Диплом №3317 Расчет потерь энергии и разработка энергосберегающих мероприятий в распределительных сетях ПС «Западная»
Содержание
Введение………………………………………………………………….……
1 Общая постановка задачи….………………………………………………. .
2 Описание и анализ существующих методов расчета потерь энергии в распределительных сетях……………
2.1 Методы расчета нагрузочных потерь…………………………………….
2.1.1 Метод оперативных расчетов…………………………….………………
2.1.2 Метод расчетных суток………..………………………………………
2.1.3 Метод средних нагрузок………………..……………………………..
2.1.4 Метод числа часов наибольших потерь мощности…………………….
2.1.5 Метод оценки потерь по обобщенной информации о схемах и нагрузках сети………………
2.1.6 Метод среднеквадратичной нагрузки………………………………..
2.2 Обоснование необходимости разработки метода расчета потерь энергии в распределительных сетях при ограниченном объеме исходной информации………
3 Разработка метода расчета потерь энергии при ограниченном объеме исходной информации…………………
3.1 Общие положения и допущения……………………………………….
3.2 Методика расчета технических потерь энергии в распределительных сетях 6, 10 кВ ЧГЭС в условиях ограниченной исходной информации…
4 Расчет потерь в сетях 6 кВ ПС «Западная»…………………..…………
4.1 Расчет потерь энергии в сетях 6 кВ фидера № 33 ПС «Западная»…
5 Мероприятия по снижению потерь энергии в сетях ПС «Западная»..
5.1 Оценка эффективности перераспределения потоков энергии между фидерами ……………
5.2 Оценка эффективности замены трансформаторов старой серии городских ТП на новые…
5.3 Замена силовых трансформаторов на ПС «Западная»……………………
6 Раздел по экономике………………………………………………………………
6.1 Построение дерева целей ………………………………….…….………
6.2 Анализ поля сил………………………………………………….………
6.3 Оценка экономического эффекта от предложенных ранее мероприятий по энергосбережению в сетях ПС «Западная»
7 Вопросы безопасности жизнедеятельности при работе с персональным компьютером
7.1 Анализ опасных и вредных факторов, действующих на человека при работе с дисплейной техникой……
7.1.1 Излучения и поля………………………………………………………
7.1.2 Микроклимат помещения (пыль, вредные газы и микроорганизмы).
7.2 Нормирование вредных факторов, влияющих на человека при работе с дисплейной техникой…………………………………………………….
7.3 Мероприятия по обеспечению оптимальных параметров опасных и вредных факторов……
7.3.1 Мероприятия по обеспечению оптимальных параметров освещения в помещениях для эксплуатации ПЭВМ……
7.3.2 Мероприятия по обеспечению оптимальных параметров микро-
климата, содержания аэроионов и вредных химических веществ в воздухе помещений при эксплуатации ПЭВМ
7.3.3 Мероприятия по обеспечению оптимальных параметров шума и вибрации………
7.3.4 Мероприятия по обеспечению оптимальных параметров освещения
7.4 Требования к организации режима труда и отдыха при работе с ПЭВМ….
Заключение…………………………………………………………………..
Литература……………………………………………………………………
Приложения: Графическая часть на 7 листах ф.А1
Введение
Потери активной и реактивной энергии в электрических сетях сетевых предприятий оказывают существенное влияние на их производственно-экономические показатели и тарифы на электроэнергию, отпускаемую из этих сетей потребителям. По этой причине их объективная оценка представляется чрезвычайно важным.
Известно, что потери электрической энергии в сетях принято делить на две составляющие – технические и коммерческие.
Технические потери обусловливаются объективными факторами, т.е. физическими свойствами материалов, из которых изготовлены электрические аппараты (трансформаторы и реакторы) и линии электропередач (кабельные и воздушные линии), а также величиной токовых нагрузок этих элементов. Кроме того, технические потери энергии в сетях определяются уровнями напряжений в узлах сетей.
Коммерческие потери обусловливаются несанкционированным потреблением электроэнергии и неисправностью измерительных комплексов Электрической энергии. Они могут быть определены путём составления балансов электроэнергии по каждому присоединению рассматриваемого узла сети.
Технические потери в сетях определяются расчётным путём. Существуют различные методы определения технических потерь (метод оперативных расчетов, метод расчетных суток, метод средних нагрузок и т. д.). Но ни один из них невозможно применить на практике по причине отсутствия всей необходимой искомой информации. Поэтому и возникла необходимость разработки методики расчета потерь электрической энергии в распределительных сетях в условиях ограниченной исходной информации.
Аннотация
Расчет потерь энергии и разработка энергосберегающих мероприятий в распределительных сетях
ПС «Западная» Библиография литературы – 4 наименования. 8 листов чертежей ф.А1.
После описания и анализа существующих методов расчета потерь электрической энергии в распределительных сетях предложен алгоритм метода расчета технических потерь энергии в сетях в условиях ограниченной исходной информации.
По предложенной методике определены потери электрической энергии в сетях 6 кВ ПС «Западная».
Внимание!
Это ОЗНАКОМИТЕЛЬНАЯ ВЕРСИЯ работы №3317, цена оригинала 1000 рублей. Оформлена в программе Microsoft Word.
Оплата. Контакты.
1 Общая постановка задачи
Потери активной и реактивной энергии в электрических сетях сетевых предприятий оказывают существенное влияние на их производственно-экономические показатели и тарифы на электроэнергию, отпускаемую из этих сетей потребителям. По этой причине их объективная оценка представляется чрезвычайно важным. Снижение расхода энергии на ее передачу по электрическим сетям имеет большое значение для городского (народного) хозяйства.
Работы по уменьшению потерь энергии ведутся в Минпромэнерго России. Число организаций, участвующих в исследованиях, непрерывно увеличивается (НИИ, проектно-конструкторские организации, вузы).
Часть выработанной электрической энергии, называемая реактивной, «расходуется» в электрических сетях на создание электрических и магнитных полей и является необходимым технологичным расходом. Разность между электрической энергией, поступившей в сеть, и электрической энергией, отпущенной из сети, определяемая по данным системы учета электрической энергии, называется фактическими (отчетными) потерями электроэнергии. Система учета электроэнергии — это совокупность измерительных комплексов, обеспечивающих измерение поступления и отпуска электроэнергии из сети и включающих в себя измерительные трансформаторы тока, напряжения, электрические счетчики, соединительные провода и кабели. В связи с этим, технологический расход энергии при транспортировке и реализации электрической энергии называют технологическими потерями.
Технологические потери при транспортировке электроэнергии — это сумма двух составляющих потерь:
1) потерь в линиях и оборудовании электрических сетей, обусловленных физическими процессами, происходящими при передаче электроэнергии в соответствии с техническими характеристиками и режимами работы линий и оборудования;
2) расхода электроэнергии, необходимого для обеспечения работы технологического оборудования подстанций и жизнедеятельности обслуживающего персонала (расход электроэнергии на собственные нужды подстанций).
Существуют также, так называемые коммерческие потери (потери при реализации электроэнергии) — это сумма потерь, обусловленных погрешностями системы учета электроэнергии, и потерь, обусловленных хищениями электроэнергии, виновники которых не установлены. Коммерческие потери появляются в балансе энергии в связи с тем, что отпущенная в сеть энергия определяется по счетчикам электрической энергии, фиксирующим отпуск энергии в сеть, а полезно отпущенная энергия вычисляется по сумме оплаченных счетов от потребителей за этот же период времени. В связи с неодновременностью записей показаний счетчиков, неодновременностью оплаты счетов, погрешностью приборов учета возможен небаланс электроэнергии в узлах СЭС. Добавим, что отнести его к потерям можно лишь условно, это потери учета и физически как технологический расход не существуют.
Потери энергии принято подразделять на нагрузочные (потери, зависящие от нагрузки электрической сети) и потери холостого хода. К потерям холостого хода относятся постоянные потери холостого хода электрооборудования и потери на корону в линиях электропередач и т.п.
Коммерческие потери могут быть определены путём составления балансов электроэнергии по каждому присоединению рассматриваемого узла сети.
Технические потери в сетях определяются расчётным путём. Отметим, что от точности их оценки зависит степень правильности определения коммерческих потерь. В свою очередь, точность оценки реальных (технических) потерь зависит как от объёма исходной информации и её достоверности, так и методической погрешности.
Для правильного решения задач по определению указанных видов потерь энергии необходимо осуществлять постоянный контроль над исправностью измерительных комплексов электроэнергии, вести регулярные наблюдение за графиками электрических нагрузок и изменениями топологии схем, вести работы по регистрации их и записи в базу данных, а также увеличению числа контролируемых точек за потреблением электроэнергии. Кроме того, необходимо разрабатывать новые методы расчета потерь энергии, позволяющие при ограниченном объеме исходной информации определять их с максимальной достоверностью.
2 Описание и анализ существующих методов расчета потерь энергии в распределительных сетях
2.1 Методы расчета нагрузочных потерь
Нагрузочные потери электроэнергии за период наблюдения (Т часов, Д дней) в зависимости от объема имеющейся информации о схемах и нагрузках сетей могут быть рассчитаны одним из следующих пяти методов:
1) оперативных расчетов;
2) расчетных суток;
3) средних нагрузок;
4) числа часов наибольших потерь мощности;
5) оценки потерь по обобщенной информации о схемах и нагрузках сети.
Отметим, что указанные методы расположены в порядке снижения точности определения потерь при их использовании.
2.1.1 Метод оперативных расчетов
Метод оперативных расчетов состоит в расчете потерь электроэнергии по формуле:
(2.1)
где: n – число элементов сети;
– интервал времени, в течение которого токовую нагрузку i – го элемента сети с сопротивлением принимают неизменной;
– порядковый номер интервала времени;
m – число интервалов времени.
Этот метод является нормативным методом расчета нагрузочных потерь электрической энергии в сетях 330-750 кВ. Главным достоинством метода оперативных расчетов является высокая точность расчетов, недостатком же является то, что топология схемы и нагрузки ее элементов должны быть неизменны.
Токовые нагрузки элементов сети определяют на основе данных диспетчерских ведомостей, оперативных измерительных комплексов и автоматизированных систем учета и контроля электроэнергии.
Применение этого метода расчета потерь во многих распределительных сетях пока практически невозможно по причине отсутствия указанных измерительных комплексов.
2.1.2 Метод расчетных суток
Метод расчетных суток состоит в расчете потерь электроэнергии по формуле:
(2.2)
где: — потери электроэнергии за сутки расчетного месяца со среднесуточным отпуском электроэнергии в сеть и конфигурацией графиков нагрузки в узлах, соответствующей контрольным замерам;
— коэффициент, учитывающий влияние потерь в арматуре воздушных линий и принимаемый равным 1,02 для линий напряжением 110 кВ и выше и равным 1,0 для линий более низких напряжений;
— коэффициент формы графика суточных отпусков электроэнергии в сеть (график с числом значений, равным числу дней в месяце контрольных замеров);
— эквивалентное число дней в — м расчетном интервале, определяемое по формуле:
(2.3)
где: — отпуск электроэнергии в сеть в — м месяце с числом дней ;
— отпуск электроэнергии в сеть в расчетном месяце;
— число месяцев в — м расчетном интервале.
При расчете потерь электроэнергии за месяц .
Потери электроэнергии за расчетные сутки определяют как сумму потерь мощности, рассчитанных для каждого часового интервала расчетных суток.
Потери электроэнергии в расчетном периоде определяют как сумму потерь во всех расчетных интервалах года. Допускается определять годовые потери электроэнергии на основе расчета для зимнего дня контрольных замеров, принимая в формуле (2.3)
Коэффициент определяют по формуле:
(2.4)
где: и — число рабочих и нерабочих дней в месяце;
— число дней в месяце;
— отношение значений энергии, потребляемой в средний нерабочий и средний рабочий дни;
(2.5)
Этот метод является нормативным методом расчета нагрузочных потерь электроэнергии в сетях 35 — 220 кВ. Применение его в распределительных сетях требует наличия информации о распределении потоков энергии и суточных графиков нагрузок за выбранные для расчетов сутки на всех участках сети. В большинстве сетей 6-10 кВ такая информация отсутствует. Поэтому использование этого метода в распределительных сетях не всегда возможно.
2.1.3 Метод средних нагрузок
Метод средних нагрузок состоит в расчете потерь электроэнергии по формуле:
(2.6)
где: — потери мощности в сети при средних за расчетный интервал нагрузках узлов;
— коэффициент формы графика суммарной нагрузки сети за расчетный интервал;
— коэффициент, учитывающий различие конфигураций графиков активной и реактивной нагрузки различных ветвей сети;
— продолжительность — го расчетного интервала, ч.
Коэффициент формы графика суммарной нагрузки сети за расчетный интервал определяют по формуле:
(2.7)
где: — значение нагрузки на — й ступени графика продолжительностью , час;
— число ступеней графика на расчетном интервале;
— средняя нагрузка сети за расчетный интервал.
Коэффициент в формуле (2.6) принимают равным 0,99. Для сетей 6 — 20 кВ и радиальных линий 35 кВ вместо значений и в формуле могут использоваться значения тока головного участка и . В этом случае коэффициент принимают равным 1,02.
Допускается определять коэффициент формы графика за расчетный интервал по формуле:
(2.8)
где: — коэффициент формы суточного графика для контрольных замеров, рассчитанный по формуле (2.7);
— коэффициент формы графика месячных отпусков электроэнергии в сеть (график с числом значений, равным числу месяцев в расчетном интервале), рассчитываемый по формуле:
(2.9)
где: — отпуск электроэнергии в сеть за — месяц расчетного интервала;
— среднемесячный отпуск электроэнергии в сеть за месяцы расчетного интервала.
При расчете потерь за месяц
При отсутствии графика нагрузки значение определяют по формуле:
(2.10)
Коэффициент заполнения графика суммарной нагрузки сети определяют по формуле:
(2.11)
где: — отпуск электроэнергии в сеть за время ;
— число часов использования наибольшей нагрузки сети.
Среднюю нагрузку – го узла определяют по формуле:
(2.12)
где: — энергия, потребленная (генерированная) в — ом узле за время .
Этот метод расчета является нормативным методом расчета нагрузочных потерь электроэнергии в сетях 6-20 кВ.
При отсутствии электрических счетчиков на головных участках фидеров 6-20 кВ временно допускается применение для расчетов потерь в этих сетях метода наибольших потерь мощности.
Точность метода определяется точностью определения Рср, для нахождения которых необходимо иметь информацию о потоках активной и реактивной энергии на всех участках сети. Зачастую такая информация или её часть отсутствует, что затрудняет применение этого метода.
2.1.4 Метод числа часов наибольших потерь мощности
Метод числа часов наибольших потерь мощности состоит в расчете потерь электроэнергии по формуле:
(2.13)
где: — потери мощности в режиме наибольшей нагрузки сети;
— относительное число часов наибольших потерь мощности, определенное по графику суммарной нагрузки сети за расчетный интервал.
(2.14)
где: — наибольшее значение из значений в расчетном интервале.
Коэффициент в формуле (2.13) принимают равным 1,03.
Для сетей 6-20 кВ и радиальных линий 35 кВ вместо и в формуле (2.14) могут использоваться текущее и максимальное значения токов головного участка. В этом случае коэффициент принимают равным 1,0.
Допускается определять относительное число часов наибольших потерь мощности за расчетный интервал по формуле:
(2.15)
где: — относительное число часов наибольших потерь мощности, рассчитанное по формуле (2.14) для суточного графика дня контрольных замеров.
Значения определяют по формулам:
, (2.16)
, (2.17)
где: — отпуск электроэнергии в сеть в расчетном месяце, при расчете потерь за месяц .
При отсутствии графика нагрузки значение определяют по формуле:
(2.18)
Этот метод допускается временно применять для расчетов потерь в сети 35 кВ, если отсутствуют данные о потреблении энергии на подстанциях 35 кВ. Он является наименее точным из рассмотренных, так как значение числа часов максимальных потерь, так и потери мощности в режиме наибольшей нагрузки сети во многом зависят от достоверности значения максимальной нагрузки, то есть практически одного измерения.
2.1.5 Метод оценки потерь по обобщенной информации о схемах и нагрузках сети
Этот метод состоит в расчете потерь электроэнергии на основе зависимостей потерь от суммарной длины и количества линий, суммарной мощности и количества оборудования, полученных на основе технических параметров линий и оборудования.
Потери электроэнергии должны рассчитываться для характерных рабочих и ремонтных схем. В расчетную схему должны быть включены все элементы сети, потери в которых зависят от ее режима (линии, трансформаторы, токоограничивающие реакторы и т.п.)
Расчетные значения активных сопротивлений проводов воздушных линий определяют с учетом температуры провода , зависящей от средней за расчетный период температуры окружающего воздуха и плотности тока в проводе :
, (2.19)
где: — стандартное справочное сопротивление провода сечением , при .
При отсутствии данных о средней плотности тока за расчетный период в каждом элементе электрической сети принимают расчетное значение .
Потери электроэнергии в соединительных проводах и сборных шинах распределительных устройств подстанций определяют по формуле:
, (2.20)
где: — среднее сечение проводов (шин);
— суммарная протяженность проводов (шин) на подстанции;
— плотность тока.
Потери электроэнергии в измерительных трансформаторах тока:
, (2.21)
где: — потери в трансформаторе тока при номинальной нагрузке;
— среднее значение коэффициента токовой загрузки трансформатора тока за расчетный период.
Данный метод является нормативным методом расчета нагрузочных потерь электроэнергии в сетях 0,38 кВ.
2.1.6 Метод среднеквадратичной нагрузки
Согласно этому методу нагрузочные потери активной энергии находятся по формуле:
(2.22)
где: – коэффициент формы графика изменения тока во времени на рассматриваемом участке сети за период наблюдения ;
– средняя за период наблюдения величина действующего значения тока, протекающего по рассматриваемому присоединению или элементу, А;
– активное сопротивление элемента сети, Ом.
Осреднённое за период наблюдения значение тока определяется с использованием пропущенных по фидеру (элементу сети) активной и реактивной энергий:
(2.23)
где – средняя величина действующего значения напряжения за рассматриваемый период наблюдения;
– соответственно активная и реактивная энергии, пропущенные через фидер (элемент) за рассматриваемый период наблюдений.
Коэффициент формы графика изменения тока во времени за рассматриваемый период наблюдения находится по формуле:
(2.24)
где: – среднее и среднеквадратичное значение тока за – е характерные сутки;
– число характерных суточных графиков нагрузок за рассматриваемый период наблюдения;
– число суток с – м характерным графиком;
– общее число суток.
Средние и среднеквадратичные значения токов за – е характерные сутки рассчитываются по формулам:
, (2.25)
(2.26)
С учетом этих формул получим:
(2.27)
Этот метод обладает большей точностью по сравнению с методом числа часов наибольших потерь, так как в нем используются в основном интегральные параметры. Для его реализации необходимо иметь информацию о параметрах сети и графиках нагрузок.
2.2 Обоснование необходимости разработки метода расчета потерь энергии в распределительных сетях при ограниченном объеме исходной информации
Все существующие методы расчёта потерь энергии в электрических сетях предполагают использование определённого набора исходных данных. К ним можно отнести значения токов, протекающих по элементам сетей; пропущенные за период наблюдения по элементам сетей активные и реактивные энергии; типовые графики нагрузок потребителей и др. Ввиду того, что обследования сетей, в том числе и расчёты потерь в них, проводятся с использованием исходной информации, предшествующей периоду проведения работ по аудиту, не всегда удаётся использовать существующие методы расчёта потерь энергии, так как зачастую не хватает исходных данных и их невозможно восстановить.
В связи со сказанным возникает задача разработки методики расчёта потерь на основе имеющейся в наличии исходной информации в базе данных обследуемого предприятия, позволяющей максимально приблизить расчетные потери к реальным.
Из вышесказанного следует, что основным препятствием для определения потерь энергии по вышерассмотренным методикам является отсутствие достоверной и полной информации. Поэтому решение задачи расчета потерь энергии в распределительной сети следует начинать с оценки ее информационной обеспеченности.
В базе данных Челябинских городских электрических сетей отсутствуют сведения о нагрузках потребителей, питающихся от сетей напряжением 6, 10 кВ, за предшествующий проведению работ по аудиту период, что существенно затрудняет оценку потерь энергии в этих сетях. Кроме того, в ряде центральных подстанций с высшим напряжением 35-220 кВ, в том числе и подстанция «Восточная», учет реактивной энергии ведется только на вводах в сборные шины низшего напряжения (6, 10 кВ). Поэтому, с целью обоснования правильности закладываемых в тарифы на отпускаемую электроэнергию процента потерь, в процессе проведения работ по аудиту ЧГЭС возникла необходимость разработки методики их расчётов.
3 Разработка метода расчёта потерь электроэнергии при ограниченном объеме исходной информации
3.1 Общие положения и допущения
Характерной особенностью значительного числа находящихся в эксплуатации распределительных сетей напряжением 6,10 кВ городов и поселков является относительно малое их оснащение контрольно-измерительными средствами режимных параметров и средствами учета. На ряде подстанций отсутствует учет реактивной энергии, отпускаемой с шин 6, 10 кВ подстанций, что существенно затрудняет расчеты по определению потерь энергии. На подстанции «ЗАПАДНАЯ» Челябинских городских электрических сетей (ЧГЭС) учет реактивной энергии ведется в начале отходящих присоединений с секции шин 6 кВ. В других точках сети 6 кВ учета ни активной, ни реактивной энергии нет.
Из всех известных детерминированных методов расчета потерь электроэнергии в действующих сетях, наибольшее приближение к реальным значениям потерь дают использование метода среднеквадратичных нагрузок и оперативного метода.
При отсутствии графиков нагрузок городских трансформаторных подстанций (ТП) для определения нагрузочных потерь энергии по методу среднеквадратичного тока в первом приближении можно принять допущение о том, что форма графиков нагрузок на всех трансформаторных подстанциях фидеров совпадает с формой графика нагрузок на начальных участках соответствующих фидеров. Это равнозначно тому, что коэффициенты формы на всех участках фидера будут равны их значению на начальном участке фидера. Это допущение приведет к тому, что графики нагрузок на участках фидера будут более ровными, чем они есть на самом деле, в связи с этим расчетные потери энергии будут занижены.
В связи с вышеизложенным, возникает необходимость разработки метода расчета потерь энергии, позволяющего хотя бы частично компенсировать влияние указанных факторов. Это можно сделать путем восстановления недостающей информации с использованием имеющихся в базе данных результатов измерений электрических величин на фидерах подстанций и справочных данных по графикам нагрузок типовых потребителей городов.
При разработке метода не будем учитывать отклонение напряжения в узлах сети, активные проводимости линий, а также ёмкостные проводимости воздушных и кабельных линий, так как они оказывают малое влияние на искомые величины потерь. Кроме того, не будем учитывать температурные изменения проводников.
При отсутствии автоматизированных систем контроля и учета электроэнергии в городских электрических сетях, как правило, показания счётчиков снимаются один раз в месяц. Поэтому расчеты потерь энергии целесообразно также проводить за тот же интервал времени. При этом, с целью повышения точности при расчетах, следует учитывать как неравномерность электропотребления в рабочие и выходные сутки (субботу, воскресные и праздничные дни), так и в течение указанных суток.
3.2 Методика расчета технических потерь энергии в распределительных сетях 6, 10 кВ ЧГЭС в условиях ограниченной исходной информации
Приведем методику расчета потерь энергии, которая позволяет с максимальной степенью точности оценить технические потери энергии в условиях ограниченного объёма информации. Методика разработана применительно к объёму информации, имеющейся в базе данных ЧГЭС и Энергосбыта ОАО «Челябэнерго» по сетям 6,10 кВ ЧГЭС, в том числе и ПС «ЗАПАДНАЯ».
Как уже было отмечено ранее потери активной и реактивной энергии в сетях в основном состоят из потерь в трансформаторах, реакторах, кабельных и воздушных линиях. При определении потерь их принято делить на постоянную и переменную (нагрузочную) составляющие. Ниже рассматривается в основном методика определения нагрузочной составляющей потерь энергии.
Расчеты потерь проводятся пофидерно с последующим составлением энергобалансов за месяц по каждому из них и балансов активной и реактивной мощности на каждом часе наблюдений (в начале фидеров). Все это позволяет максимально приблизить расчетные значения потерь энергии к действительным.
Расчеты предлагается выполнять в следующей последовательности:
1. На первом этапе по каждой ТП проводится анализ потребителей, в результате которого они делятся на характерные по режиму потребления электроэнергии группы.
2. Для каждой группы потребителей по справочнику [1] выбираются типовой суточный график нагрузки и коэффициент реактивной мощности tg.
3. Восстанавливаются суточные графики активных и реактивных нагрузок ТП с использованием выбранных типовых графиков и tg для отдельных групп ее потребителей. Восстановление указанных суточных графиков осуществляется в следующей последовательности:
3.1. Определяется отпуск электроэнергии в рабочие сутки для каждой категории потребителей, питающихся от рассматриваемой ТП по формуле:
(3.1)
где: — потребление электрической энергии за расчетный месяц потребителем i – й группы (принимается по данным энергосбыта);
— число рабочих дней в расчетном месяце;
— число суббот и воскресений в расчетном месяце соответственно;
— относительные значения потребления энергии за субботние и выходные дни, т.е. . Ориентировочные значения этих коэффициентов, приведены в табл. 3.1.
Таблица 3.1 — Относительные значения потребления энергии за субботние и выходные дни в зависимости от категории потребителей
Название графика
1 2 3
Жилой дом с газ. Плитой 1,3 1,2
Жилой дом с эл. Плитой 1,4 1,25
Универсам 1 1
Обществ столовая 1 1
Школа с пищеблоком 1 0,4
ТП в жил. Районе с газ.плитами 1,15 1
ТП в жил. районе с эл.плитами 1,2 1
РП (6,10 кВ) 1 0,5
Теплофикационный пункт 1 1
Тяговая подстанция 1 0,9
Пром. предприятие 2 смены 0,5 0,2
ПС 110/6 1 1
Городское освящение 1 1
Офисы банки 0,8 0,2
3.2. Определяются среднечасовые значения активной мощности — го потребителя за — й час рабочих суток:
(3.2)
где: — значения активной мощности — го характерного потребителя за — й час рабочих суток, определяемые по типовым графикам.
3.3 Определяются активная и реактивная мощность суммарного графика нагрузки трансформатора за — й час:
(3.3)
(3.4)
4. Восстанавливаются суточные графики участков фидера. При этом активная и реактивная мощность — го участка магистрали за — й час:
(3.5)
(3.6)
где: — число подстанций, питающихся через — й участок магистрали;
— число участков линий, от конца фидера до k – го его участка;
— соответственно активные и реактивные потери мощности трансформатора за — й час;
— соответственно активные и реактивные потери мощности в линиях за — й час;
— зарядная мощность кабельных линий за — й час.
В связи с тем, что нам неизвестны суточные графики нагрузок каждой трансформаторной подстанции, они восстанавливаются приближенно. При этом используются типовые графики нагрузок характерных потребителей города. Для части потребителей подстанций они отсутствуют, поэтому для них типовые графики нагрузок принимаются по условиям сходства режимов потребления электрической энергии.
На основании вышесказанного, восстановленные с использованием типовых графиков нагрузок потребителей, графики нагрузок в начале фидера могут не совпадать как по форме, так и по относительным значениям мощностей на отдельных интервалах времени с суточным графиком , полученным при снятии суточных графиков по телеметрическим данным (или по показаниям счетчиков).
При одном и том же значении пропущенной энергии форма графиков нагрузок заметно влияет на потери энергии в элементах сети, поэтому возникает необходимость проведения балансирования восстановленных графиков с суточными графиками, полученными в результате проведения экспериментов. Это позволяет получить более достоверную оценку потерь энергии при имеющемся наборе исходной информации.
5. Балансирование суточных графиков активных нагрузок фидеров, построенных по телеметрическим данным, и восстановленных с использованием типовых графиков отдельных потребителей.
Скорректированное значение активной мощности за — й час наблюдения в начале фидера при равенстве интервалов времени наблюдений в процессе проведения экспериментов tэ.j и приведенных в типовых графиках нагрузок потребителей:
(3.7)
где: — активная мощность фидера за — й час экспериментальных наблюдений;
— суточное потребление активной электроэнергии — го присоединения (фидера), определенное с использованием восстановленных графиков нагрузок;
— суточное потребление активной электроэнергии — го присоединения (фидера), определенное в результате экспериментальных наблюдений.
Скорректированные значения активных мощностей на — м часе наблюдений присоединений, питающихся от 1 узла фидера (Рис. 4.2):
(3.8)
где: — мощность на — м часе наблюдения в конце фидера;
— мощность на — м часе наблюдения в начале — го присоединения, питающегося от узла 1 фидера.
Скорректированные значения активных мощностей за — й час наблюдения присоединений, питающихся от 2 узла фидера:
(3.9)
Расчет по корректировке значений мощностей доводим до каждого трансформатора.
6. Балансирование суточных графиков реактивных нагрузок фидеров, построенных по телеметрическим данным, и восстановленных с использованием типовых графиков отдельных потребителей.
Скорректированное значение реактивной мощности за — й час наблюдения в начале фидера:
(3.10)
при .
где: — реактивная мощность фидера за — й час экспериментальных наблюдений;
— суточное потребление реактивной электроэнергии — го присоединения (фидера), определенное с использованием восстановленных графиков нагрузок;
— суточное потребление реактивной электроэнергии — го присоединения (фидера), определенное в результате экспериментальных наблюдений.
Скорректированные значения реактивных мощностей на — м часе наблюдений присоединений, питающихся от узла 1 фидера (Рис. 4.2):
(3.11)
где: — мощность на — м часе наблюдения в начале фидера;
— мощность на — м часе наблюдения — го присоединения, питающегося от узла 1 фидера.
Скорректированные значения реактивных мощностей за — й час наблюдения присоединений, питающихся от узла 2 фидера:
(3.12)
Расчет по корректировке значений мощностей доводим до каждого трансформатора.
7. Определяются потери активной энергии в трансформаторах при ∆t=1ч:
(3.13)
где: – потери холостого хода, кВт;
— потери короткого замыкания трансформатора, кВт.
– коэффициент загрузки трансформатора;
, (3.14)
— восстановленные скорректированные значения активной и реактивной мощности передаваемой через трансформатор;
Аналогично определяются потери реактивной энергии в трансформаторах:
(3.15)
– номинальная мощность трансформатора, МВ∙А;
— напряжение короткого замыкания, %.
8. Находятся потери активной и реактивной энергии на первом участке линии (фидера):
, (3.16)
(3.17)
(3.18)
(3.19)
На первой стадии расчётов потерь энергии, с целью их упрощения, будем считать потери реактивной энергии в линии равными значениям реактивной энергии, генерируемой ёмкостями их фаз по отношению земле. Тогда ∆Vл при расчётах потерь активной энергии учитывать не будем.
8.1 Находим потоки энергии в начале второго участка линии:
, (3.20)
(3.21)
8.2 Определяем потери энергии на втором участке линии:
, (3.22)
8.3 Находим потоки энергии в начале третьего участка фидера:
, (3.23)
(3.24)
и так далее, пока не найдём потери на всех участках линии.
Если в каком-то из узлов (на рис. 3.3 – узел 3) схема становится разветвленной, то, начиная с этого узла, алгоритм расчета изменяется,:
9. Находим потоки энергии в начале четвертго участка фидера:
, (3.25)
(3.26)
10. Определяются суммарные потери энергии фидера:
, (3.27)
(3.28)
11. По п.1 вышеизложенной методики можно найти суточное потребление энергии каждого характерного потребителя, если известно месячное потребление энергии этих потребителей. Эти данные предоставляет Энергосбыт, у нас эта информация есть всего за три месяца: сентябрь, октябрь, ноябрь. Для остальных месяцев алгоритм расчета следующий.
Пропущенная энергия за май по каждой трансформаторной подстанции:
(3.29)
где: — пропуск энергии по фидеру за май;
— пропуск энергии по фидеру за сентябрь;
— пропуск энергии за сентябрь по каждой трансформаторной подстанции.
Для проведения расчета за май, пользуемся необходимыми нам данными за сентябрь, так как отпуск электроэнергии в сеть за эти месяцы приблизительно одинаков.
Потребленная энергия за май отдельными категориями характерных потребителей:
(3.30)
где: — потребленная энергия за сентябрь отдельными категориями характерных потребителей.
Необходимые данные для расчета потерь энергии за май мы определили, поэтому дальнейший расчет повторяем с п. 3.2 по п. 5.
12. Для нахождения фидерных графиков активной и реактивной мощности за характерные сутки в остальные месяцы 2004г., необходимы экспериментальные значения активной и реактивной мощности за — й час наблюдения. Эти данные у нас есть только за декабрь 2004 г. Поэтому в качестве опорных мы будем использовать данные телеметрических измерений токов и напряжений в начале фидеров 6 кВ.
Для начала проанализируем имеющуюся у нас в наличии информацию:
1) есть суточные графики токов, напряжений, активной и реактивной мощностей на вводах в секции шин 6 кВ ПС «ЗАПАДНАЯ»;
2) есть суточные графики токов и напряжений в начале каждого фидера;
3) есть данные счетчиков активной и реактивной энергии за каждый час характерных суток пое каждому фидеру за декабрь 2004 г.
При приведенных выше исходных данных опорные значения активной и реактивной мощностей в начале — го фидера на каждом часе наблюдения определяем с использованием телеметрических данных:
(3.31)
(3.32)
где: — телеметрические значения тока и напряжения для — го фидера, зафиксированные на соответствующем часе наблюдений характерных суток рассматриваемого месяца;
(3.33)
где: — значения активной и реактивной мощностей, полученных с помощью счетчиков.
Так как данные счетчиков есть только за декабрь 2004 г, то сделаем допущение о том, что на каждом часе соответствующих суток значение остаются одинаковыми для всех месяцев и равными их значениям, найденным по экспериментальным данным снятым в декабре по показаниям счетчиков активной и реактивной энергии за каждый час характерных суток.
Для наибольшей достоверности расчетов должны выполняться следующие условия:
, (3.34)
, (3.35)
где: — число фидеров, подключенных к одной секции сборных шин;
— число фидеров, имеющих в начале счетчики активной и реактивной энергии;
— сумма активных и реактивных мощностей фидеров за — й час наблюдения, полученные с использованием телеметрических данных;
— телеметрические данные активной и реактивной мощностей на сборных шинах за — й час наблюдения.
Запишем условия (3.46) и (3.47) применительно к первой и второй секциям сборных шин ПС «ЗАПАДНОЙ».
Для первой секции шин:
(3.36)
(3.37)
(3.38)
(3.39)
где: — суточные телеметрические данные активной мощности 9 — го, 17 — го, 20 — го, 21 — го, 24 — го, 28 — го, 32 — го фидеров соответственно;
— суточные телеметрические данные реактивной мощности 9 — го, 17 — го, 20 — го, 21 — го, 24 — го, 28 — го, 32 — го фидеров соответственно.
Для второй секции сборных шин:
(3.40)
(3.41)
(3.42)
(3.43)
где: — суточные телеметрические данные активной мощности 12 — го, 16 — го, 25 — го, 28 — го, 33 — го, 36 — го, 37 – го, 40 – го фидеров соответственно;
— суточные телеметрические данные реактивной мощности 12 — го, 16 — го, 25 — го, 28 — го, 33 — го, 36 — го, 37 – го, 40 – го фидеров соответственно.
Телеметрические данные активной и реактивной мощностей 16 — го фидера за – й час наблюдения:
(3.44)
(3.45)
Если условия (3.46) и (3.47) не выполняются, то следует скорректировать суточные телеметрические данные активной и реактивной мощностей для каждого фидера.
Скорректированные значения активной и реактивной мощностей каждого фидера первой секции шин:
(3.46)
(3.47)
Скорректированные значения активной и реактивной мощностей каждого фидера второй секции шин:
(3.48)
(3.49)
Затем повторяются все расчеты, начиная с п.7.
4 Расчет потерь энергии в сетях 6 кВ ПС «Западная»
В качестве примера ниже представлены подробные расчеты потерь электрической энергии по фидеру № 33 (по вышеприведенной методике). По остальным присоединениям приведены только основные результаты, которые сведены в таблицу 4.17.
4.1 Расчет потерь энергии в сетях 6 кВ фидера № 33 ПС «Западная»
Восстановление суточных графиков активных и реактивных нагрузок трансформаторных подстанций фидера № 33 с использованием выбранных типовых графиков и tg для отдельных групп ее потребителей приведено в таблице 4.1.
Данные трансформаторов и кабельных линий установленых на ТП и РП приведены в таблице 4.2
Расчет потерь по каждой ТП приведен в таблицах
где — значения активной и реактивной мощности, пропущеной через трансформатор к потребителям за — й час рабочих суток, определенные по типовым графикам (рис. 4.1);
— потери в трансформаторе за j-й час рабочих суток ;
— потери активной мощности в кабельных линиях за — й час рабочих суток;
— сумарные потери активной мощности за — й час рабочих суток.
Рисунок 4.1 — Суточные графики активных нагрузок характерных потребителей
Доклад
Уважаемая государственная экзаменационная комиссия. Вашему вниманию предоставлен дипломный проект на тему «Расчет потерь энергии и разработка энергосберегающих мероприятий в распределительных сетях ПС «Западная»».
Работа проводилась в рамках проводимого центром энергосбережения ЮУрГУ энергоаудита ЧГЭС. Передо мной была поставлена задача-расчитать потери в сетях 6 кВ указанной подстанции за 2004 г., разработать энергосберегающие мероприятия и оценить их эффективность.
На данном слайде представлена электрическая схема подстанции.
Потери энергии существенно влияют на технико-экономические показатели сетевых предприятий, кокковым является ЧГЭС, а также отражается на тарифах отпускаемой электроэнергии, т.е. на нас.
Существуют утвержденные МинПромЭнерго методы расчета потерь. Представленные на демонстрационном листе.
Каждый из представленных методов требует определенного набора исходной информации. На момент проведения работ по аудиту и по настоящее время полной исходной информации, дающей возможность использовать эти методы нет. