5 50 А-16 16 16 .400 2 1 8.34 .00 3.98

------------------------------------------------------------------------------

50 51 А-16 16 16 .200 1 1 .00 .00 2.99

================================================================================

Таблица 2. Сопротивления участков из каталогов

г=======================================¬

¦ N1 N2 MAPKA Длина PRIZM RI RN ¦

¦=======================================¦

¦ 1 2 А-50 .100 1.000 .059 .196¦

¦ 2 3 А-50 .200 1.000 .118 .392¦

¦ 3 4 А-50 .500 1.000 .294 .980¦

¦ 4 5 А-25 .200 1.000 .233 .392¦

¦ 5 6 А-25 .300 .000 .350 .588¦

¦ 6 7 А-16 .200 .000 .392 .392¦

¦ 3 30 А-16 .400 .000 .784 .784¦

¦ 5 50 А-16 .400 1.000 .784 .784¦

¦ 50 51 А-16 .200 1.000 .392 .392¦

L=======================================-

Таблица 3.1 Уточненный расчет по нагрузкам фаз

Суммарный отпуск мощности 28.713510 кВт

г=================================================================================================================¬

¦ Эталонный расчёт ¦

¦==T==T=====T=====T=====T======T=====T=====T=====T=====T=====T=====T=====T=====T=====T=========T=========T========¦

¦ n¦ n¦ Ia ¦ Ib ¦ Ic ¦ Io ¦ dUa ¦ dUb ¦ dUc ¦ dPa ¦ dPb ¦ dPc ¦ Ua ¦ Ub ¦ Uc ¦ Pa ¦ Pb ¦ Pc ¦

¦==+==+=====+=====+=====+======+=====+=====+=====+=====+=====+=====+=====+=====+=====+=========+=========+========¦

¦ 1¦ 2¦ 55.0¦ 59.9¦ 30.0¦ 27.82¦ 3.78¦ 4.11¦ 2.06¦ 178.¦ 211.¦ 53.¦215.9¦217.6¦217.6¦ 10687.14¦ 11733.77¦ 5877.66¦

¦ 2¦ 3¦ 43.8¦ 46.8¦ 24.7¦ 20.84¦ 6.02¦ 6.44¦ 3.39¦ 226.¦ 258.¦ 72.¦209.9¦209.4¦212.5¦ 8271.80¦ 8832.10¦ 4722.18¦

¦ 3¦ 4¦ 31.3¦ 42.0¦ 22.7¦ 16.76¦10.74¦14.43¦ 7.80¦ 288.¦ 519.¦ 151.¦199.1¦195.4¦202.1¦ 5606.24¦ 7390.01¦ 4128.68¦

¦ 4¦ 5¦ 25.0¦ 34.8¦ 19.7¦ 13.21¦ 6.13¦ 8.51¦ 4.83¦ 146.¦ 281.¦ 91.¦203.7¦201.3¦205.0¦ 4588.21¦ 6297.99¦ 3637.53¦

¦ 5¦ 6¦ .0¦ 15.5¦ 4.8¦ 13.73¦ .00¦ 5.69¦ 1.76¦ 0.¦ 84.¦ 8.¦ .0¦193.4¦197.4¦ .00¦ 2696.90¦ 849.15¦

¦ 6¦ 7¦ .0¦ 3.9¦ .0¦ 3.87¦ .00¦ 1.54¦ .00¦ 0.¦ 6.¦ 0.¦ .0¦202.2¦ .0¦ .00¦ 704.31¦ .00¦

¦ 3¦30¦ 8.3¦ .0¦ .0¦ 8.34¦ 6.66¦ .00¦ .00¦ 55.¦ 0.¦ 0.¦197.1¦ .0¦ .0¦ 1479.42¦ .00¦ .00¦

¦ 5¦50¦ 8.3¦ .0¦ 7.0¦ 7.75¦ 6.66¦ .00¦ 5.56¦ 55.¦ 0.¦ 38.¦192.5¦ .0¦193.6¦ 1444.78¦ .00¦ 1214.31¦

¦50¦51¦ .0¦ .0¦ 3.0¦ 2.99¦ .00¦ .00¦ 1.19¦ 0.¦ 0.¦ 4.¦ .0¦ .0¦191.3¦ .00¦ .00¦ 514.76¦

¦==¦==¦=====¦=====¦=====¦======¦=====¦=====¦=====¦=====¦=====¦=====¦=====¦=====¦=====¦=========¦=========¦========¦

¦ Суммарные потери по фазам Pa= 945.96 Вт, Pb=1359.12 Вт, Pc= 416.23 Вт ¦

¦ Суммарные потери dP= 3.609 кВт,(12.568%) ¦

L=================================================================================================================-

Таблица 3.2 Потери электроэнергии по эталону

Суммарный отпуск W= 14300.200000 кВт*ч

г====================================================================¬

¦ Эталонный расчёт потерь электроэнергии ¦

¦==T==T==========T==========T==========T=========T=========T=========¦

¦ n¦ n¦ Wa ¦ Wb ¦ Wc ¦ dWa ¦ dWb ¦ dWc ¦

¦==+==+==========+==========+==========+=========+=========+=========¦

¦ 1¦ 2¦ 5343571.0¦ 5866886.0¦ 2938829.0¦ 69684.9¦ 82682.2¦ 20746.5¦

¦ 2¦ 3¦ 4135902.0¦ 4416051.0¦ 2361090.0¦ 88347.3¦ 101125.9¦ 28085.7¦

¦ 3¦ 4¦ 2803122.0¦ 3695007.0¦ 2064338.0¦ 112698.1¦ 203277.1¦ 59351.9¦

¦ 4¦ 5¦ 2294107.0¦ 3148993.0¦ 1818763.0¦ 57143.4¦ 110230.4¦ 35462.1¦

¦ 5¦ 6¦ .0¦ 1348451.0¦ 424576.9¦ .0¦ 32853.8¦ 3128.5¦

¦ 6¦ 7¦ .0¦ 352153.2¦ .0¦ .0¦ 2300.1¦ .0¦

¦ 3¦30¦ 739710.2¦ .0¦ .0¦ 21364.1¦ .0¦ .0¦

¦ 5¦50¦ 722387.6¦ .0¦ 607153.1¦ 21364.1¦ .0¦ 14921.7¦

¦50¦51¦ .0¦ .0¦ 257379.4¦ .0¦ .0¦ 1373.0¦

¦==¦==¦==========¦==========¦==========¦=========¦=========¦=========¦

¦ Суммарные потери электроэнергии = 1413.850 кВт*ч ( 9.887%) ¦

L====================================================================-

Таблица 4. Расчет параметров установившегося режима через нагрузку на ГУ в линии N- 1

г==================================================================================¬

¦ Расчет через нагрузку на ГУ ¦

¦==================================================================================¦

¦ N1 N2 TOKE TOKS TOKP RI CD KI DPE DPU U TOE TOEP NNP¦

¦==================================================================================¦

