Расчет электрических потерь в сетях Олонецкой РЭС-2 и разработка мероприятий по их снижению

Размещено на http://www.allbest.ru/

Введение

Энергоснабжающей организацией Олонецкого района является Олонецкая РЭС-2. (РЭС-2). РЭС-2 входит в состав предприятия Южно-Карельские электрические сети (ЮКЭС), которое находится в юго-восточной части Республики Карелия с центральной базой в г. Петрозаводске и является самым большим сетевым предприятием в системе ОАО «Карелэнерго».

В состав ЮКЭС входят еще три сетевых района: Прионежский РЭС-4, Кондопожский РЭС-1, Пряжинский РЭС-3; высоковольтные сети, группа подстанций, электроремонтный цех, службы и отделы. На севере и западе Южно-Карельские электрические сети граничат с Северными и Западно-Карельскими электрическими сетями ОАО «Карелэнерго». На юге и юго-востоке - с. Ленэнерго и Вологдаэнерго. Основная задача РЭС-2 - обеспечение бесперебойного электроснабжения Олонецкого района, осуществление технического надзора за энергообъектами, ремонт оборудования. Общая численность работников на предприятии - 183 человека. Из них инженерно-технический персонал - 22 человека, служащие - 18 человек, рабочие - 143 человека.

За последние годы полезный отпуск электроэнергии в сети Олонецкой РЭС составлял 45…51 млн.кВт•ч/год, а потери - 20…23%. При этом доля потерь в сетях Олонецкой РЭС-2 составляет около 9% от суммарных потерь ЮКЭС. С каждым годом увеличивается полезный отпуск электроэнергии в сеть, и увеличиваются потери электроэнергии. В связи с развитием рыночных отношений в стране значимость проблемы потерь электроэнергии существенно возросла. Стоимость потерь является одной из составляющих тарифа на электроэнергию. Поэтому снижение потерь электроэнергии в электрических сетях до экономически обоснованного уровня - одно из важных направлений энергосбережения.

Цель данной работы: рассчитать технические потери и выбрать экономически обоснованные мероприятия по их снижению.

1. Общая характеристика РЭС-2

Численность населения Олонецкого района составляет 24962 чел.

Количество потребителей по данным отдела Центра расчетов ОАО «Карельская энергосбытовая компания» составляет:

Таблица 1 - Количество потребителей

Наименование населенного пункта	Количество договоров с юридическими лицами	Количество договоров с физическими лицами
РЭС-2	324	7150

Фактическое количество потребителей составляет 7481 ед.

Количество трансформаторных подстанций 35кВ 10шт (суммарная установленная мощность 26800 кВ•А).

Количество трансформаторных подстанций 10/0,38 кВ: 336 шт., в том числе однотрансформаторные - 329шт. (суммарная установленная мощность 49336кВА), двухтрансформаторные - 6 шт. (суммарная установленная мощность 4820кВА)

Суммарная установленная мощность трансформаторов ТП составляет 80956 кВА.

Количество воздушных линий напряжением 35 кВ - 5 единиц, общей протяженностью 176,34км, период ввода в эксплуатацию 1964...1980г.г., сечения проводов 95-120 мм2, провод марки АС, деревянные опоры с ж/б приставками.

Количество воздушных линий напряжением 10 кВ - 32 единиц, общей протяженностью 446,48км, период ввода в эксплуатацию 1964…1980, сечения проводов 35-70 мм2, провод марки АС на деревянных опорах с ж/б приставками.

Количество воздушных линий 0,4 кВ- 340 единиц, общей протяженностью 312,6км, годы ввода в эксплуатацию 1962..1990, сечения проводов 25мм2, провод марки А на деревянных опорах и деревянных опорах с ж/б приставками.

2. Данные оборудования и потребителей РЭС-2, необходимые для проведения расчетов

2.1 Информация об оборудовании и потребителях РЭС-2

Для расчетов потерь электрической энергии используется утвержденная принципиальная схема питающей и распределительной сети 110-35 кВ и 10-0,4кВ в нормальном режиме ее работы с указанием на ней всех центров питания, распределительных пунктов, марок, сечений и длин всех кабельных и воздушных линий, номеров сетевых и абонентских трансформаторных подстанций.

При расчете потерь электрической энергии используются фактические технические данные, имеющиеся в производственно-техническом отделе и диспетчерской службе ЮКЭС ОАО «Карелэнерго».

2.2 Перечень потребителей РЭС-2

Перечень потребителей РЭС-2 с разбивкой по категориям и указанием количества трансформаторов на питающей подстанции приведены в Приложении А таблица П.1.1.

Данные получены в ОАО «Карельская энергосбытовая компания».

2.3 Данные об отпуске электроэнергии в линии 35-10кВ РЭС-2

, (2.1)

где - отпуск электроэнергии в сеть, кВт·ч;

- электроэнергия полученная потребителями;

- потери электроэнергии, кВт·ч.

Таблица 2- Перечень линий 35-10 кВ с указанием отпущенной электроэнергии

Наименование линии	Активная энергия	Реактивная энергия
	кВт•ч	квар•ч
Л-41П	1 197 668	-303 371
Л-46П, 49П	2 744 092	1 906 725
Л-47П…Л-45П	35 904 705	24 579 794
Л-45П	721 288	378 207
Итого 35 кВ	40 567 753	26 561 355
Л-12П-1	2 885 550	1 600 080
Л-12П-16	4 890 840	2 700 533
Л-12П-2	2 295 600	1 269 501
Л-13П-1	176 300	96 589
Л-13П-11	1 530 300	849 178
Л-13П-14	1 691 000	931 411
Л-13П-4	716 600	394 917
Л-13-6	2 721 600	1 505 744
Л-13П-9	2 144 200	1 186 501
Л-14П-1	2 703 600	1 488 308
Л-14П-11	1 376 400	761 351
Л-14П-12	725 400	402 059
Л-14П-5	1 133 200	618 708
Л-14П-9	1 043 200	578 421
Л-15П-1	53 900	31 293
Л-15П-12	1 137 200	625 763
Л-15П-15	27 060	14 857
Л-15П-2	14 300	8 864
Л-40-1	71 800	39 851
Л-40-2	137 800	85 401
Л-40-3	241 740	133 238
Л-40-4	120 680	67 112
Л-41-1	999 888	555 458
Л-41-2	2 378 985	1 309 191
Л-41-25	5 987 774	3 300 804
Л-41-26	1 585 368	871 531
Л-41-3	5 009 625	2 703 910
Л-41-5	1 124 692	626 884
Л-50П-1	747 000	447 381
Л-50П-14	604 050	334 252
Л-50П-6	383 250	211 044
Л-50П-9	878 100	485 805
Итого 10 кВ:	47 537 002	26 235 940

Данные составлены на основе Базы точек учета ОАО «Карелэнерго».

