесенного ему из-за нарушения качества электроэнергии, и взыскивать его с энергоснабжающей организации. Однако, если потребитель все же использовал электроэнергию ненадлежащего качества, он должен оплатить ее, но по соразмерно уменьшенной цене.

Обобщенная структура коммерческих потерь электроэнергии в распределительных сетях может быть представлена в виде, показанном на рис.1.2.

1.3 Нормирование и экономически обоснованный уровень потерь

Впервые о нормировании потерь электроэнергии в электрических сетях всерьез заговорили в 1980-х годах, когда стало ясно, что планирование потерь электроэнергии Госпланом СССР по принципу «от достигнутого» зашло в тупик. В кризисные 1990-е, когда Госплан СССР прекратил свою работу, нормирование потерь в большинстве энергосистем было приостановлено. Новый качественный этап в возобновлении и активизации работы по расчету и обоснованию нормативов потерь наступил в 1998 - 1999 годах по инициативе Федеральной энергетической комиссии России.

Сейчас нормативы технологических потерь устанавливаются уполномоченным федеральным органом исполнительной власти в соответствии с Постановлением Правительства РФ от 27 декабря 2004 года № 861 и методикой расчета нормативных технологических потерь электроэнергии в электрических сетях. Цель нормирования -- снижение потерь электроэнергии в электрических сетях до технико-экономически обоснованного уровня и поддержание потерь на этом уровне. В разных странах они различны. К примеру, в Германии и Японии потери электроэнергии в сетях находятся на уровне 4,5 %, в Италии -- 6,9 %, США-- 7,2 %, во Франции -- 7,8 %, в Канаде -- 9,8 %, в Норвегии -- 10%, в Новой Зеландии -- 11 %. Различие вызвано структурой потребления, соотношением промышленных и бытовых потребителей. Проще говоря, если в стране развита инфраструктура, используются новые технологии и износ сетей минимален, а протяженность сетей невелика,-- снижается и уровень потерь.

Взаимное расположение электростанций и потребителей в каждой стране уникально, попытки найти «похожие» сети практически бессмысленны. Поэтому сама по себе информация о фактических потерях электроэнергии в сетях разных стран может быть любопытной, но надо понимать, что конструктивных выводов для российских условий из этой информации сделать нельзя. Экономически обоснованный уровень технических потерь в сетях России может быть определен только на основании расчетов для конкретных схем и нагрузок сетей.

Более полезной была бы информация о коммерческих потерях в сетях различных стран. Однако если информация о фактических потерях электроэнергии появляется в отчетах международных энергетических организаций, то о коммерческих потерях ее нет.

С другой стороны, причины высоких коммерческих потерь понятны и без сопоставления уровней потерь в различных странах. Там, где уровень жизни низок, потери большие. Низкий уровень жизни -- следствие невысокого уровня развития экономики и, соответственно, отсутствия средств, необходимых для наведения порядка. В Калмыкии, например, потери превышают 30 %. В Индии -- 26 %.

В таблице 1.2. приведены нормативы технологических потерь по филиалам ОАО «МРСК Центра» на 2012 год.



1.4 Мероприятия по снижению потерь электрической энергии в распределительных сетях

Для объективного технически и экономически обоснованного выбора мероприятий по снижению потерь электрической энергии, а также для определения объемов финансирования сроков реализации должны разрабатываться и утверждаться схемы развития электрических сетей на расчетный период.

При разработке схем развития рассматриваются следующие вопросы и принимаются по ним решения.

•  Оптимизация схемных режимов

Проводится анализ существующих схем в части построения городских электрических сетей: двухлучевая; петлевая; смешанная с выполнением электрических расчетов и с оценкой двух режимов электрических сетей - для условий годового максимума и минимума нагрузок с учетом определившихся за период эксплуатации точек токораздела в нормальном и в послеаварийном режимах. Рассчитываются потери электроэнергии в элементах сети, в линиях электропередачи, в трансформаторах. Определяется баланс активной и реактивной мощностей в узлах распределения потоков. Дается оценка эффективности работы сети по потерям электроэнергии, ее качеству у потребителя, загрузке сети реактивной мощностью и ее дефициту, надежности электроснабжения.

С учетом данных о росте нагрузок, существующих потребителей на расчетный период, данных о новых заявленных потребителях, планов городской застройки и перспективного развития формируется, дорабатывается схема развития на расчетный период, а так же ее принципы построения, уточняются точки токоразделов. Вновь выполняются электрические расчеты с оценкой двух режимов электрической сети - для условий годового максимума и минимума нагрузки с составлением нового баланса активной и реактивной мощностей в нормальном и послеаварийном режимах. По результатам электрических расчетов и данных полученных техническим аудитом, характеризующих физическое состояние электротехнического оборудования сетей, определяются объемы работ по его замене, по реконструкции и развитию электрических распределительных сетей, необходимых для приведения их к состоянию, при котором обеспечиваются оптимальные электрические потери, а также адаптация сетей к растущим электрическим нагрузкам.

•  Перевод электрической сети (участков сети) на более высокий класс напряжения

С появлением в жилищном секторе современных многоэтажных зданий, удельное потребление на квартиру в которых превышает 20кВт, необходимо рассматривать вопрос электроснабжения этих зданий по схеме глубокого ввода, сводя тем самым к минимуму появление новых кабельных линий напряжением 0,38 кВ.

При выполнении электрических расчетов с учетом роста нагрузок необходимо рассматривать возможность перевода участков сети на более высокий класс напряжения. Особенно это касается зон комплексной массовой застройки. Перевод сети на более высокий класс напряжения должен рассматриваться одновременно с режимами работы нейтрали (глухозаземленная или эффективно заземленная через резистор), с такими режимами работы нейтрали имеют меньшие потери электроэнергии за счет отсутствия дополнительного оборудования, необходимого для компенсации больших емкостных токов.

•  Компенсация реактивной мощности

При разработке схем развития сетей на стадии определения баланса активной и реактивной мощностей в узлах распределения потоков на расчетный период определяется дефицит реактивной мощности. На основании расчетных данных в схеме решаются вопросы необходимого количества устройств компенсации реактивной мощности, а также места их размещения. Приоритетным является размещение компенсирующих устройств непосредственно у потребителя, так как это коренным образом влияет на потери электроэнергии в сети и на ее качество у потребителя. Батарея статистических конденсаторов в данном варианте установки является одновременно и элементом регулирования напряжения.

Рис .1.3. Батарея статических конденсаторов.

•  Регулирование напряжения в линиях электропередачи

Регулирование напряжения на центрах питания должно осуществляется по принципу встречного регулирования. На протяженных фидерах - в целях снижения потерь электроэнергии и обеспечения надлежащего уровня напряжения, в качестве регуляторов напряжения необходимо устанавливать конденсаторные батареи с автоматическим регулированием или вольтодобавочные трансформаторы, также с автоматическим регулированием напряжения.

• Применение современного электротехнического оборудования, отвечающего требованиям энергосбережения

Необходимо заменять силовые трансформаторы и трансформаторы собственных нужд в случае, если они обладают большими потерями электроэнергии на перемагничивание сердечников, на трансформаторы с меньшими потерями, а также токоограничивающие реакторы на современные с большими индуктивными сопротивлением к токам К3 и меньшими потерями в нормальном режиме.

При разработке рабочих проектов на реконструкцию и техническое перевооружение должно закладываться оборудование, отвечающее требованиям энергосбережения. Применение трансформаторов с сердечниками из аморфной стали, также позволит снизить потери.

Применение измерительных трансформаторов тока и напряжения с высоким классом точности и замена индукционных счетчиков на электронные позволит получать более объективную информацию о потерях в электрических распределительных сетях, снижая тем самым величину коммерческих потерь электроэнергии.

Применение вольтодобавочных трансформаторов как линейных регуляторов напряжения позволяет не только снижать потери электроэнергии в сетях, но также решает вопрос адаптации линий электропередачи к изменению электрических нагрузок в строну их роста - обеспечит нормированный уровень напряжения у потребителя.

• Снижение расхода электроэнергии на «собственные нужды» электроустановок

Применение для электрообогрева зданий и сооружений подстанций, распределительных пунктов трансформаторных подстанций и т.д. нагревательных элементов с аккумуляторами тепла, позволяющих использовать электроэнергию на обогрев в ночной не пиковый период графика нагрузок позволит частично сократить потребление на собственные нужды на электросетевых объектах.

Применение для освещения зданий и территорий люминесцентных светильников с максимальным использованием так называемого режима «дежурного света».

• Внедрение автоматизации и дистанционного управления электрическими распределительными сетями напряжением 6-20 кВ

Обеспечивает своевременное выявление неблагоприятных режимов работы сети и оперативное устранение этих режимов в неблагоприятных ситуациях графиков нагрузок, позволяет избегать аварийных ситуаций массового отключения потребителей. Недопущение развития неблагоприятных режимов в электрических сетях в значительной мере влияет и на потери электроэнергии в сетях.

Коммутационные аппараты выключатели, выключатели нагрузки должны применяться на базе вакуумных выключателей с программируемым микропроцессорным управлением, обеспечивающим функции АПВ, АВР, фиксацию изменения потоков мощности.

• Применение автоматизированных систем коммерческого учета электроэнергии

Преимущества организации учета при помощи автоматизированных систем общеизвестны и такие системы долгие годы применяются как за рубежом, так и в России на средних и крупных промышленных предприятиях. Кроме функций учета, они также осуществляют контроль и управление электропотреблением на этих предприятиях. Основной экономический эффект для потребителя от применения этих систем состоит в уменьшении платежей за используемую энергию и мощность, а для энергокомпаний - в снижении максимумов потребления и уменьшении капиталовложений на наращивание пиковых генерирующих мощностей, а также в определении истинной величины потерь в распределительных сетях и настоящей эффективности работы энергосбытовой компании.

Рис.1.4 Доли мероприятий в суммарном эффекте

Рис.1.5 Эффект от реализации мероприятий по снижению потерь электроэнергии.



1.5 АСКУЭ бытовых потребителей в России

Во многих странах с развитой рыночной экономикой внедряются АСКУЭ у бытовых потребителей (АСКУЭ БП).

В мировой практике подобные системы имеют обозначение «AMR systems» (Automatic Meter Reading - система автоматического считывания показаний счетчиков).

В настоящее время наиболее общепринятой техникой связи AMR во всем мире является радиосвязь, а за ней следует технология связи PLC (Power Line Communication - связь по низковольтной сети).

В России имеется около 10 отечественных разработок систем АСКУЭ БП с использованием PLC-технологии. Наиболее известные из них производятся на Московском заводе электроизмерительных приборов (МЗЭП) и в ИАЦ НТИ «Континиум» (Москва).

АСКУЭ бытовых потребителей МЗЭП («ЭМОС-МЗЭП») и фирмы «Континиум» («АСКУЭР «Континиум») имеют общую функциональную схему (рис. 1.5). Они представляют собой измерительно-вычислительные комплексы для удаленного сбора импульсов с телеметрических выходов счетчиков электроэнергии, холодной и горячей воды, газа, преобразования собранной информации в цифровую форму (поименованную величину) для ее хранения, привязки к астрономическому времени и передачи по цифровым каналам связи. Это может быть электросеть 0,4 кВ, как в вышеупомянутом случае, или телефонная, или какая-либо другая линия.



Рис. 1.5. Обобщенная функциональная схема по автоматизированному дистанционному снятию показаний счетчиков электроэнергии.

ТМ - телефонный модем.

В таблице 1.3. представлены организационные мероприятия по снижению потерь, проводимые в ОАО «МРСК Центра» в 2011 году, и эффект этих мероприятий.

Таблица 1.3.

Организационные мероприятия по снижения потерь в ОАО «МРСК Центра».

Выводы: в данной главе была рассмотрена структура фактических потерь электроэнергии, коммерческих потерь электроэнергии. Был рассмотрен вопрос нормирования потерь. Также рассмотрены мероприятия по снижению потерь. Рассмотрено внедрение системы АСКУЭ в России.

2. АНАЛИЗ ИСХОДНЫХ ДАННЫХ БАЛАНСЫ МОЩНОСТЕЙ

2.1 Анализ исходных данных

Развитие сети происходит в Смоленской области. По ПУЭ данному региону соответствует II район по ветровому давлению (650 Па), III район по гололеду (нормативная толщина стенки гололеда 15 мм). По карте среднегодовой продолжительности гроз Смоленская область относится к району, где среднегодовая продолжительность гроз составляет от 60 до 80 часов. По пляске проводов - I степень, т.е. Смоленская область - район с умеренной пляской проводов (повторяемость пляски реже 1 раза в 10 лет).

Большая часть территории - низменность. Климат умеренно-континентальный. Местность преобладает равнинная, дерново-подзолистые почвы.

В регионе развиты такие отрасли промышленности как машиностроение, металлообработка, легкая, химическая, пищевая промышленность.

Районная электрическая сеть состоит из 5 пунктов потребителей электроэнергии. Характеристика потребителей, ВЛ и ПС представлена в таблице 2.1.1 и таблице 2.1.2 .Исходная схема сети представлена на рис. 2.1

Рис. 2.1 Исходная конфигурация сети

Характеристика потребителей и ПС Таблица 2.1.1

Данные/пункт	1	2	3	4	5
Наибольшая Зимняя нагрузка,тыс.кВт	8	25	19/27	17	16/22
Коэф-т мощности	0,88	0,9	0,89	0,89	0,9
Состав Потреби- телей	I к.	10	25	20	30	20
	II к.	20	25	20	20	50
	III к.	70	50	60	50	30
Номинальное напряжение вторичной сети	10	10	10	10	10
Мощность трансформаторов,МВА	ТМН- 6300/35	ТДН- 16000/110	ТДН- 16000/110	ТДН- 16000/110	ТДН- 10000/110
Схема ПС	35-4Н	110-4Н	110-4Н	110-4Н	110-4Н

Характеристика ВЛ Таблица 2.1.2

№ линии	ИП1-1	2-4	ИП1-2	ИП1-3	3-5
L,км	49,5	33	41,25	36,3	33
U,кВ	35	110	110	110	110
F,мм2	95	70	150	120	70

Предполагается развитие сети, т.к появляются новые пункты нагрузки 6 и 7, нагрузка в них составляет 18 и 9 МВт, соответственно. Возросла нагрузка в пунктах 3 и 5 , что свидетельствует о появлении там крупных потребителей электроэнергии, наращивании мощности уже существующих предприятий, а также увеличении бытового потребления электроэнергии. Нагрузка в пункте 3 составляет 27 МВт , а в пункте 5 - 22 МВт. Пункт 6 и 7содержит потребителей I, II и III категории. Номинальное напряжение вторичной сети составляет 10 кВ. Коэффициент мощности нагрузки в пунктах распределительной сети не изменился, и находится в пределах 0,88 - 0,90. Нагрузка в остальных пунктах не изменилась.

Источником питания ИП1 районной сети является подстанция. В качестве источника питания ИП2 появляется новая мощная узловая подстанция 330/110/10 кВ. Развивающаяся электрическая сеть планирует получать питание от напряжения 110 кВ. Напряжение на шинах источника питания при наибольших нагрузках составляет 104 % от номинального, при наименьших нагрузках - 100 % от номинального, при тяжелых авариях питающей сети - 104%. Средний номинальный cos 0.9

2.2 Потребление активной и баланс реактивной мощности в проектируемой сети

2.2.1 Определение потребной району активной мощности и энергии

Определение перспективной потребности в электроэнергии производиться с целью составления балансов электроэнергии по энергосистеме и выявления необходимости ввода новых энергоисточников. Определение электрических нагрузок сети любого уровня напряжения необходимо для решения большинства задач, возникающих при проектировании развития энергосистемы, в том числе выбора объема и структуры генерирующих мощностей, напряжения и схем электрической сети, основного оборудования, расчетов режимов работы сетей.

Для зимнего графика нагрузки найдем максимальную суммарную активную мощность нагрузки, графически просуммировав графики нагрузки всех пунктов, а также найдём активные мощности источников питания без учёта потерь:



Суммирование графиков нагрузки каждого пункта для зимы

Таблица 2.2.1

	t, час	0-4	4-8	8-12	12-16	16-20	20-24
До развития		3,2	4,8	8	8	6,4	3,2
		5	10	25	20	15	5
		7,6	11,4	15,2	15,2	19	7,6
		6,8	10,2	17	17	13,6	6,8
		3,2	6,4	16	12,8	9,6	3,2
		25,8	42,8	81,2	59	63,6	25,8
После развития сети		3,2	4,8	8	8	6,4	3,2
		5	10	25	20	15	5
		10,8	16,2	21,6	21,6	27	10,8
		6,8	10,2	17	17	13,6	6,8
		4,4	8,8	22	17,6	13,2	4,4
		3,6	7,2	18	14,4	10,8	3,6
		3,6	5,4	7,2	7,2	9	3,6
		37,4	62,6	118,8	105,8	95	37,4
		25,8	42,8	81,2	59	63,6	25,8
		11,6	19,8	37,6	46,8	31,4	11,6

Суммарный максимум зимней нагрузки пунктов

На первом этапе рассчета принимаем потери равные 5% от :

Найдем годовое потребление электроэнергии. Оно складывается из зимнего и летнего потребления с учётом числа дней:



Расчет годового потребления электроэнергии

Таким же образом произведем расчет потребления электроэнергии и для остальных пунктов. Полученные результаты сведем в таблицу 2.2.2

Таблица №2.2.2

№ пункта	№1	№2	№3	№4	№5	№6	№7
Wзим, МВт	108,8	320	432	285,6	281,6	230,4	144
Wлет, МВт	54,4	160	216	142,8	140,8	115,2	72
Wгод, МВт	30736	90400	122040	80682	79552	65008	40680

2.2.2 Составление баланса реактивной мощности.

Потребная реактивная мощность складывается из суммарной реактивной максимальной мощности нагрузки, потерь реактивной мощности в линиях, потерь реактивной мощности в трансформаторе, за вычетом зарядной мощности линий.



Найдем потери реактивной мощности в трансформаторе, которые составляют 10% от суммарной максимальной полной мощности нагрузки. Максимальная полная мощность протекает в период с 12 до 16 часов:

Найдём реактивную мощность в первом пункте:

Аналогично графикам нагрузки активной мощности построим и графики нагрузки реактивной мощности.

Суточные графики реактивной мощности пунктов для зимы

Таблица №2.2.3

t, час	0 - 4	4 - 8	8 - 12	12 - 16	16 - 20	20 - 24
Q1, Мвар	1,2	2,59	4,32	4,32	3,46	1,2
Q2, Мвар	2,4	4,8	9,6	9,6	7,2	2,4
Q3, Мвар	5,51	8,26	11,02	11,02	13,77	5,51
Q4, Мвар	3,47	5,2	8,67	8,67	6,94	3,47
Q5, Мвар	2,24	4,49	11,22	8,98	6,73	2,24
Q6, Мвар	1,73	3,46	8,64	6,91	5,18	1,73
Q7, Мвар	1,94	2,92	3,89	3,89	4,86	1,94
Q?, Мвар	20,11	31,72	59,76	53,39	48,14	20,11

Тогда получим:

Мощность источника питания

Так как , необходимо применение на подстанциях пунктов нагрузки компенсирующих устройств мощностью .

Мощность компенсируюшего устройства:

На всех пунктах устанавливаем компенсирующее устройство БСК.

Для j-го пункта потребления необходимая мощность КУ определяется по формуле:

, где

Составим таблицу значений для расчёта желаемой реактивной мощности КУ:

Расчётные значения для расчёта КУ. Таблица 2.2.4

№ пункта	№1	№2	№3	№4	№5	№6	№7
	0.54	0,484	0,51	0,51	0,51	0,484	0,54
	8	25	27	17	22	18	9

Расчет значений желаемой реактивной мощности компенсирующего устройства для каждого пункта сведем в таблицу 2.2.5:

Значения желаемой реактивной мощности КУ Таблица 2.2.5

№ пункта	1	2	3	4	5	6	7
,МВАр	1,12	2,1	2,97	1,87	2,42	1,51	1,26

Подберём необходимое число компенсирующих устройств для каждого пункта. Количество батарей должно быть кратным двум, лучше четырём.

Новое значение реактивной мощности и cos:

Расчет значений Q, cos Таблица 2.2.6

№ пункта	№1	№2	№3	№4	№5	№6	№7
, МВАр	1,12	2,11	2,97	1,87	2,42	1,51	1,26
Тип КУ до рекон.	4ЧУКЛ 56-10,5- 300	4ЧУКЛ 56-10,5- 600	2ЧУКЛ 56-10,5- 600 2ЧУКЛ 56-10,5- 450	4ЧУКЛ 56-10,5- 450	4ЧУКЛ 56-10,5- 450	-	-
Тип КУ после рекон.	4ЧУКЛ 56-10,5- 300	4ЧУКЛ 56-10,5- 600	2ЧУКЛ 56-10,5- 600 4ЧУКЛ 56-10,5- 450	4ЧУКЛ 56-10,5- 450	6ЧУКЛ 56-10,5- 450	2ЧУКЛ 56-10,5- 75 2ЧУКЛ 56-10,5- 750	2ЧУКЛ 56-10,5- 75 2ЧУКЛ 56-10,5- 600
Qку, МВАр	1,2	2,4	3,0	1,8	2,7	1,65	1,35
Q, МВАр	4,32	9,6	13,77	8,67	11,22	8,64	4,86
Q`, МВАр	3,12	7,2	10,77	6,87	8,52	6,99	3,51
сos(ц`)	0,932	0,932	0,928	0,928	0,932	0,932	0,932
tg(ц`)	0,39	0,39	0,4	0,4	0,39	0,39	0,39

Вывод по главе 2.2: в данной главе была определена потребная мощность сети, годовое потребление энергии для каждого пункта; составлен баланс реактивной мощности, выбраны тип и мощность батарей конденсаторов для каждого пункта и рассчитан новый коэффициент мощности с учетом компенсации.

2.3 Конфигурация, номинальное напряжение, схема электрических соединений, параметры основного электрооборудования сети

2.3.1 Составление рациональных вариантов схем развития сети

Составим несколько вариантов исполнения схем развития сети, для каждого из вариантов найдём суммарную длину воздушных линий.

Схема должна обеспечивать необходимую надежность, под которой понимается способность выполнять заданные функции, сохраняя эксплуатационные показатели в условиях, оговорённых в нормативных документах.

Схема сети должна быть достаточно гибкой, приспособленной к разным режимам распределения мощности, возникающим в результате небольших изменений нагрузок потребителей, а также при плановых и аварийных отключениях отдельных элементов сети.

Схема сети должна строиться с максимальным охватом территории для комплексного электроснабжения всех расположенных здесь потребителей вне зависимости от их ведомственной принадлежности.

Схема должна обеспечивать оптимальный уровень токов КЗ.

Построение электрической сети должно соответствовать условиям охраны окружающей среды, что при выборе схемы выражается в уменьшении площади отчуждаемой для электросетевого строительства земли путём применения двуцепных ВЛ, следующего класса напряжений, более простых схем подстанций.

Одним из важнейших требований к конфигурации и схеме сети является возможность её построения из унифицированных элементов - линий и подстанций. Применение экономически обоснованного минимума таких элементов позволяет существенно снизить затраты на реализацию схемы. Необходимо также при составлении вариантов схем учитывать требование по минимальной реконструкции уже существующей сети.

Исходя из этих требований, составим три варианта схем:

Исходя из перечисленных выше требований, будем рассматривать варианты №1 и №2

2.3.2 Выбор напряжения

Во всех пунктах имеются потребители первой категории, следовательно, все линии должны быть двух цепные (N = 2).

Сделаем выбор номинального напряжения для всех воздушных линий.

где - мощность на одну цепь [МВт], - длина [км]

Если по формуле Илларионова Г.А. U_ВЛ 50 кВ, то рекомендуется принимать U_НОМ 110 кВ.

Если U_ВЛ < 50 кВ, то принимаем U_НОМ = 35 кВ.

Произведем выбор напряжения линий для варианта схемы сети №1

Прежде, чем определять напряжения, найдём перетоки активных мощностей по линиям (без учёта потерь мощности) для обоих вариантов сети.

Так как в обоих вариантах нагрузка в пунктах 1,2 и 4 не изменилась, то и перетоки мощности по линиям ИП1-1, ИП1-2 и 2-4 не изменились, и напряжения остались прежними, поэтому вновь производить выбор напряжений на этих линиях нецелесообразно.

Таблица 2.3.2.1

Выбор напряжений для схемы №1

ВЛ	L, км	Р, МВт	0-4	4-8	8-12	12-16	16-20	20-24	Uрасч, кВ	Uном, кВ
ИП1-3	36,3	РИП1	25,8	42,8	81,2	59	63,6	25,8	52,75	110
		Р2	5	10	25	20	15	5
		Р4	6,8	10,2	17	17	13,6	6,8
		Р1	4,8	9,6	19,2	24	14,4	4,8
		Р7	3,6	5,4	7,2	7,2	9	3,6
		Рип1-3	5,6	7,6	12,8	-9,2	11,6	5,6
ИП1-7	33	РИП1-7	3,6	5,4	7,2	7,2	9	3,6	37,53	35
3-5	33	РИП2	11,6	19,8	37,6	46,8	31,4	11,6	73,5	110
		Р5	4,4	8,8	22	17,6	13,2	4,4
		Р3-5	7,2	11	15,6	29,2	18,2	7,2
3-6	24,75	Р6	3,6	7,2	18	14,4	10,8	3,6	58,44	110
5-ИП2	24,75	Рип2	11,6	19,8	37,6	46,8	31,4	11,6	90,56	110

Таблица 2.3.2.2

Выбор напряжений для схемы №1

ВЛ	L, км	Р, МВт	0-4	4-8	8-12	12-16	16-20	20-24	Uрасч, кВ	Uном, кВ
ИП1-3	36,3	РИП1	25,8	42,8	81,2	59	63,6	25,8	52,75	110
		Р2	5	10	25	20	15	5
		Р4	6,8	10,2	17	17	13,6	6,8
		Р1	4,8	9,6	19,2	24	14,4	4,8
		Р7	3,6	5,4	7,2	7,2	9	3,6
		Рип1-3	5,6	7,6	12,8	-9,2	11,6	5,6
ИП1-7	33	РИП1-7	3,6	5,4	7,2	7,2	9	3,6	37,53	35
3-5	33	РИП2	11,6	19,8	37,6	46,8	31,4	11,6	53,24	110
		Р5	4,4	8,8	22	17,6	13,2	4,4
		Р6	3,6	7,2	18	14,4	10,8	3,6
		Р3-5	3,6	3,8	-2,4	14,8	7,4	3,6
5-6	33	Р6	3,6	7,2	18	14,4	10,8	3,6	58,44	110
5-ИП2	24,75	Рип2	11,6	19,8	37,6	46,8	31,4	11,6	90,56	110

2.3.3 Выбор сечений проводов

При проектировании ВЛ напряжением до 500 кВ выбор сечения проводов производится по нормированным обобщённым показателям. В качестве таких показателей используются нормированные значения экономической плотности тока. При этом необходимо учесть, что эти значения относятся только к проектируемым линиям и не являются критерием экономической нагрузки существующих линий. На таких линиях по сравнению с прокладкой дополнительных цепей или заменой проводов проводами больших сечений допускается превышение (вплоть до двукратного) нормативных величин плотности тока. [1]

Будем рассматривать только новые линии и те существующие линии, перетоки мощности по которым изменяются в связи с развитием сети.

Район по гололеду: № IIЧисло цепей: N = 2

Тип опор: ВЛ-110 кВ - железобетонные (Ж/Б) двухцепные.

ВЛ-35 кВ - железобетонные (Ж/Б) одноцепные

Так мощность и напряжение для пунктов 1,2 и 4 для выбранных вариантов схемы остались неизменными(как и до развития сети),то замену проводов производить нецелесообразно. Таким образом для вариантов схем будем иметь:

ИП1-1-АС-95/16

ИП1-2-АС-150/24

2-4-АС-70/11

Схема №1

Линия ВЛ_ИП1-3

Найдем расчетную токовую нагрузку:

Провод на этой линии до развития был с сечением

Выбранное сечение провода необходимо проверить по нагреву:

Раз провод проходит по нагреву, то такой провод не перевешиваем.

Таким же образом произведем выбор сечений проводов для остальных линий данного варианта. Результаты выбора сведем в таблицу 2.3.3.1 и 2.3.3.2:

Выбор и проверка сечений проводов для схемы №1Таблица 2.3.3.1

ВЛ	ИП1-3	ИП1-7	3-6	3-5	5-ИП2
PУ, МВт	12,8	9	18	29,2	46,8
UНОМ, кВ	110	35	110	110	110
SВЛ, МВА	13,76	9,68	19,35	31,4	50,32
IP, A	34,68	74,32	50,84	82,5	132,2
WГОД, МВТ· ч		40680	65008		79552
Tmax, ч		4520	3612		2724
JH, А/мм2		0,9	0,9		0,8
FP, мм2		82,58	56,48		165,3
Марка провода	АС-120/19	АС-95/16	АС-70/11	АС-70/11	АС-150/24
IДОП,A	390	330	265	265	450
kТ IДОП,A	503,1	425,7	341,85	341,85	580,5
IРАБ=2·IP, A	69,36	148,64	101,68	165	264,4
Условие	выполняется	выполняется	выполняется	выполняется	выполняется
Проверка по короне
FМИН, мм2		-	70		70
F, мм2		-	70		150
Условие		-	выполняется		выполняется
Проверка по механической прочности
F, мм2	120	95	70	70	150
	Подвеска цепей на одной опоре	Подвеска цепей на двух опорах	Подвеска цепей на двух опорах	Подвеска цепей на двух опорах	Подвеска цепей на одной опоре
Действия	Провода не перевешиваются АС-120/19	Провода не перевешиваются АС-95/16	Выбираем АС-70/11	Провода не перевешиваются АС-70/11	Выбираем АС-150/24

Выбор и проверка сечений проводов для схемы №2 Таблица 2.3.3.2

ВЛ	ИП1-3	ИП1-7	5-6	3-5	5-ИП2
PУ, МВт	12,8	9	18	14,8	46,8
UНОМ, кВ	110	35	110	110	110
SВЛ, МВА	13,76	9,68	19,35	15,91	50,32
IP, A	34,68	74,32	50,84	41,81	132,2
WГОД, МВТ· ч		40680	65008		79552
Tmax, ч		4520	3612		2724
JH, А/мм2		0,9	0,9		0,8
FP, мм2		82,58	56,48		165,3
Марка провода	АС-120/19	АС-95/16	АС-70/11	АС-70/11	АС-150/24
IДОП,A	390	330	265	265	450
kТ IДОП,A	503,1	425,7	341,85	341,85	580,5
IРАБ=2·IP, A	69,36	148,64	101,68	83,62	264,4
Условие	выполняется	выполняется	выполняется	выполняется	выполняется
Проверка по короне
FМИН, мм2		-	70		70
F, мм2		-	70		150
Условие	выполняется	-	выполняется	выполняется	выполняется
Проверка по механической прочности
F, мм2	120	95	70	70	150
	Подвеска цепей на одной опоре	Подвеска цепей на двух опорах	Подвеска цепей на двух опорах	Подвеска цепей на двух опорах	Подвеска цепей на одной опоре
Действия	Провода не перевешиваются АС-120/19	Провода не перевешиваются АС-95/16	Выбираем АС-70/11	Провода не перевешиваются АС-70/11	Выбираем АС-150/24

2.3.4 Выбор трансформаторов у потребителей

Выбор трансформаторов у потребителей сводится к выбору числа, типа и мощности трансформаторов. Все подстанции двухтрансформаторные, так как в каждом пункте есть потребители I категории. Будем брать трансформаторы только с РПН (регулирование под нагрузкой).

Выбор мощности трансформаторов двухтрансформаторных подстанций определяется аварийным режимом трансформатора. Мощность трансформатора необходимо выбрать такой, чтобы при выходе из строя одного из них, оставшийся трансформатор, с допустимой аварийной перегрузкой, мог обеспечить нормальное электроснабжение потребителей.