¦ 1 2 46.946 45.545 2.788 .059 1.442 3 .561 .008 .372 46.946 46.939 1 ¦

¦ 2 3 42.787 39.968 5.577 .118 1.442 3 .932 .015 .357 42.787 42.756 1 ¦

¦ 3 4 29.554 22.308 13.942 .294 1.442 3 1.111 .026 .331 29.554 29.279 1 ¦

¦ 4 5 19.586 16.731 5.577 .233 1.442 3 .387 .014 .343 19.586 19.519 1 ¦

¦ 5 6 7.378 2.788 8.365 .350 1.442 2 .055 .005 .326 7.378 6.971 1 ¦

¦ 6 7 3.220 .000 5.577 .392 1.442 1 .006 .001 .342 3.220 2.788 1 ¦

¦ 3 30 6.440 .000 11.154 .784 1.442 1 .047 .004 .339 6.440 5.577 1 ¦

¦ 5 50 8.964 2.788 11.154 .784 1.442 2 .182 .013 .313 8.964 8.365 1 ¦

¦ 50 51 3.220 .000 5.577 .392 1.442 1 .006 .001 .312 3.220 2.788 1 ¦

¦============================================================================T=====-

¦Суммарные потери dP= 3.285 кВт, dW= 1287.127 кВт*ч ¦

¦============================================================================¦

¦Легенда для таблицы 4 ¦

¦TOKE - Эквивалентный ток ¦

¦TOKS - Сосредоточенный ток ¦

¦TOKP - Равномерно распределенный ток ¦

¦RI - Сопротивление i-го участка, Ом ¦

¦CD-Коэффициент увеличения потерь мощности из-за неравномерности загрузки фаз¦

¦KI - Коэффициент исполнения ¦

¦DPE - Потери мощности, кВт ¦

¦DPU - Потери напряжения, кВ ¦

¦UUS - Напряжение i-го узла, кВ ¦

¦TOE - Ток ветви через потери, А ¦

¦TOEP - Ток ветви через потери мощности, А ¦

¦NNP - Наличие нулевого провода ¦

L============================================================================-

Таблица 5. Расчет потерь электроэнергии через эквивалирование (по БНТУ)

г============================================================================¬

¦Kzap = .672 - Коэффициент заполнения ¦

¦T = 744. - Расчетный период, ч ¦

¦WGU = 14356760. - Отпуск электроэнергии, Вт*ч ¦

¦Tmax = 500. - Время максимальных потерь, ч ¦

¦Psum = 28713.51 - Суммарная мощность, Вт ¦

¦dPs = 3285.380 - Суммарные потери, кВт ¦

¦Rek = .4688 - Эквивалентное сопротивление ¦

¦Kf = 1.0798 - Коэффициент формы ¦

¦dWs = 1294.258 - Потери электронергии, кВт*ч ¦

¦dWspr= 9.015 - Процент потери электронергии,% ¦

L============================================================================-

Таблица 6. Расчёт потерь электроэнергии по Железко

г============================================================================¬

¦DLek = 1.86400 - Эквивалентная длина линии,км ¦

¦Kfgel= 1.07827 - Коэффициент формы ¦

¦dWgel= 1264.78300 - Потери электроэнергии,кВт*ч ¦

¦dWgpr= 8.80967 - Процент потерь,% ¦

Таблица 7. СТАТИСТИКА ПО ДЛИНАМ СХЕМ

г=======================================================================================¬

¦ I RDL RDLGU RDLM RDLO1 RDLO2 RDLO3 RDLEKV RDL/RDLEKV DWMIF DWGEL ReMIF ReGEL¦

¦ 1 2.50 .10 1.60 .60 .30 .00 2.33 1.07 1294.26 1264.78 .469 .445¦

¦============================================================================T==========-

¦ Легенда для таблицы 7: ¦

¦I - Номер участка; ¦

¦RDL - Средняя длина линий, км ¦

¦RDLGU - Длина головного участка, км ¦

¦RDLM - Длина магистральных проводов, км ¦

¦RDL01, RDL02, RDL03 - Длины 1-, 2-, 3-хфазных ответвлений, км ¦

¦RDLEKV - эквивалентная длина, км ¦

¦RDL/RDLEKV - отношение средней длины линий к эквивалентной длине ¦

¦DWMIF - Потери энергии через эквивалентирование, кВт*ч ¦

¦DWGEL - Потери энергии по Железко, кВт*ч ¦

¦ReMIF - Эквивалентное сопротивление по БНТУ, Ом ¦

¦ReGEL - Эквивалентное сопротивление по Железко, Ом ¦

¦============================================================================¦

¦DWSUM MIF= 1294.258 -Сумма потерь электроэнергии по эквивалентированию ¦

¦DWSUM GEL= 1264.783 -Суммарные потери электроэнергии по Железко ¦

L============================================================================-

5. СБОР, АНАЛИЗ И ПОДГОТОВКА ДАННЫХ ДЛЯ ВЫПОЛНЕНИЯ ЭКСПЛУАТАЦИОННЫХ РАСЧЕТОВ ЭЛЕКТРИЧЕСКОЙ СЕТИ 0,38 кВ РЭС «Г» НА ЭВМ

С внедрением ЭВМ определение потерь электроэнергии в низковольтных сетях носит менее трудоемкий характер, так как отпала необходимость в ручном счете по многочисленным громоздким формулам. Но появилась потребность в правильном сборе и подготовке исходной информации для проведения расчетов в сетях энергосистем. Для правильности выполнения расчетов необходимо рассматриваемую сеть представить как можно реальнее.

Всего было собрано и обработано информации о двадцати понижающих подстанциях 10/0.4 кВ и тридцати схемах. Схемы линий собирались в пофазном исполнении и далее преобразовывались в расчетную схему (см. графический материал).

По каждой схеме необходимо знать:

-токи по каждой из фаз, А;

-длины участков по линиям, км;

-время использования максимальной нагрузки, ч.

Для проведения расчетов потери электроэнергии в электрических сетях 0.38 кВ РЭС “Г” в настоящей работе в качестве исходной информации имеем:

1. Количество подстанций - 20 шт.

2. Расчетный период -8760 ч.

Для каждой подстанции заданы необходимые параметры. Данные для всех подстанций приводим в таблице 5.1.

Для каждой ветви задана исходная информация. Она включает в себя:

1.Номер начала ветви;

2.Номер конца ветви;

3.Сечение фазных и нулевых проводов;

4.Марка провода;

5.Длина ветви в километрах;

6.Число фаз ветви;

7.Наличие нулевого провода.

Суммарная протяженность всей ветви составляет 17,02 км. Марка провода ветви - тип АС (сталеалюминевые). Выделяем максимальную и минимальную по длине ветви:

1.Максимальна длина - 0,16 км.

2.Минимальная длина - 0,01 км.

Распечатки расчетных схем с исходными данными для ввода значений в ПЭВМ приведены в приложении 1.

Из таблицы 5.1 видно, что у нас имеется всего 30 отходящих линий.

Распределение нагрузок по длине линий можно увидеть на гистограммах (рисунки 5.1-5.3).

Таблица 5.1 - Параметры подстанций

Наименование подстанции	Число отходящих линий, шт	Напряжение шин, кВ
КТП 7010	1	0.38
КТП 7014	1	0.38
КТП 7029	1	0.38
КТП 7104	2	0.38
КТП 7110	2	0.38
КТП 7134	1	0.38
КТП 7144	1	0.38
КТП 7211	1	0.38
КТП 7212	2	0.38
КТП 7329	1	0.38
КТП 7216	2	0.38
КТП 7209	1	0.38
КТП 7259	2	0.38
КТП 7330	3	0.38
КТП 7429	1	0.38
КТП 7432	2	0.38
КТП 7630	1	0.38
КТП 7633	2	0.38
КТП 7729	1	0.38
КТП 7730	2	0.38
Итого:	30	0.38

Рисунок 5.1. Гистограмма распределения нагрузки по длине фазы А



Рисунок 5.2. Гистограмма распределения нагрузки по длине фазы B



Рисунок 5.3. Гистограмма распределения нагрузки по длине фазы C



Рисунок 5.4. Гистограмма распределения нагрузки по длине линий

Распределение подключения нагрузок по длине линий можно увидеть на рисунке 5.4.

Проанализировав гистограммы можно сделать вывод, что наибольшее количество присоединений приходится на начало линий, примерно на 30% ее длины и снижается к концу линий до одного присоединения.

Распределение нагрузки по длине линий не равномерно и максимум приходится на среднюю часть линии, что соответствует нормальному закону распределения.

Распределение нагрузки по фазам неодинаково, но схоже, если гистограммы по фазам совместить, то наибольшая нагрузка будет приходиться на 50% длины линий.

Для проведения расчетов потери электроэнергии в электрических сетях 0.38 кВ РЭС ”Г” в настоящей работе в качестве исходной информации имеем:

1.Токи головных участков по фазам;

2.Токи нагрузок по фазам;

2.Номинальную мощность подстанций;

3.Номинадьное напряжение;

4.Время наибольших потерь.

Из таблицы 4.1 видно, что суммарная мощность сети равна 3700 кВ·А.

Время наибольших потерь для смешанной нагрузки сети 1200ч.

Таблица 4.1 - Исходные данные по распределительным линиям

Наименование	Нагрузки фаз, А	Номинальная мощность, кВ·А	Номинальное напряжение, кВ	TMAX, ч
	A	B	C
КТП 7010	25,9	19,0	20,00	100	0,38	1200
КТП 7014	25,0	23,2	20,20	160	0,38	1200
КТП 7029	22,0	18,0	20,00	100	0,38	1200
КТП 7104 рл1	20,0	17,0	18,00	100	0,38	1200
КТП 7104 рл2	25,0	27,0	24,00	160	0,38	1200
КТП 7110 рл1	16,0	15,0	10,00	100	0,38	1200
КТП 7110 рл2	25,0	27,0	24,00	160	0,38	1200
КТП 7134	27,0	25,0	24,00	160	0,38	1200
КТП 7144	20,0	17,0	18,00	100	0,38	1200
КТП 7211	35,0	30,0	32,00	180	0,38	1200
КТП 7212 рл1	20,0	15,0	16,00	100	0,38	1200
КТП 7329	15,0	10,0	13,00	100	0,38	1200
КТП 7212 рл2	18,0	16,0	13,00	100	0,38	1200
КТП 7216 рл1	20,0	15,0	17,00	100	0,38	1200
КТП 7216 рл2	35,0	30,0	30,00	160	0,38	1200
КТП 7209	37,0	36,0	34,00	180	0,38	1200
КТП 7259 рл1	26,0	23,0	24,00	160	0,38	1200
КТП 7259 рл2	15,0	12,0	13,00	100	0,38	1200
КТП 7330 лр1	15,0	10,0	13,00	100	0,38	1200
КТП 7330 лр2	10,0	8,0	12,00	100	0,38	1200
КТП 7330 лр3	23,0	20,0	22,00	160	0,38	1200
КТП 7429	27,0	25,0	18,00	100	0,38	1200
КТП 7432 рл1	22,0	20,0	15,00	100	0,38	1200
КТП 7432 рл2	12,0	8,0	10,00	100	0,38	1200
КТП 7630	20,0	24,0	22,00	160	0,38	1200
КТП 7633 рл1	15,0	10,0	13,00	100	0,38	1200
КТП 7633 рл2	18,0	15,0	16,00	100	0,38	1200
КТП 7729	19,0	18,0	17,00	100	0,38	1200
КТП 7730 рл1	24,0	20,0	21,00	160	0,38	1200
КТП 7730 рл2	20,0	15,0	17,00	100	0,38	1200
Итого	651,9	568,2	566,20	3700	0,38	1200

6. ВЫПОЛНЕНИЕ РАСЧЕТОВ ПОТЕРЬ В СЕТИ ПО РАЗЛИЧНЫМ МЕТОДИКАМ, АНАЛИЗ И ОБОБЩЕНИЕ ПОЛУЧЕННЫХ РЕЗУЛЬТАТОВ

В данном параграфе выполнен технико-экономический анализ результатов расчетов потерь электроэнергии в распределительной электрической сети 0,38 кВ района «Г», проведенных по усовершенствованной программе.

Основная цель анализа заключается в разработке мероприятий по снижению дополнительных технических и коммерческих потерь электроэнергии, а его глубина определяется целями и задачами, которые ставит перед собой исследователь. В процессе анализа оцениваются различные технико-экономические характеристики сети:

- численная величина, структура и динамика потерь электроэнергии в отдельных элементах распределительных электрических сетей 0,38 кВ и их совокупности;

- узлы с пониженным уровнем напряжения;

- перегруженные участки линий;

- обобщенные статистические данные и другие показатели.

Для принятия экономических обоснованных решений по снижению потерь электроэнергии в распределительных электрических сетях необходимо, прежде всего, оценить численную величину и структуру потерь.

Расчет величины и структуры потерь в электрических сетях 0,38 кВ РЭС “Г” производились по модернизированному комплексу программ DWV на кафедре “Электрические системы”.

Результаты расчетов потерь электроэнергии в электрических сетях 0,38 кВ РЭС “Г” в обобщенном виде в таблице 6.1. и на рисунках 6.1-6.4

Диаграмма потерь мощности по распределительным линиям по данным таблицы 6.2 приведены на рисунке 6.6-6.7, величина и структура потерь на рисунках 6.4-6.5.

Используя результаты распечаток, составляем таблицу результатов расчета потерь мощности и электроэнергии по всем распределительным линиям и подстанциям.

Рисунок 6.1 - Величина потерь энергии в сети 0,38 кВ РЭС “Г”

Рисунок 6.2 - Величина и потерь энергии в сети 0,38 кВ РЭС “Г”



Рисунок 6.3 - Величина и потерь энергии в сети 0,38 кВ РЭС “Г”

Рисунок 6.4 - Величина потерь энергии в сети 0,38 кВ РЭС “Г”

Таблица 6.1 - Результаты расчета потерь электроэнергии

Наименование	Нагрузки головного участка по фазам, А.	Энергия, кВт· ч,	Потери энергии, кВт· ч,
	A	B	C		Уточненный расчет по нагрузкам фаз	Расчет по нагрузкам на головном участке	Расчет через эквивалентирование	Расчет по формулам Железко
КТП 7010	25,9	19,0	20,0	17015	58.986	89.764	90.262	115.248
КТП 7014	25,0	23,2	20,2	18168	105.517	77.561	77.990	89.962
КТП 7029	22,0	18,0	20,0	15730	135.519	79.675	80.116	103.049
КТП 7104 рл1	20,0	17,0	18,0	14419	103.640	71.840	72.238	114.604
КТП 7104 рл2	25,0	27,0	24,0	19925	199.610	143.156	143.949	229.248
КТП 7110 рл1	16,0	15,0	10,0	10749	81.054	53.380	53.676	77.838
КТП 7110 рл2	25,0	27,0	24,0	19925	189.022	111.569	112.187	189.303
КТП 7134	27,0	25,0	24,0	19925	229.010	160.755	161.646	257.035
КТП 7144	20,0	17,0	18,0	14419	105.781	71.699	72.096	114.604
КТП 7211	35,0	30,0	32,0	25431	256.905	195.596	196.679	320.819
КТП 7212 рл1	20,0	15,0	16,0	13371	104.845	70.835	71.227	129.823
КТП 7329	15,0	10,0	13,0	12322	76.425	54.911	55.215	92.324
КТП 7212 рл2	18,0	16,0	13,0	24906	316.844	209.851	211.014	345.717
КТП 7216 рл1	20,0	15,0	17,0	13633	107.568	71.293	71.688	117.077
КТП 7216 рл2	35,0	30,0	30,0	28052	434.616	296.219	297.860	486.767
КТП 7209	37,0	36,0	34,0	19138	197.283	127.350	128.055	213.109
КТП 7259 рл1	26,0	23,0	24,0	10487	53.909	29.867	30.033	52.438
КТП 7259 рл2	15,0	12,0	13,0	9963	59.097	39.216	39.433	54.099
КТП 7330 лр1	15,0	10,0	13,0	9963	59.097	39.216	39.433	54.099
КТП 7330 лр2	10,0	8,0	12,0	7865	37.690	22.568	22.693	29.172
КТП 7330 лр3	23,0	20,0	22,0	17041	107.820	75.420	75.838	133.389
КТП 7429	27,0	25,0	18,0	18352	200.938	102.369	102.936	185.639
КТП 7432 рл1	22,0	20,0	15,0	14944	162.096	73.623	74.030	131.883
КТП 7432 рл2	12,0	8,0	10,0	7865	49.580	22.109	22.231	34.097
КТП 7630	20,0	24,0	22,0	17303	183.576	96.536	97.071	193.844
КТП 7633 рл1	15,0	10,0	13,0	9963	73.070	41.898	42.130	62.001
КТП 7633 рл2	18,0	15,0	16,0	12846	91.896	55.312	55.618	90.963
КТП 7729	19,0	18,0	17,0	14157	101.685	63.805	64.159	83.470
КТП 7730 рл1	24,0	20,0	21,0	17041	131.438	74.221	74.632	133.389
КТП 7730 рл2	20,0	15,0	17,0	13633	98.976	63.554	63.906	102.443
Итого:	651,9	568,2	566,2	368551	4113,493	2685,168	2700,041	4337,453

Рисунок 6.5 - Величина мощности и потерь мощности в сети 0,38 кВ РЭС “Г”



Рисунок 6.6. - Величина мощности и потерь мощности в сети 0,38 кВ РЭС “Г”



Рисунок 6.7 - Величина и структура потерь мощности в сети 0,38 кВ РЭС “Г”, найденная по нагрузкам фаз

Рисунок 6.8 - Величина и структура потерь мощности в сети 0,38 кВ РЭС “Г”, найденная по нагрузкам фаз

Таблица 6.2 - Результаты расчета потерь мощности

Наименование	Р, кВт.	Потери мощности, кВт.
		Уточненный расчет по нагрузкам фаз	Расчет по нагрузкам на головном участке
КТП 7010	14.235	0,114	0,174
КТП 7014	15.200	0,204	0,15
КТП 7029	13.160	0,293	0,154
КТП 7104 рл1	12.064	0,2	0,139
КТП 7104 рл2	16.670	0,386	0,277
КТП 7110 рл1	8.993	0,165	0,103
КТП 7110 рл2	16.670	0,364	0,216
КТП 7134	16.670	0,443	0,311
КТП 7144	12.064	0,209	0,139
КТП 7211	21.276	0,497	0,379
КТП 7212 рл1	11.186	0,203	0,137
КТП 7329	10.309	0,147	0,106
КТП 7212 рл2	20.837	0,613	0,406
КТП 7216 рл1	11.406	0,21	0,138
КТП 7216 рл2	23.469	0,841	0,574
КТП 7209	16.012	0,381	0,247
КТП 7259 рл1	8.774	0,11	0,058
КТП 7259 рл2	8.335	0,129	0,076
КТП 7330 лр1	8.335	0,129	0,076
КТП 7330 лр2	6.580	0,094	0,044
КТП 7330 лр3	14.257	0,225	0,146
КТП 7429	15.354	0,404	0,198
КТП 7432 рл1	12.502	0,328	0,143
КТП 7432 рл2	6.580	0,101	0,043
КТП 7630	14.476	0,358	0,187
КТП 7633 рл1	8.335	0,161	0,081
КТП 7633 рл2	10.748	0,186	0,107
КТП 7729	11.844	0,228	0,124
КТП 7730 рл1	14.257	0,262	0,144
КТП 7730 рл2	11.406	0,203	0,123
Итого:	2803,004	8,188	5,2

Анализ полученных результатов расчета позволяет сделать следующие выводы:

- малое значение потерь обусловлено невысокой длинной линий;

- наиболее близким к эталонному расчету (расчету по нагрузкам фаз) можно считать расчет по формулам Железко;

- с уменьшением длины линии расчет по формулам Железко становится менее точным;

- невысокая точность (по сравнению с эталонным расчетом) расчета через эквивалентирование обусловлена невысокой разветвленностью линий;

-максимальный ток головного участка:

фаза А 37 А КТП 7209;

фаза В 36 А КТП 7209;

фаза С 34 А КТП 7209.

-напряжение узлов лежит в пределах от 0,380 до 0,337 кВ;

- среднее значение тока по фазам:

IАср= 21.73 А;

IBср=18.94 А;

IСср=18.87 А.

7. ОЦЕНКА МЕРОПРИЯТИЙ по снижению потерь ЭЛЕКТРИЧЕСКОЙ ЭНЕРГИИ В СЕТИ 0,38 кВ РЭС “Г”

7.1 Замена ответвлений от ВЛ 0,38 кВ к зданиям

Фактическое снижение потерь электроэнергии при проведении мероприятия определяется суммой снижений потерь в заменяемых ответвлениях, рассчитываемых по формуле[3]:

(7.1)

где ?1 и ?2- удельное сопротивление материала, соответственно старого и нового проводов, Ом·мм2/км; для алюминиевых проводов ?2=31.5 Ом·мм2/км, для медных 18.6 Ом·мм2/км, для остальных при токе нагрузки 3-5 А ?2=125-140 Ом·мм2/км;

F1 и F2 - сечение соответственно старого и нового проводов, мм2;

m - количество фаз в ответвлении; при однофазном ответвлении m = 1, при трёхфазном ответвлении m = 3;

l - длина ответвления, км;

I - ток в ответвлении, А.

Пример 1. Расчет замены ответвлений для КТП 7010:

тыс. кВт·ч;

кВт·ч;

кВт·ч;

кВт·ч;

тыс. кВт·ч.

Результаты расчета снесены в таблицу 7.3.

7.2 Замена проводов на перегруженных линиях

Целесообразность замены проводов перегруженных линий должна оцениваться по минимуму приведенных затрат на замену. При этом необходимо учитывать фактическую нагрузку линий, предполагаемое её увеличение на ближайшую перспективу и стоимость замены проводов[14].

Наиболее широко мероприятия применяются на ВЛ 0.38 кВ -- 6 - 10 кВ.

При приближенной оценке целесообразности замены проводов на на ВЛ 0.38 кВ можно руководствоваться экономическими интервалами нагрузок, рассчитанными институтом «Сельэнергопроект» и приведенными ниже:

Таблица 7.1 - Экономические интервалы нагрузок

Марка и сечение провода, мм2	А-16+А-16	2хА-16+ А-16	3хА-16+ А-16	3хА-25+ А-25	3хА-50+ А-50
Экономические интервалы нагрузок для ВЛ 0.38 кВ, А	0-4,6	4,6-8,8	8,8-20,5	20,5-38,6	>38,6

Фактическое снижение потерь электроэнергии определяется по формуле:

?Wф = К0 КП(?W1Р - ?W2Р) тыс. кВт, (7.2)

где К0 - коэффициент, принимаемый равным 1, если значения расчетных потерь определялись при оптимальных режимах работы сети, и равным 0.9, если значения потерь рассчитывались без предварительной оптимизации режимов;

Кп - коэффициент учитывающий точность методов расчета потерь электроэнергии.

В нашей сети перегруженных линий нет, так как соблюдается условие по предельно допустимому току нагрузки

IдопIнагр.

Таблица.7.2 - Допустимые токи

Марка провода	Iдоп, А
АС-16	105
АС-25	135
АС-35	170
АС-50	215

7.3 Стимулирование потребителей электроэнергии и выравнивание графиков нагрузки

Мероприятие выполняется потребителями электроэнергии под стимулирующим воздействием предприятия «Энергонадзор» и его отделений на уменьшение максимума и выравнивание графика нагрузки.

В общем виде снижение потерь электроэнергии от выполнения мероприятий определяется по упрощенной формуле:

(7.3)

где ?W? - суммарные потери электроэнергии в электрической сети ПЭС;

Pмакс - суммарная максимальная нагрузка;

?Pмакс - суммарное снижение максимума нагрузки за счёт выравнивания графиков.

7.4 Выравнивание нагрузок фаз в электрических сетях 0.38 кВ

Основной причиной повышенных потерь напряжения является появление падения напряжения нулевой последовательности, равного произведению тока нулевой последовательности на сопротивление нулевой последовательности сети. Некоторую роль играет падение напряжения обратной последовательности, однако его влиянием на режим работы однофазных потребителей можно пренебречь из-за малой величины сопротивления обратной последовательности сети по сравнению с сопротивлением нулевой последовательности.

Чтобы уменьшить разницу между потерями напряжения симметричного и несимметричного режимов сети, необходимо прежде всего свести к минимуму потерю напряжения, вызванную токами нулевой последовательности. Поскольку полной ликвидации падения напряжения нулевой последовательности достичь нельзя, дальнейшее снижение потерь напряжения несимметричного режима может быть получено уменьшением падения напряжения прямой последовательности. Следовательно, необходимо увеличить сечение проводов линии. При этом уменьшается и сопротивление нулевой последовательности, поскольку токи нулевой последовательности протекают по проводкам линии.

Наименьшая величина падения напряжений нулевой последовательности будет иметь место при минимальных значениях тока и сопротивления нулевой последовательности. Такие меры, как симметричные распределения по фазам однофазных электроприемников, включение мощных однофазных потребителей на линейное напряжение, позволяют предупредить появление больших токов нулевой последовательности.

Для уменьшения дополнительных потерь, вызванных несимметрией нагрузок, важно уменьшить сопротивление нулевой последовательности сети. Это сопротивление складывается из сопротивлений нулевой последовательности трансформатора и линии. Сопротивление нулевой последовательности трансформаторов со схемой Y/Yo относительно велико. Как показали исследования, потеря напряжения в этих трансформаторах при несимметрии нагрузок может доходить до 16--20% вместо 4% при симметричном режиме. Такая высокая чувствительность этих трансформаторов к несимметрии нагрузок ставит под сомнение целесообразность их использования и сельских электрических сетях.

Известен ряд схем соединений обмоток трансформаторов, мало чувствительных к несимметрии нагрузок [6-8]. Учитывая отечественный и зарубежный опыт конструирования и эксплуатации трансформаторов, предпочтение следует отдать схеме Y/Zo.

Числовой пример наглядно покажет, насколько уменьшается потеря напряжения в трансформаторе при переходе от схемы Y/Yo к схеме Y/Zo.

Y/Zo.

Рисунок 7.1 - Распределение потерь напряжения в трансформаторе.

Обратимся к рассмотренному ранее примеру и вычислим потери напряжения в обмотках трансформатора для случаев: l) Y/Yo при вероятностной несимметрии; 2) схемы Y/Zo при вероятностной несимметрии; 3) симметрично изменяющейся нагрузки (для обеих схем). При расчетах будем, считать, что сопротивления обмоток трансформаторов в обеих схемах одинаковы. Кроме того, примем, что сопротивление нулевой последовательности схемы Y/Zo равно сопротивлению обмотки, трансформатора. Результаты вычислений приведены на рисунке 7.1. Кривая 1, представляет собой функцию распределения потери напряжения в трансформаторе со схемой Y/Yo при вероятностной несимметрии, кривая 2 - то же для трансформатора Y/Zo; кривая, изображающая функцию распределения потери напряжения в фазе трансформатора с нагрузкой, изменяющейся без нарушения симметрии, совладает с кривой 2.

При уровне значимости 5% потери напряжения в трансформаторе со схемой Y/Yo достигают ~ 13,5%, в то время как при нулевом уровне значимости и схеме Y/Zo эти потери не превышают 2,5%.

Этот эффект будет чувствоваться несколько слабее, если рассматривать потерю напряжения во всей сети, включая потери в трансформаторе и линии. Здесь сказывается влияние сопротивления нулевой последовательности линии. Однако и в этом случае уменьшение максимальной потери напряжения в фазе 'при переходе на схему Y/Zo достигает 10%. Функции распределения для случая сети с трансформатором Y/Zo соответствует кривая 3 на рисунке 7.2. (построение по условиям рассматриваемого примера).

Для линий большей протяженности этот эффект будет меньше. Тем не менее приведенные примеры показывают, что задача уменьшения сопротивления нулевой последовательности одного из элементов сети - трансформатора--успешно решается использованием схемы соединения обмоток «звезда--зигзаг--нуль».

Сопротивление нулевой последовательности линии равно:

zол=3zн + zф. (7.4)

Индуктивным сопротивлением можно пренебречь;

тогда

r0л=3rн + rф (7.5)

Рисунок 7.2 - Функция распределения потерь напряжения в трансформаторе и линии, вычисленная по точной формуле для случаев

1 - вероятностной несимметрии при соединении обмоток трансформатора Y/Y;

2 - вероятностной несимметрии при соединении обмоток трансформатора Y/Z;

3 - симметричной нагрузки.

Уменьшение сопротивления нулевой последовательности линии достигается уменьшением сопротивлений фазного rф и нулевого rн проводов и может быть учтено в практических расчетах сети.

Плановое и фактическое снижение потерь электрической энергии за счёт управления систематической несимметрией определяется по формуле:

?W = ?W(КН1-КН2), тыс. кВт·ч (7.6)

где ?W - потери электроэнергии в сетях 0.38 кВ при равномерной загрузке фаз, принимаем из результатов расчета на ПЭВМ (см. ниже);

КН1, КН2 - коэффициенты систематической несимметрии до и после симметрирования, определяемые по формуле:

(7.7)

где IA, IВ, IС - среднее значение токов фаз за период с 17 до 23 часов.

Для духпроводной линии КП = 1.

Пример 2.Расчет выравнивания нагрузок фаз для КТП 7010:

(Исходная схема для расчета приведена в приложении 1, после симметрирования на рисунке 7.4 и результаты расчета потерь энергии в таблице 7.4)

о.е.;

о.е.;

?W=58,986 тыс. кВт·ч.;

58,986·(1.061-0.997)=8,8734 тыс. кВт·ч.

Результаты расчета сводим в таблицу 7.3. и по ним строим диаграмму (Рисунок 7.3)

В результате проведения мероприятий по снижению потерь:

- от замены ответвлений к зданиям, потери электроэнергии снизились на 4,2% от суммарных потерь по сети;

- от выравнивания нагрузок фаз в сети потери снизились на 5,0% от суммарных потерь по сети;

В сумме потери снизились на 9,2%

Таблица 7.3 - Результаты мероприятий по снижению потерь

Наименование	КН1	КН2	W, кВт·ч	?W, кВт·ч	, кВт·ч	(?W+?W0) кВт·ч
КТП 7010	1,061	0,997	58.986	8,8734	5,516	14,3894
КТП 7014	1,019	1	105.517	1,6048	4,238	5,8428
КТП 7029	1,020	1	135.519	1,693	3,386	5,079
КТП 7104 рл1	1,021	1	103.640	2,0124	3,832	5,8444
КТП 7104 рл2	1,018	1	199.610	1,84	6,388	8,228
КТП 7110 рл1	1,071	1	81.054	5,1132	2,88	7,9932
КТП 7110 рл2	1,020	1	189.022	3,8038	7,132	10,9358
КТП 7134	1,021	1	229.010	5,542	9,896	15,438
КТП 7144	1,019	1	105.781	4,4808	8,842	13,3228
КТП 7211	1,053	1	256.905	10,4518	7,394	17,8458
КТП 7212 рл1	1,056	1	104.845	6,9136	4,628	11,5416
КТП 7329	1,059	1	76.425	11,2532	7,152	18,4052
КТП 7212 рл2	1,049	1	316.844	4,9058	3,754	8,6598
КТП 7216 рл1	1,058	1	107.568	7,0446	4,554	11,5986
КТП 7216 рл2	1,060	1	434.616	20,3432	12,714	33,0572
КТП 7209	1,024	1	197.283	6,0858	9,508	15,5938
КТП 7259 рл1	1,022	1	53.909	10,542	14,374	24,916
КТП 7259 рл2	1,023	1	59.097	8,266	1,862	10,128
КТП 7330 лр1	1,021	1	59.097	1,043	5,086	6,129
КТП 7330 лр2	1,055	1	37.690	7,4596	7,196	14,6556
КТП 7330 лр3	1,019	1	107.820	3,6462	5,034	8,6802
КТП 7429	1,068	1	200.938	24,0802	7,686	31,7662
КТП 7432 рл1	1,062	1	162.096	8,3764	5,066	13,4424
КТП 7432 рл2	1,068	1	49.580	2,192	1,208	3,4
КТП 7630	1,063	1	183.576	18,975	9,294	28,269
КТП 7633 рл1	1,061	1	73.070	3,9376	2,42	6,3576
КТП 7633 рл2	1,060	1	91.896	5,4178	3,054	8,4718
КТП 7729	1,021	1	101.685	1,8962	3,386	5,2822
КТП 7730 рл1	1,031	1	131.438	4,2044	5,086	9,2904
КТП 7730 рл2	1,063	1	98.976	6,0644	3,61	9,6744
Итого			4113,493	208,06	176,176	384,2382

-

Рисунок 7.3 - Результаты мероприятий по уменьшению потерь электроэнергии

8. Расчет и анализ технико-экономических показателей

В последние годы в качестве общепринятого критерия экономичности при оценке технических решений принимается значение годовых приведенных затрат[1]:

З=Ен·К+И, (8.1)

где К - капитальные затраты;

ЕН - нормативный коэффициент эффективности; в задачах энергетики принимается равным 0,12;

И - годовые издержки производства, равные себестоимости продукции.

Экономический смысл приведенных затрат повыражению (8.1) заключается в том, что к себестоимости продукции прибавляется величина ЕНК, которая определяет ущерб, наносимый народному хозяйству в следствии отвлечения капитальных затрат К от других возможных объектов и использования этих затрат именно на рассматриваемом объекте. Таким образом, чтобы обеспечить высокую эффективность производства, т.е. низкую стоимость продукции, необходимо стремиться к минимуму приведенных затрат[8,9].

В капитальные вложения включают стоимость всех основных и оборотных фондов, связанных с сооружением рассматриваемого объекта. Стоимость ВЛ напряжением 0.38 кВ можно определить по следующей формуле:

Кл=(а+b·?·F)·l, (8.2)

где а - постоянная часть стоимости (опоры, изоляция и монтаж линии), руб/км, по справочным данным принимаем а = 2600 руб/км;

b - постоянный коэффициент, руб/(км·мм2), b = 4;

м - число проводов;

F - сечение проводов, мм2 ;

l - длина ЛЭП, км;

Стоимость трансформаторных подстанций определяем по формуле:

Кп=m+n·S (8.3)

где m - постоянная составляющая стоимости подстанции, тыс. руб;

S - мощность трансформаторной подстанции, МВА;

N - постоянный коэффициент, n = 1,65 тыс. руб./кВ·А.

Ежегодные издержки производства можно определить по следующему выражению:

И= Иа+Иобс.+Иэ, (8.4)

где Иа - амортизационные отчисления на реновацию, находятся по следующей формуле:

, (8.4.1)

где mэ - количество элементов сети;

Pai - норма амортизационных отчислений i-го элемента, %; Pa = 3,6 %;

Ki - кап вложения в i-й элемент;

Иобс. - издержки на обслуживание сети, находятся по формуле:

, (8.4.2)

где - издержки на обслуживание одной у.е.;( =28 руб. в год.)

nу.е.- сумма у.е. по обслуживанию электрической сети 2.3 у.е.; подстанции 10/0.38 кВ с одним трансформатором 4.0 у.е.;

Иэ - затраты на потери электроэнергии в сетях, состоящие из затрат в ВЛ и трансформаторах, которые находятся по формулам:

Иэ.л.=(Sp/Uн)2r0·lCл·105 , (8.4.3)

Иэ.т.=((Sp/Uн)2Pк·Cх+Pх·Тв·Cх )·10-2 , (8.4.4)

где Sp - расчётная электрическая нагрузка элемента сети, кВ·А;

Uн - номинальное напряжение ЛЭП, кВ;

r0 - удельное активное сопротивление проводов ЛЭП, Ом/км;

l - расчётная длина ЛЭП, км;

Сл, Ск, Сх, - удельные затраты ЛЭП, КЗ, ХХ, коп. на 1кВт·ч;

- время потерь, ч в год;

Sн - номинальная мощность трансформатора, кВ·А;

Pк - номинальные потери в обмотках трансформатора, кВт;

Pх - номинальные потери в стали трансформатора, кВт;

Тв - продолжительность работы трансформатора, Тв =8760 ч.

Издержки от потерь электроэнергии в ЛЭП будем рассчитывать с учетом уже ранее рассчитанных в П.6. потерь электроэнергии

Иэ.л.= dPл··Cл·105 . (8.4.5)

Удельные затраты находятся по формуле:

(8.4.6)

где M и N - коэффициенты равные М, коп. на 1кВт·ч =0,90; N, коп. на 1кВт в год =6800;

h - показатель режима нагрузки, для сетей со смешанной нагрузкой h = 1900 часов в год;

Для трансформаторных подстанций h = 1600 часов в год;

Для трансформаторных подстанций хх h = 8760 часов в год;

Находим Сл, Ск, Сх :

Сл = 0,9+6800/1900=4,48 коп./кВт·ч;

Ск = 0,9+6800/1600=5,16 коп./кВт·ч;

Сх = 0,9+6800/8760=1,67 коп./кВт·ч;

Рассчитаем технико-экономические показатели для комплектного трансформатоорного пункта (КТП) 7010, 7014.

Иэл(7010) = 174·1200·4,48 = 72,4 коп.

Иэл(7014) = 150·1200·4,48 = 31,6 коп.

Иэт(7010) =((40/100) 2 0,365·1200·5,16+2,27·8760·1,67)·10 -2 = 336,3 коп.

Иэт(7014) =((104/160) 2 0,565·1200·5,16+2,65·8760·1,67)·10 -2 = 404,9коп.

Иэ(7010) = 72,4+366,3 =438,7 коп.

Иэ(7014) = 31,6+404,9 =436,5 коп.

Иобс = 28·(2,3+4,0)= 176,4 руб. в год.

Найдем капитальные затраты.

КЛ7010=(2600+4·(3·29,05+2·18,49))·0,325=1,00 тыс. руб.

КПС7010=1,400+1,650·100=166,4 тыс. руб.

К7010=1,00+166,4=167,4 тыс. руб.

Иа7010=3,6·169,498/100=6,03 тыс. руб.

КЛ7014=(2600+4·(4·56,24+4·29,05))·0,44=1,74 тыс. руб.

КПС7014=1,400+1,650·160=265,4 тыс. руб.

К7014=1,74+265,4=267,14 тыс. руб.

Иа7014=3,6·267,14/100=9,62 тыс. руб.

Тогда

И7010=6,03+176,4·10-3+379,0·10-6=6,207 тыс. руб.

И7014=9,62+267,14·10-3+436,5·10-6=9,798 тыс. руб.

Тогда

З7010=0,12·167,4+6,207=26,295 тыс. руб.

З7014=0,12·267,14+9,798=41,855 тыс. руб.

Результаты расчёта сведем в таблицу 8.1.

Таблица 8.1 - Результаты расчета технико-экономических показателей

Наименование линии и КТП	Кл, тыс. руб.	Кпс, тыс. руб.	К, тыс. руб.	Иа, тыс. руб.	Иобс, руб.	Иэ.л., коп.	Иэ.т., коп.	Иэ., коп.	И, тыс. руб.	З, тыс. руб.
КТП 7010	1,00	166,4	167,40	6,03	176,4	42,4	336,6	379,0	6,207	26,295
КТП 7014	1,74	265,4	267,14	9,62	176,4	31,6	404,9	436,5	9,798	41,855
КТП 7029	1,04	166,4	167,44	6,03	176,4	30,1	336,3	366,4	6,208	26,301
КТП 7104 рл1	1,45	166,4	167,85	6,04	176,4	28,6	335,5	364,1	6,223	26,365
КТП 7104 рл2	2,47	265,4	267,87	9,64	176,4	64,6	390,2	454,8	9,824	41,969
КТП 7110 рл1	1,68	166,4	168,08	6,05	176,4	21,5	334,0	355,5	6,231	26,400
КТП 7110 рл2	2,04	265,4	267,44	9,63	176,4	53,3	391,7	445,0	9,809	41,901
КТП 7134	2,77	265,4	268,17	9,65	176,4	73,9	400,4	474,3	9,835	42,016
КТП 7144	1,51	166,4	167,91	6,04	176,4	30,5	340,0	370,5	6,225	26,374
КТП 7211	3,67	166,4	170,07	6,12	176,4	90,9	399,5	490,4	6,304	26,712
КТП 7212 рл1	3,02	166,4	169,42	6,10	176,4	34,6	335,0	369,6	6,279	26,610
КТП 7329	1,48	166,4	167,88	6,04	176,4	53,4	333,7	387,1	6,224	26,370
КТП 7212 рл2	2,77	166,4	169,17	6,09	176,4	28,0	334,6	362,6	6,270	26,571
КТП 7216 рл1	2,36	166,4	168,76	6,08	176,4	34,0	335,2	369,2	6,255	26,507
КТП 7216 рл2	3,75	265,4	269,15	9,69	176,4	94,9	403,6	498,5	9,871	42,169
КТП 7209	4,30	298,4	302,70	10,90	176,4	135,8	394,0	529,8	11,079	47,403
КТП 7259 рл1	1,79	265,4	267,19	9,62	176,4	64,3	391,3	455,6	9,800	41,863
КТП 7259 рл2	1,79	166,4	168,19	6,05	176,4	13,9	339,0	352,9	6,235	26,418
КТП 7330 лр1	1,48	166,4	167,88	6,04	176,4	47,7	338,7	386,4	6,224	26,370
КТП 7330 лр2	1,18	166,4	167,58	6,03	176,4	13,4	337,3	350,7	6,213	26,322
КТП 7330 лр3	1,72	265,4	267,12	9,62	176,4	37,3	395,1	432,4	9,797	41,851
КТП 7429	1,89	166,4	168,29	6,06	176,4	33,6	334,7	368,3	6,239	26,433
КТП 7432 рл1	1,34	166,4	167,74	6,04	176,4	37,8	335,8	373,6	6,219	26,348
КТП 7432 рл2	1,38	166,4	167,78	6,04	176,4	37,8	333,1	370,9	6,220	26,354
КТП 7630	2,69	265,4	268,09	9,65	176,4	47,8	390,7	438,5	9,832	42,003
КТП 7633 рл1	1,64	166,4	168,04	6,05	176,4	18,9	333,7	352,6	6,229	26,394
КТП 7633 рл2	1,57	166,4	167,97	6,05	176,4	22,8	334,8	357,6	6,227	26,383
КТП 7729	0,99	166,4	167,39	6,03	176,4	20,8	335,4	356,2	6,206	26,293
КТП 7730 рл1	1,73	265,4	267,13	9,62	176,4	51,7	390,6	442,3	9,798	41,853
КТП 7730 рл2	1,38	166,4	167,78	6,04	176,4	37,3	335,2	372,5	6,220	26,354
	59,62	6015,0	6074,62	218,69	5292	1333,1	10730,6	12063,7	224,099	953,053

Стоимость потерь

С?Э=?Э·СЭ, (8.4.7)

где ?Э - потери электроэнергии, кВт·ч;

СЭ- стоимость одного 1 кВт·ч потерь электроэнергии.

Потери энергии получены по результатам расчета на ПЭВМ и приведены ниже в таблице 8.2.

Таблица 8.2 - Результаты расчета себестоимости

Название	, Вт.	, ч.	?Э кВт· ч.	С л, руб/кВт· ч.	С ?Э, руб.
КТП 7010	174	1200	89.764	4,48	402,14
КТП 7014	150	1200	77.561	4,48	347,47
КТП 7029	154	1200	79.675	4,48	356,94
КТП 7104 рл1	139	1200	71.840	4,48	321,84
КТП 7104 рл2	277	1200	143.156	4,48	641,34
КТП 7110 рл1	103	1200	53.380	4,48	239,14
КТП 7110 рл2	216	1200	111.569	4,48	499,83
КТП 7134	311	1200	160.755	4,48	720,18
КТП 7144	139	1200	71.699	4,48	321,21
КТП 7211	379	1200	195.596	4,48	876,27
КТП 7212 рл1	137	1200	70.835	4,48	317,34
КТП 7329	106	1200	54.911	4,48	246,00
КТП 7212 рл2	406	1200	209.851	4,48	940,13
КТП 7216 рл1	138	1200	71.293	4,48	319,39
КТП 7216 рл2	574	1200	296.219	4,48	1327,06
КТП 7209	247	1200	127.350	4,48	570,53
КТП 7259 рл1	58	1200	29.867	4,48	133,80
КТП 7259 рл2	76	1200	39.216	4,48	175,69
КТП 7330 лр1	76	1200	39.216	4,48	175,69
КТП 7330 лр2	44	1200	22.568	4,48	101,10
КТП 7330 лр3	146	1200	75.420	4,48	337,88
КТП 7429	198	1200	102.369	4,48	458,61
КТП 7432 рл1	143	1200	73.623	4,48	329,83
КТП 7432 рл2	43	1200	22.109	4,48	99,05
КТП 7630	187	1200	96.536	4,48	432,48
КТП 7633 рл1	81	1200	41.898	4,48	187,70
КТП 7633 рл2	107	1200	55.312	4,48	247,80
КТП 7729	124	1200	63.805	4,48	285,85
КТП 7730 рл1	144	1200	74.221	4,48	332,51
КТП 7730 рл2	123	1200	63.554	4,48	284,72
	5200	1200	29300,40	2685,168	1312,66

Итого суммарная стоимость потерь энергии (С ?Э) равна 1312,66 руб.

Годовые эксплутационные расходы

ГЭ=Р?· Кл+ С?Э, (8.4.10)

где Р? - ежегодные отчисления на амортизацию, ремонт и обслуживание;

Р?=(ра + рр + ро), (8.4.10.1)

где ра - норма амортизационных отчислений;

(рр + ро) - затраты на ремонт и обслуживание

рр + ро =0.005; ра =0.057.

ГЭ = (0.057 + 0.005)·59.62 +1312.25·10-3=5,008 тыс. руб.

Себестоимость передачи энергии

, (8.4.8)

.

Расчетная стоимость передачи энергии

, (8.4.9)

.

Сведем все технико-экономические показатели в таблицу 8.3.

Таблица 8.3 - Технико-экономические показатели

N?п/п	Название показателя	Условное обозначение	Единица измерения	Величина
1	Капиталовложения на сооружение ВЛЭП	К	тыс. руб.	59.62
2	Ежегодные отчисления	Ра· К	тыс. руб.	3.696
2	Годовые эксплутационные расходы	ГЭ	тыс. руб.	5.008
4	Приведенные затраты	З	тыс. руб.	8.704
5	Стоимость потерь	С?Э1	руб.	1312.25
6	Себестоимость передачи энергии	СС		1.07
7	Стоимость передачи энергии	СП		1.859
8	Стоимость потерь после замены ответвлений от ВЛ 0.38 кВ к зданиям	С?Э2а	руб.	1273.2
	Стоимость потерь после выравнивание нагрузок фаз	С?Э2б	руб.	1266.05
9	Стоимость потерь после проведения мероприятий по снижению потерь электроэнергии	С?Э2	руб.	1144.8

9. Охрана труда при эксплуатации низковольтных электрических сетей

9.1 Общие указания мер безопасности

электрический сеть потеря нагрузка

К работе электромонтером по эксплуатации оборудования распределительных сетей 0,4-10 кВ, (электромонтером) допускаются лица не моложе 18 лет, прошедшие медицинский осмотр и признанные годными к выполнению вышеуказанной работы[5].

Электромонтер при приеме на работу должен пройти вводные инструктажи по охране труда и пожарной безопасности.