2.4 Данные о трансформаторных подстанциях

Данные о трансформаторных подстанциях приведены в Приложении А таблица П.1.2.

3. Выбор метода и программы расчета потерь

3.1 Общие сведения о методах расчета потерь

Исторически методы расчета потерь электроэнергии в электрических сетях начали разрабатываться с появлением первых электрических сетей в конце девятнадцатого века. Все эти методы основываются на законе Джоуля - Ленца и других электротехнических законах. Различия методов и направления их совершенствования определяются в основном информационной обеспеченностью расчетов потерь электроэнергии - чем выше эта обеспеченность, тем более точные методы расчетов могут применяться.

Расчеты технических потерь электроэнергии и их структуры выполняются для:

Нормирования потерь, выбора и оценки эффективности мероприятий по их снижению;

Расчета и анализа фактических небалансов электроэнергии в электрических сетях, выявления и локализации коммерческой составляющей потерь, разработки и внедрения мероприятий по совершенствованию учета электроэнергии;

Учета потерь в тарифах на электроэнергию для потребителей, присоединенных к электрическим сетям различных ступеней напряжения: ВН (110кВ и выше), СН1 (35-60 кВ), СН2 (1-20 кВ), НН (0,4 кВ и ниже).

Главная цель совершенствования методов расчета потерь электроэнергии на современном этапе - повышение точности и достоверности результатов расчетов потерь и их структуры.

Основные направления совершенствования методов расчетов потерь электроэнергии:

Использование всей имеющейся в электросетевых организациях информации для расчетов потерь;

Учет максимально-возможного количества составляющих технологических потерь электроэнергии;

Максимальное использование возможностей современных вычислительных средств для расчета потерь.

Сложившаяся в последние годы процедура формирования нормативов потерь и завершение формирования рынка электроэнергии вызвали усиление внимания со стороны персонала сетевых компаний к проблеме корректного определения, нормирования и снижения потерь электроэнергии. Сейчас наступает время, когда остро встает необходимость создания интегрированных систем не просто расчета потерь, а управления уровнем потерь электроэнергии.

В настоящее время существует ряд программных комплексов, которые помогают эффективно решать эти задачи. Рассмотрим два из них: РТП-3 и РАП-95.

3.1.1 Расчет потерь методом средних нагрузок

Метод широко распространен для расчета потерь электроэнергии в разомкнутых электрических сетях напряжением 110кВ и ниже. Возможно применение этого метода для электрических сетей 220-110 кВ при отсутствии исходных данных, необходимых для расчета потерь электроэнергии по методам оперативных расчнетов и контрольных суток.

При отсутствии необходимых исходных данных для расчета потерь электроэнергии в электрической сети 0,4 кВ допускается использовать метод средних нагрузок для случайной выборки распределительных линий, питающихся от не менее, чем 20% суммарного количества распределительных трансформаторов 6-20/0,4кВ.

Расчет потерь электроэнергии по методу средних нагрузок выполняется по показаниям счетчиков электроэнергии (за месяц, квартал, полугодие, год).

В качестве уточняющей информации для расчетов можно использовать нагрузки на трансформаторных подстанциях в виде: активной и реактивной мощности, тока на шинах ВН или НН, коэффициента загрузки, потребление электроэнергии за расчетный период.

Перечень исходных данных для расчета:

Схема электрической сети с указанием на ней:

- наименований центров питания (ЦП);

- отходящих от ЦП линий;

- номеров (наименований) ПС и трансформаторных пунктов и номинальных мощностей установленных в них силовых трансформаторов;

- нормальных точек деления сети;

- марок, сечений и длин воздушных и кабельных линий;

- мест установки счетчиков расчетного и технического учета электроэнергии, фиксирующих отпуск электроэнергии в электрическую сеть;

- элементов электрической сети, находящихся на балансе потребителя

Отпуск активной и реактивной электроэнергии по головным участкам

Зимний и летний суточные графики нагрузок головного участка линий, полученные по часовым расходам электроэнергии в дни системных измерений нагрузок либо по результатам измерений почасовых значений токов;

Информация о нагрузках трансформаторов, подключенных к электрической сети.

3.1.2 Метод расчета потерь по обобщенным параметрам в сети 0,4кВ

Метод применяется для укрупненной оценки потерь электроэнергии в совокупности воздушных и кабельных линий сети 0,4 кВ, объемом не меньше района электрических сетей.

Метод применяется при отсутствии исходной информации для расчета технических потерь, с использованием метода оценки потерь по обобщенной информации о схемах и нагрузках сети.

Перечень исходных данных для расчета:

Суммарная длина электрических сетей;

Количество фидеров 0,38 кВ;

Среднее сечение фазных проводов;

Среднее фазное напряжение в течение года на стороне 0,4 кВ распределительного трансформатора;

Средний коэффициент мощности нагрузки (tg). При отсутствии данных применяется равным 0,5 о.е.

Продолжительность расчетного периода в часах;

Отпуск электроэнергии в сеть 0,4 кВ, определенный по показаниям счетчиков электроэнергии, установленных на стороне 0,4 кВ ТП 6(10)/0,4 кВ или на головных участках линий 0,38 кВ, или, определенный расчетным путем с использованием информации об отпуске электроэнергии в сеть 6 (10) кВ и технических потерь в этой сети.

3.1.3 Метод расчета потерь в дополнительном оборудовании

Расчет потерь электроэнергии в дополнительном оборудовании в комплексе программ разделены на три блока:

расчет потерь от токов утечки по изоляторам;

расчет потерь в измерительных приборах учета: счетчиках, измерительных трансформаторах тока и напряжения;

расчет потерь в вентильных разрядниках, ограничителях перенапряжения, в устройствах присоединения ВЧ-связи, в соединительных проводах и шинах подстанций, синхронных компенсаторах, шунтирующих реакторах.

3.2 Программные средства расчета и нормирования потерь

3.2.1 Характеристика программного комплекса РТП-3

Комплекс программ РТП 3 предназначен для расчета режимных параметров, технических потерь мощности и электроэнергии, нормативных потерь в электрических сетях 0,38-220 кВ, а также для расчета допустимых и фактических небалансов, количества неучтенной электроэнергии в сети.

В состав программного комплекса входят три программы, каждая из которых предназначена для решения своего конкретного комплекса задач:

РТП 3.1

Расчет установившегося режима с определением токов и потоков

мощности в ветвях, уровней напряжения в узлах, коэффициентов загрузки линий и трансформаторов в разомкнутых электрических сетях 6 (10), 35, 110, 220 кВ;

Расчет потерь мощности и электроэнергии в разомкнутых электрических сетях 6 (10), 35, 110, 220 кВ;

Расчет потерь электроэнергии за год с делением по месяцам в замкнутых сетях методом характерных суток, с использование результатов расчетов режимов программного комплекса «Rastr Win»;

Расчет двухфазных и трехфазных токов короткого замыкания в разомкнутых электрических сетях;

Оценка режимных последствий оперативных переключений в ремонтных и послеаварийных режимах распределительных сетей;

Расчет потерь в дополнительном оборудовании: в приборах учета (ТТ, ТН, счетчики), в вентильных разрядниках, шунтирующих реакторах, синхронных компенсаторах, в ограничителях перенапряжения, в устройствах присоединения ВЧ-связи, в соединительных проводах и шинах подстанций, от токов утечки по изоляторам воздушных линий;

Формирование сводной таблицы норматива потерь электроэнергии по ступеням напряжения с разбивкой на структурные составляющие;

Формирование отчетных таблиц в соответствии с требованиями Положения о нормировании.

РТП 3.2

Расчет установившегося режима с определением токов и потоков мощности в ветвях, уровней напряжения в узлах, коэффициентов загрузки линий в электрических сетях 0,38 кВ;

Расчет потерь мощности и электроэнергии в электрических сетях 0,38 кВ;

Расчет потерь мощности и электроэнергии в электрических сетях 0,38 кВ без ввода схем (по обобщенным параметрам или потери напряжения).

РТП-3.3

Ведение баз данных по потреблению электроэнергии абонентами с привязкой их точек учета к схеме сети;

Расчет допустимого, фактического небалансов и количества неучтенной электроэнергии в разомкнутых сетях с учетом фактического потребления присоединенных абонентов к узлам сети и допустимой метрологической составляющей потерь электроэнергии.

Комплекс программ РТП-3 разработан в соответствии с отраслевыми документами, на комплекс получены экспертные заключения РАО «ЕЭС России» на соответствие отраслевым требованиям, получен сертификат соответствия требованиям нормативных документов Госстандарта России № РОСС RU. СП12.С005 и лицензия на применение знака соответствия системы сертификации ГОС Р.

3.2.2 Характеристика программного комплекса РАП-95

Комплекс предназначен для расчета всех составляющих детальной структуры технологических потерь мощности и электроэнергии в электрических сетях, нормативного расхода электроэнергии на собственные нужды подстанций, фактических и допустимых небалансов электроэнергии на энергообъектах, а также нормативных характеристик потерь мощности и электроэнергии.

Областью применения комплекса являются оперативно-диспетчерские, сбытовые и метрологические службы АО-энерго, ПЭС, РЭС и муниципальных электрических сетей, региональные энергетические комиссии и территориальные отделения Госэнергонадзора.

Программный комплекс состоит из семи программ:

РАП-ОС, предназначенной для расчета технических потерь в замкнутых сетях 110кВ и выше, включая потери на корону, и автоматического проведения вариантных расчетов потерь для последующего расчета коэффициентов нормативной характеристики;

НП-1, предназначенной для расчета коэффициентов нормативных характеристик технических потерь в замкнутых сетях 110кВ и выше на основе результатов вариантных расчетов, проведенных по программе РАП-ОС;

РАП-110, предназначенной для расчета технических потерь и их нормативных характеристик в радиальных сетях 35-110 кВ;

РАП-10, предназначенной для расчета технических потерь и их нормативных характеристик в распределительных сетях 6-20 и 0,4кВ;

РОСП, предназначенной для расчета технических потерь в оборудовании сетей и подстанций - трансформаторах собственных нужд, синхронных компенсаторах, батареях конденсаторов, шунтирующих и токоограничивающих реакторах, измерительных трансформаторах и счетчиках прямого включения, устройствах присоединения ВЧ-связи, потерь от токов утечки по изоляторам воздушных линий и потерь в изоляции кабельных линий, а также для расчета нормативного расхода электроэнергии на собственные нужды подстанций;

РАПУ, предназначенной для расчета потерь, обусловленных погрешностями приборов учета электроэнергии (включая измерительные трансформаторы и цепи соединения), а также фактических и допустимых небалансов электроэнергии на объектах (фидер, подстанция, РЭС, ПЭС, АО-энерго);

СП, предназначенной для расчета показателей отчетных форм РАП-1с, РАП-2с, РАП-3с, на основе данных об отпуске электроэнергии в сети разных напряжений и результатов расчета по программам 1-6.

Области применения перечисленныз программ приведены ниже на рис.1, на котором обозначено:

- технические потери электроэнергии;

- расход электроэнергии на собственные нужды подстанций;

- недоучет электроэнергии (потери), обусловленный отрицательными систематическими погрешностями приборов ее учета;

- коммерческие потери, обусловленные хищениями электроэнергии, несоответствием показаниям счетчиков оплате за электроэнергию и другими причинами в сфере организации контроля за потреблением энергии. Эта составляющая потерь рассчитывается как разница между отчетными потерями и суммой трех описанных выше составляющих.

		+	+
16,3%	8,2%	0,3%	1,2%	6,6%
	Основная сеть	Радиаль- ные сети 35-110кВ	Сети 6-20 и 0,4кВ	Оборудо-вание сетей и ПС	Расход на ПС	По- греш- ности учета	Коммер- ческие потери
	РАП-ОС НП-1	РАП-110	РАП-10	РОСП	РОСП	РАПУ

Рисунок 1 - Область применения программ комплекса РАП-95

Программный комплекс имеет сертификат соответствия, утвержденный ЦДУ ЕЭС России, Главгосэнергонадзором России и Депортаментом электрических сетей РАО «ЕЭС России».

3.4 Сравнение описанных программных комплексов и выбор их для расчета потерь в сетях РЭС-2

Проведем сравнительный анализ описанных программных комплексов.

РТП-3: быстрый поиск линий и фидеров с помощью оглавления, представленного в виде иерархического дерева;

РТП-3: выполнение расчетов потерь электроэнергии рассчитываемой сети за любой расчетный период;

РАП- 95: основной расчетный период - месяц, что является существенным недостатком;

РТП-3 и РАП-95: использование различных методов для расчета нормативных потерь электроэнергии в зависимости от имеющейся информации для расчетов;

РТП-3: использование справочников при формировании расчетных схем, сортировка наименований оборудования в справочнике по ступеням напряжения;

дополнительная сортировка наименований оборудования в справочнике по всем параметрам;

возможность исключения для отображения типов трансформаторов и марок проводов, не используемых при кодировании схем и редактировании свойств элементов, без удаления их из справочников - достоинство;

РАП-95: справочники не используются - недостаток;

РТП-3: гибкий режим редактирования - достоинство; РАП-95: в архиве хранятся только результаты расчета (выходная печать), но не исходные данные. Поэтому вернуться через архив к прошлому расчету, скорректировать исходные данные и провести расчет вновь нельзя - недостаток.

РТП-3: параметры расчетной схемы или свойства любого элемента доступны для просмотра в любом режиме;

возможность выполнения переключений между схемами фидеров без необходимости их редактирования через точки токораздела и анализ режимных последствий таких переключений;

возможность выполнения расчетов по каждому фидеру отдельно или по выбранной группе фидеров по предварительно введенным исходным данным;

учет балансовой принадлежности линий и трансформаторов при расчете нормативных потерь мощности и электроэнергии;

возможность просмотра результатов расчета не только в элементах сетей, находящихся на балансе предприятия, но и в абонентских линиях и трансформаторах, а также их суммарного значения;

наглядность получаемых результатов расчетов;

вывод на схему электрический сети результатов расчета токов в ветвях, уровней напряжения в узлах, токовых нагрузок на трансформаторах, токов короткого замыкания, потоков электроэнергии - достоинства;

РТП-3: хранение результатов расчета в сводных таблицах, где они суммируются по центрам питания, районам электрических сетей и АО-энерго в целом - достоинство;

РТП-3: сохранение дополнительной информации в сводных таблицах с результатами расчета потерь электроэнергии, коэффициентов загрузок трансформаторов и объема оборудования, участвующего в расчетах (количество и протяженность линий, количество и установленная мощность трансформаторов) - достоинство;

РТП-3: сохранение всех результатов расчетов (по одной расчитанной линии или сводных таблиц) в стандартных форматах Windows - приложений (Microsoft Excel) - достоинство комплекса;

РАП-95: комплекс разработан для работы в среде Windows-95 и выше на основе системы управления базами данных FoxPro 6.

Система управления базами данных FoxPro 6 не идеальна: может испортиться при корректировке ее содержания (переиндексации или изменение каких-либо параметров) - недостаток комплекса;

РТП-3: проверка результатов расчета и исходных данных на корректность) - достоинство комплекса;

РТП-3: предварительный просмотр расположения расчетной схемы на листе перед печатью) - достоинство комплекса;

РТП-3: хранение ретроспективы результатов расчетов за любой расчетный период) - достоинство комплекса; РАП-95: в архиве хранятся результаты расчета за месяц, а также суммарные результаты за любое количество месяцев.

РТП-3: современный и удобный интерфейс, который позволяет значительно сократить затраты труда на подготовку и расчет электрической сети;

Также программный комплекс РТП-3 используется в ОАО «Карелэнерго» для расчетов, анализа и нормирования потерь. Он успешно опробирован на местных сетях, в том числе и в Олонецкой районной электросети.

Поэтому в данной дипломной работе все расчеты приведены с использованием программного комплекса РТП-3.

4. Расчет технических потерь электроэнергии в РЭС-2

4.1 Расчет технических потерь в сети 35-10 кВ

Для расчета технических потерь электроэнергии в сети 35-10 кВ применяем метод средних нагрузок.

Технические потери электроэнергии равны сумме условно-постоянных и нагрузочных потерь.

Условно-постоянные потери электроэнергии (практически не зависящие от нагрузки потери электроэнергии) в :

стали силовых трансформаторов и автотрансформаторов 6-1150 кВ;

на корону в воздушных линиях 110 кВ и выше;

от токов утечки по изоляторам воздушных линий 6 (10) кВ и выше;

шунтирующих реакторах;

батареях статистических конденсаторов;

синхронных компенсаторах;

изоляции кабельных линий электропередач 6 (10) кВ и выше;

измерительных трансформаторах тока и напряжения, счетчиках непосредственного включения;

ограничителях перенапряжения;

вентильных разрядниках;

устройствах присоединения высокочастотной связи;

соединительных проводах и сборных шинах подстанций;

на собственные нужды подстанций.

Нагрузочные (переменные) потери электроэнергии (зависящие от нагрузки) :

в воздушных и кабельных линиях 0,4-1150 кВ;

в обмотках силовых трансформаторов и автотрансформаторов;

токоограничивающих реакторах подстанций.

Для расчетов вводим расчетные схемы фидеров. Схемы по каждому фидеру приведены в приложении 2.

Элементами фидера являются узлы (центры питания, отпайки, трансформаторы (двухобмоточные, трехобмоточные и автотрансформаторы), потребители и линии (провода, кабели, соединительные линии), предусмотрен ввод переходных трансформаторов. Количество присоединений к узлу не ограничено. Нет ограничений по количеству узлов и линий в расчетной схеме. Ввод схемы существенно облегчается и ускоряется набором редактируемых справочников.

Расчет потерь в сети 10-35 кВ выполнен для линий:

Таблица 3 - Характеристика линий 35кВ

Количество линий шт	Протяженность км	Кол-во тр-ов шт	Уст. мощность тр-ов, кВА
5	176,34	10	26800

Таблица 4 - Характеристика линий 10кВ

Количество линий шт	Протяженность км	Кол-во тр-ов шт	Уст. мощность тр-ов, кВА
32	446,48	320	49023

В зависимости от типа оборудования для определения численных значений суммарных технических потерь электрической энергии, в элементах электрической сети, используются следующие формулы:

Потери электрической энергии в воздушной линии:

, (4.1.1)

где - переменные потери электрической энергии в ВЛ;

- потери электрической энергии на корону ВЛ номинальным напряжением 110 кВ и выше;

- потери электрической энергии от токов утечки по изоляторам ВЛ номинальным напряжением 6(10) кВ и выше.

Потери электрической энергии в трансформаторах:

Суммарные потери электроэнергии в двухобмоточных трансформаторах, автотрансформаторах за расчетный период Т определяются :

, (4.1.2)

где - переменные потери электрической энергии в трансформаторах;

- потери электрической энергии на холостой ход трансформаторов.

Условно - постоянные технические потери

Потери на корону определяются только в линиях 110-1150 кВ, в данной работе линии этого напряжения не рассматриваются.

Потери электроэнергии в стали силовых трансформаторов и автотрансформаторов 6-1150 кВ определяются для каждого силового трансформатора, находящегося под напряжением и на балансе данной энергоснабжающей организации, с разбивкой по ступеням напряжения ВН, СН1, СН2 по формуле:

, кВт•ч, (4.1.3)

где - номинальное значение потерь мощности холостого хода в силовом трансформаторе, определяемое по его паспортным данным, кВт;

- число часов работы силового трансформатора в расчетном периоде, ч;

- число трансформаторов, шт;

- среднее напряжение фактического напряжения обмотки высшего напряжения трансформатора за расчетный период Т, кВ;

- номинальное напряжение трансформатора, кВ.

Переменные потери

Расчет переменных потерь электроэнергии в элементах электрической сети (ВЛ, КЛ, трансформаторах, автотрансформаторах, токоограничивающих реакторах) выполняется по формуле:

, кВт•ч, (4.1.4)

где - потери мощности в элементе сети при средних за расчетный интервал нагрузках узлов, кВт;

- коэффициент формы графика суммарной нагрузки сети за расчетный период, о.е.;

- коэффициент, учитывающий различие конфигураций графиков активной и реактивной нагрузки различных ветвей сети (принимается равным 0,99), о.е.;

- число часов в расчетном периоде,ч.

Коэффициент формы графика суммарной нагрузки для элементов электрической сети с нереверсивными потоками электроэнергии принимаем =1,3.

Переменные потери мощности при средних нагрузках определяются:

(4.1.5)

где - средние значение активной и реактивной мощности за расчетный период , кВт, квар;

- коэффициент реактивной мощности, о.е.;

- среднее напряжение элемента сети за расчетный период, кВ;

- среднее значение токовой нагрузки, А;

- активное сопротивление элемента.

Средняя нагрузка определяется:

, (4.1.6)

где - электроэнергия, потребленная в узле за расчетный период .

Результаты по каждой рассчитанной линии сохраняются в сводных таблицах, в которых они суммируются по центрам питания, районам электрических сетей и всем электрическим сетям в целом, что позволяет проводить подробный анализ результатов (Приложение В Таблица П.3.1., Таблица П.3.2.)

4.2 Расчет технических потерь в сети 0,38 кВ

Полезный отпуск в сеть 0,38 кВ за 2011 год составил 45048,589 тыс. кВт•ч. Среднее сечение головного участка - 25мм2. Количество линий - 340 штук.

Потери электроэнергии в одной линии 0,38 кВ с сечение головного участка , мм2, отпуском электроэнергии в линию , за период , дней, рассчитывают по формуле:

(4.2.1)

где - эквивалентная длина линии ;

- коэффициент реактивной мощности;

- коэффициент, учитывающий характер распределения нагрузок по длине и неодинаковость нагрузок фаз.

Эквивалентную длину линии определяют по формуле:

(4.2.2)

где - длина магистрали;

- длина двухфазных и трехфазных ответвлений;

- длина однофазных ответвлений.

Под магистралью понимают наибольшее расстояние от шин 0,4 кВ распределительного трансформатора 6-20/0,4 кВ до наиболее удаленного потребителя, присоединенного к трехфазной или двухфазной линии.

Коэффициент определяют по формуле:

(4.2.3)

где - доля энергии, отпускаемая населению;

- коэффициент, принимаемый равным 1 для 380/220 В и равным 3 для линий 220/127 В.

Расчет потерь в сети 0,38 кВ сведен в таблицу 5.

Таблица 5 - Результаты расчетов потерь в сети 0,38 кВ

Район электрических сетей			РЭС-2 (Олонецкий)
Отпуск активной электроэнергии в сеть, тыс. кВт·ч			45048,589
Расчетный период, часов			8760
Номинальное напряжение, кВ			380/220
Коэффициент мощности нагрузки головного участка, о.е.			0,85
Сечение головного участка, мм2			25
Количество линий, шт			340
Доля энергии, отпускаемой населению, о.е.			0,7
Коэффициент заполнения графика, о.е.			0,6
			всего	алюминиевые
Длина магистрали, км			150,048	150,048
Длина двухфазных и трехфазных ответвлений, км			121,914	121,914
Длина однофазных ответвлений, км			40,640	40,640
Суммарная длина линий, км			312,602	312,602
Эквивалентная длина линий, км			212,631
k	U	,о.е.	1,000
k	N	,о.е.	1,348
k	0,38	,о.е.	8,687
Потери активной электроэнергии, тыс. кВт·ч			6011,500
Потери активной электроэнергии, %			13,34
Удельные потери элетроэнергии, тыс. кВт•ч/км			19,231

4.3. Расчет потерь в дополнительном оборудовании

4.3.1 Расчет потерь от токов утечки по изоляторам

Для расчета потерь от токов утечки по изоляторам воздушных линий необходимо в соответствующие номинальному напряжению ячейки ввести суммарные длины воздушных линий этого класса напряжения РЭС-2 за каждый месяц.

Таблиц 6 - Потери от токов утечки по изоляторам ВЛ «РЭС-2»за 2011

Время работы оборудования:	8760	ч.
Потери от токов утечки	Ступень напряжения	Всего
по изоляторам ВЛ	220 кВ	110 кВ	35 кВ	15/20 кВ	10 кВ	6 кВ
Суммарная длина ВЛ,км	0,00	0,00	176,34	--	446,48	0,00	--
W, тыс. кВт•ч	0,00	0,00	128,73	0,00	156,27	0,00	285,00

Потери электроэнергии от токов утечки по изоляторам воздушных линий 6(10)-1150 кВ определяются для каждой линии, находящейся под напряжением:

, кВт•ч (4.3.1)

где - удельные потери мощности от токов утечки i-го вида погоды, кВт/км;

- протяженность j-й ВЛ, км;

- продолжительность i-го вида погоды расчетном периоде , ч;

- количество линий, в которых рассчитываются потери электроэнергии от токов утечки, шт.

4.3.2 Расчет потерь в приборах учета

Для расчета потерь в приборах учета необходимо осуществить ввод информации по приборам учета. В зависимости от типа прибора учета и его класса напряжения заполняются соответствующие поля количества таких приборов учета.

Таблица 7 - Данные о приборах учета

Прибор учета	35 кВ, шт	10 кВ, шт	0,4 кВ, шт
ТТ 1-ф	63	536	177
ТН 1-ф	39	75	-
Электронный счетчик -3 ф			64
Индукционный счетчик 1 ф			16301
Индукционный счетчик 3 ф			1944

Потери электроэнергии в измерительных трансформаторах тока и напряжения, электрических счетчиках 022-066 кВ принимают в соответствии с данными заводов-изготовителей оборудования:

 (4.3.2)

где - потери мощности i-го вида оборудования в соответствии с данными заводов- изготовителей, кВт;

- количество оборудования, шт

4.3.3 Расчет потерь в дополнительном оборудовании

Для расчета потерь в дополнительном оборудовании вводится суммарное количество по РЭС-2 оборудования каждого класса напряжения.

Расчет потерь в шинах и соединительных проводах подстанций выполняется по количеству подстанций для данной ступени напряжения.

Таблица 8 - Данные об оборудовании.

Тип оборудования	35 кВ, шт	10 кВ,шт
Вентильные разрядники	93	140
ОПН	3	7
УПВЧ	14
СПиШ	7	152

Потери электроэнергии в вентильных разрядниках, ограничителях перенапряжений, устройствах присоединения ВЧ-связи принимают в соответствии с данными заводов-изготовителей оборудования:

(4.3.4)

где - потери мощности i-го вида оборудования в соответствии с данными заводов- изготовителей, кВт;

- количество оборудования, шт.

Потери электроэнергии в соединительных проводах и сборных шинах подстанции определяют:

, (4.3.5)

где - потери электроэнергии в соединительных проводах и сборных шинах одной подстанции i-го класса напряжения, кВт•ч;

- количество подстанций i-го класса напряжения, шт.

4.3.4 Потери на собственные нужды подстанций

Таблица 9 - Данные по потерям на собственные нужды подстанций

№ п/п	ПС-35 кВ	Расход на собственные нужды ПС, тыс. кВт•ч
1	ПС-12П	29
2	ПС-13П	30
3	ПС-14П	29
4	ПС-15П	30
5	ПС-40	19
6	ПС-41	30,1
7	ПС-50П	19,51

Расход электроэнергии на собственные нужды подстанций определяют по показаниям счетчиков, установленных на присоединениях трансформаторов СН, в сумме и с разбивкой по ступеням напряжения.

Технические потери в Олонецком РЭС-2 от отпуска в сеть составили 21,91%.

Результат расчета потерь по Олонецкому РЭС представлен в Приложении В таблица П.3.3, на рисунке 2 и таблице 10.



Рис. 2 - Структура потерь активной электроэнергии в Олонецкой РЭС-2 за 2011 год

Таблица 10 - Структура потерь активной электроэнергии

Характеристика сети	Отпуск энергии в сеть, кВт•ч/год	Потери электроэнергии, кВт•ч	Потери % от отпуска в сеть	Доли от суммарных потерь, %
Питающая 35 кВ (ВЛ-35 и тр-ры 35/10кВ)	40567,753	1936,508	4,77	19
Распределит. 10кВ (ВЛ и КЛ-10кВ и тр-ры 10/0,4кВ)	47537,002	2563,283	5,39	22
Распределит. 0,4кВ (ВЛ и КЛ 380/220В)	45048,59	6497,838	14,42	59
Итого:	50193,45	10997,629	100	100

5. Разработка мероприятий по снижению потерь

Из структуры потерь электроэнергии видно, что их снижение - сложная комплексная проблема, требующая значительных капитальных вложений, постоянного внимания персонала, высокой его квалификации и заинтересованного участия в эффективном решении задач.

Основной эффект в снижении технических потерь электроэнергии может быть получен за счет технического перевооружения, реконструкции, повышения надежности работы и пропускной способности электрических сетей, сбалансированности их режимов, т.е. за счет внедрения капиталоемких мероприятий.

К приоритетным мероприятиям по снижению потерь электроэнергии распределительных электрических сетях 0,4-35 кВ относятся:

Использование 10 кВ в качестве основного напряжения распределительной сети;

Увеличение доли сетей напряжением 35 кВ;

Сокращение радиуса действия и строительство ВЛ-,4 кВ в трехфазном исполнении по всей длине;

Применение самонесущих изолированных и защищенных проводов для ВЛ напряжением 0,4-10 кВ;

Использование максимального допустимого по механической прочности опор сечения провода в электрических сетях 0,4-10 кВ с целью адаптации их пропускной способности к росту нагрузок в течении всего срока службы;

Разработка и внедрение нового более экономичного электрооборудования, в частности: распределительных трансформаторов с уменьшенными активными и реактивными потерями холостого хода; встроенных КТП и ЭТП конденсаторных батарей;

Применение столбовых трансформаторов малой мощности 6-10/0,4 кВ для сокращения протяженности сетей 0,4 кВ и потерь электроэнергии в них;

Более широкое использование устройств автоматического регулирования напряжения под нагрузкой, вольтдобавочных трансформаторов, средств местного регулирования напряжения для повышения качества электроэнергии и снижения ее потерь;

Комплексная автоматизация и телемеханизация электрических сетей, применение коммутационных аппаратов нового поколения, средств дистанционного определения мест повреждения в электрических сетях для сокращения длительности неоптимальных ремонтных и послеаварийных режимов, поиска и ликвидации аварий;

Повышение достоверности измерений в электрических сетях на основе использования новых информационных технологий, автоматизации обработки телеметрической информации.

Типовой перечень мероприятий состоит из трех групп:

организационные мероприятия - практически не требуют дополнительных капиталовложений и должны внедряться в условиях эксплуатации и оперативного управления электрических сетях;

технические мероприятия- требуют дополнительных капиталовложений на их внедрение, разрабатываемые в составе схем развития, проектов реконструкции или технического перевооружения электрических сетей;

мероприятия по совершенствованию систем расчетного и технического учета электроэнергии - направлены на снижение коммерческих потерь электроэнергии.

По результатам определения очередности внедрения мероприятий и объемов финансирования формируется программа снижения потерь электроэнергии с результирующим перечнем мероприятий. Для каждого мероприятия в программе должны быть указаны:

срок исполнения;

объем мероприятий;

затраты на внедрение;

годовое снижение потерь электроэнергии по результатам внедрения.

5.1 Организационные мероприятия

1. Оптимизация уровней напряжений на шинах 10 кВ ТП с помощью использования общесетевых регулирующих средств.

Регулирование напряжения на шинах ТП по результатам замеров в режимах максимума и, соответственно, на шинах 10 кВ ПС, может быть осуществлено изменением регулировочных ответвлений на трансформаторах 35/10 кВ ПС, имеющих регулирование типа РПН с широким диапазоном 36,75±8•1,5 %. Вопросы регулирования напряжения на ПС 35/10 кВ находятся в компетенции ОАО « Карелэнерго». В результате, проведя соответствующую работу по разработке совместной программы по изменению положений переключателей РПН с помощью службы режимов ОАО « Карелэнерго» и обеспечив на шинах ТП напряжение близкое к Uном = 10 кВ в максимальных режимах, возможно существенно снизить потребление активной и реактивной мощности и энергии из сети энергосистемы и их потери. Следует отметить, что его реализация не требует никаких затрат.

2. Снижение расхода электроэнергии на собственные нужды подстанций.

Экономия расхода электроэнергии на собственные нужды обеспечивается рационализацией режимов работы электрообогрева производственного помещения подстанций и обогрева приводов выключателей в ОРУ, оптимизацией режимов работы вентиляторов обдува трансформаторов.

Планируемое снижение расхода электроэнергии на собственные нужды подстанций определяется, исходя из опыта прошлых лет и предполагаемого объема мероприятий по экономии расхода электроэнергии на собственные нужды на планируемый период.

Фактическое снижение расхода электроэнергии на собственные нужды определяется как разница между установленной нормой расхода - 152,61 тыс.кВт•ч и фактическим расходом электроэнергии (), определяемым по показаниям счетчиков собственных нужд:

тыс. кВт•ч(5.1)

3. В качестве одного из основных практических мероприятий по снижению величины потерь следует рекомендовать устранение неравномерности загрузки фаз распределительной сети 0,4 кВ путем выравнивания фазных токов у потребителей по результатам измерений в часы максимума.

В качестве примера рассмотрим типовой случай электроснабжения жилого 120-квартирного дома. На вводе в дом замеры фазных токов в часы максимума дали следующие показания: Iа = 61А; Iв =87 А; Iс =120 А.

Сопротивление фазных проводов (на участке от ТП 10/0,4 кВ до ввода в дом) составляет = 0,046 Ом, сопротивление нулевого провода =0,092 Ом. Они определяются по справочным данным при известной марке питающего кабеля или провода ВЛ-0,4 кВ ( - Ом/км) и строительной длине линии по формулам:

(5.2)

Обычно сечение нулевого провода кабельных линий составляет половину сечения фазного.

Увеличение потерь мощности за счет несимметрии нагрузок оценивают коэффициентом К дин:

(5.3)

где - потери мощности в сети, соответственно, при неравномерной и равномерной нагрузках фаз.

Для типовых четырехпроводных линий:

(5.4)

где - коэффициент неравномерности нагрузки фаз.

Для трехпроводной сети , для двухпроводной не имеет физического смысла.

Коэффициент вычисляют по формуле:

(5.5)

где , , - средние измеренные токи в фазах А,В.С в часы максимума нагрузки;

- среднее арифметическое значение фазных токов.

Для вышеизложенных данных замеров фазных токов в доме имеем:

А (5.6)

(5.7)

(5.8)

Таким образом, несимметрия фазных токов приводит к росту потерь мощности на 30%.

Потери мощности при несимметрической токовой нагрузке составят:

кВт (5.9)

из которых величина кВт - является дополнительными потерями мощности, вызванными несимметрией фазных нагрузок. Дополнительные потери электроэнергии при ф = 1800 ч. (принято усредненное

значение числа часов потерь) составляет:

кВт•ч (5.10)

т.е. потери электроэнергии в питающем вводе к жилому дому при неравномерной загрузке фаз. Устранение несимметрии токов фаз позволит снизить величину технических потерь только на этом вводе на величину 600 кВт•ч.

Распространяя полученные результаты на 50 вводов сети 0,4кВ Олонецкой РЭС, получаем:

кВт•ч /год(5.11)

Переключение нагрузок, вследствие их вероятностного характера, следует осуществлять с одной фазы на другую только по результатам нескольких повторных замеров нагрузки в период вечернего максимума, сопоставляя результаты этих замеров с уровнями электропотребления отдельных квартир и другими потребителями.

Другим важным мероприятием по снижению потерь и улучшению качества напряжения потребителей является поддержание оптимального уровня напряжения в распределительной сети, близкого к номинальному (0,22 и 0,38 кВ). Анализ показателей токовой нагрузки на шинах 0,4 кВ ТП свидетельствует о существенном отклонении (как правило, в сторону увеличения) уровней напряжений до +10% и более в часы максимума относительно номинальных значений. В то же время требования действующего ГОСТ13109-87 допускают отклонения напряжения ±5 % от номинала в нормальных режимах.

Оптимизация уровней напряжений до значений, близких к номинальному, может быть осуществлена путем применения средств регулирования напряжения на трансформаторах 10/0,4 кВ (регуляторы типа ПБВ с диапазоном регулирования ±2…2,5%) с помощью переключения регулировочных ответвлений.

Как отмечалось выше, напряжения сети 0,4 кВ, к которой подключены основные потребители, определяют величины активной и реактивной мощности (энергии) этих потребителей, потребляемой из сети. Так, для ламп накаливания, обычно применяемых в домах и включенных длительное время при значительной их суммарной мощности, при изменении (повышении) напряжения на 1% (фактически на 2 Вольта) мощность и энергия, потребляемая из сети, изменяются (повышаются) на 2 %. При реально зафиксированных замерах в сети 0,4 кВ отклонения напряжения до ±10 % от Uн имеем широкий диапазон изменения потребляемой мощности и энергии.

Таким образом, с учетом реальных значений напряжения в узлах распределительной сети 0,4 кВ, превышающих обычно номинальную величину 0,8 и 0,22кВ, оптимизация уровней напряжений позволит не только снизить технические потери в сети, но и улучшить качество напряжения у потребителей.

В числе мероприятий по снижению потерь в сетях 0,4 кВ следует также отметить уменьшение числа отключений линий или участков на ремонт; сокращение времени, необходимого для проведения ремонта. Это подразумевает обеспечение высокого уровня эксплуатации и технического состояния сети 0,4 кВ, проведение работ в соответствии с планом профилактики оборудования.

5.2 Технические мероприятия

Так как технические мероприятия требуют дополнительных капиталовложений на их внедрение, рассмотрим те объекты которые заложены в ремонтную и инвестиционную программу, соответственно выполнение работ на которых позволит снизить потери электроэнергии, а затраты на эти работы не будут относиться к мероприятиям по снижению потерь, так как они заложены в вышеупомянутых программах.

Из расчета потерь в Олонецком РЭС видно, что наибольшие потери составляют в сети 0,4 кВ.

Проведем замену провода на СИП на следующих линиях: ВЛ-0,4 ТП-317, ВЛ-0,4 ТП-470, ВЛ-0,4 кВ от ТП-406, ВЛ-0,4 кВ от ТП-371, результаты запишем в таблицу 11.

Таблица 11 - Характеристики ВЛ 0,4 кВ

№ п/п	ВЛ -0,4 кВ	Протяженность. км	Существующий провод	СИП
1	ВЛ-0,4 кВ ТП-317 Гитойла	2,42 7,38	А-16, А-25	СИП2-4*50
2	ВЛ-0,4 кВ ТП-470 Ильинское	1,8	А-35	СИП2-4*50
3	ВЛ-0,4 кВ от ТП-406 п. Пектус	6,0	А-35	СИП2-4*50
4	ВЛ-0,4 кВ от ТП-371 Нурмойла	4,4	А-25	СИП2-4*50
	ВСЕГО	22,0

Снижение потерь электроэнергии в год от внедрения мероприятия посчитаем по «Усредненным нормам для приближенной оценки эффективности мероприятий», согласно «Инструкции по снижению технологического расхода электрической энергии на передачу по электрическим сетям энергосистем и энергообъединений» 22 2200=48400 кВт•ч /год- составит снижение потерь.(3)

Рассмотрим плюсы и минусы применения проводов СИП.

1. Высокая надежность в обеспечении электрической энергией.

2. Резкое снижение (до 80%) эксплуатационных затрат, вызванное высокой надёжностью и бесперебойностью энергообеспечения потребителей, а также отсутствием необходимости в широких просеках для прокладки ВЛИ в лесных массивах и расчистки просек в процесс эксплуатации линии.

3. Отсутствие или незначительное обрастание гололедом и мокрым снегом изолированной поверхности проводов. Это объясняется тем, что ПЭ является не полярным диэлектриком и он не образует ни электрических, ни химических связей с контактирующими с ним веществом в отличие, например, от ПВХ. Кабельщики хорошо знают эту особенность ПЭ. Например, при попытках маркировать изолированное ПЭ изделие каплеструйным способом краска легко оттирается, в отличие, от ПВХ, и требуется специальная эл. статическая обработка поверхности ПЭ для удержания краски. Именно по этой причине мокрый снег легко стекает с круглой поверхности изолированных ПЭ проводов. В проводах марки А и АС мокрый снег может удерживаться в канавках между проволоками, являясь первопричиной обрастания.

4. Уменьшение затрат на монтаж ВЛИ, связанное с вырубкой более узкой просеки в лесной местности, возможностью вести монтаж проводов по фасадам зданий в условиях городской застройки, применением более коротких опор, отсутствием изоляторов и дорогостоящих траверс (для ВЛИ-0,4 кВ).

5. Снижение энергопотерь в линии из-за уменьшения более чем в три раза реактивного сопротивления изолированных проводов по сравнению с неизолированными.

6. Простота монтажных работ, возможность подключения новых абонентов под напряжением, без отключения остальных от энергоснабжения и как следствие сокращение сроков ремонта и монтажа.

7. Значительное снижение несанкционированных подключений к линии и случаев вандализма и воровства.

8. Улучшение общей эстетики в городских условиях и значительное снижение случаев поражения электротоком при монтаже, ремонте и эксплуатации линии.

9. Возможность прокладки СИП по фасадам зданий, а также совместной подвески с проводами низкого, высокого напряжения, линиями связи, что дает существенную экономию на опорах.

Среди множества безусловных преимуществ СИП можно выделить для объективности и некоторые недостатки:

1. Незначительное увеличение стоимости (не более 1,2) изолированных проводов по сравнению с традиционными неизолированными проводами А и АС.

Замена трансформаторов

Наибольшие потери в трансформаторах выявлены на следующих линиях:

Таблица 12 - Результаты расчетов потерь в ВЛ 10 кВ

№ п/п	ВЛ-10 кВ	Установленная мощность тр-ов, кВА	Отпущено в сеть, тыс кВт•ч	Потери в тр-ах, тыс кВт•ч	% от отпуска в сеть
1	Л-15П-2	250	14,3	9,634	67,37
2	Л-15П-15	500	27,06	12,052	44,54
3	Л-40-1	275	71,8	33,253	46,31
4	Л-40-3	2396	241,74	79,852	33,03
5	Л-40-4	1205	120,680	51,761	42,89

Рассмотрим замену трансформаторов ТМ-250/10-250 на ТП-498, ТП-423 (Л-15п-15) на ТМ-100/10-100 и трансформатора ТМ-250/10-250 на ТП-420 (Л-15П-2) на ТМ-63/10-63. Затраты на эти работы заложены в инвестиционную программу.

Согласно Инструкции по снижению технологического расхода электроэнергии, снижение потерь электроэнергии в год от замены недогруженных трансформаторов в среднем составляет 12000 кВт•ч на 1 МВ•А заменяемого трансформатора.

Снижение потерь составит:

750 кВА · 12000 = 9000 кВт·ч/год.(4)

6. Экономический эффект от внедрения мероприятий

Тариф покупки электроэнергии на возмещение потерь электроэнергии составляет - 0,72766 руб.

Соответственно экономия составит:

Замена провода на СИП в сети 0,4 кВ из (3):

48400 · 0,72766 =35218,74 руб./год

Замена трансформаторов из (4):

9000 · 0,72766 = 6548,94 руб./год

Снижение расхода на СН ПС из (1):

34000 · 0,72766 = 24740,44 руб./год

Выравнивание нагрузок фаз в электрических сетях 0,38 кВ из (2):

30000 · 0,72766 = 21829,80 руб./год

Все предложенные мероприятия по снижению потерь сведены в таблицу 15.

, (6.1)

где - экономический эффект за год от внедрения мероприятий;

- потери электроэнергии за год до мероприятий;

- потери электроэнергии за год после проведенных мероприятий.

руб./год

руб./год

руб./год

Посчитаем теперь размер упущенной выгоды:

руб/год

Таблица 13 - Предложенные мероприятия по снижению потерь

№ п/п	Наименование мероприятий	Единица измерения физических объемов выполнения мероприятий	Объемы мероприятий	Затраты (тыс.руб), источник финансирования	Годовое снижение потерь (тыс.кВт•ч)	Ожидаемый экономический эффект (тыс.руб)
			2011г.	2011г.	2011г.	2011г.
1	2	3	4	7	10	13
I. Мероприятия по оптимизации режимов электрических сетей и совершенствованию их эксплуатации
1.9.	Снижение расхода электроэнергии на СН ПС	шт
	35 кВ	шт	7		34	24,74044
	10 кВ	шт
1.10.	Выравнивание нагрузок фаз в электрических сетях 0,38 кВ	шт	50		30,0	21,8298
Итого по разделу:				64,0	46,57
	35 кВ				34	24,74
	10 кВ
	0,4 кВ				30,0	21,83
II. Мероприятия по строительству, реконструкции и развитию электрических сетей, вводу в работу энергосберегающего оборудования
2.1.	Замена перегруженных, установка и ввод в эксплуатацию дополнительных силовых тр-ров на действующих ПС 10/0,4 кВ	шт / МВА	0		0,00	0
2.2.	Замена недогруженных трансформаторов на ПС 10/0,4 кВ	шт / МВА	3/0,75	затраты включены в инвестпрограмму	9,00	6,54894
2.7.	Замена провода в электрических сетях 10-0,4 кВ на максимально допустимое по механической прочности опор сечение, c целью адаптации их пропускной способности к росту нагрузок в течение всего срока службы, в т.ч.	км	22	затраты включены в ремонтную программу и инвестпрограмму	48,4	35,218744
	10 кВ	км	0		0,0	0
	0,4 кВ	км	22		48,4	35,218744
Итого по разделу:				57,4	41,77
35 кВ
10 кВ					9,0	6,55
0,4 кВ					48,4	35,219
	Итого:				121,4	88,34

7. Безопасность жизнедеятельности специалистов работающих с ПЭВМ

7.1 Анализ вредных и опасных производственных факторов при эксплуатации ПЭВМ

Бурное развитие вычислительной техники сделало широкодоступным огромные информационные ресурсы, имеющиеся в обществе, вовлекло в индустрию переработки информации миллионы людей. Сейчас трудно найти отрасль науки и техники, где не использовались бы компьютеры. Видоизменяя практическую деятельность человека, они породили большое число технических, психофизиологических и медицинских проблем, без современного решения которых невозможно полно реализовать потенциальные возможности как современной вычислительной техники, так и работающего на ней человека.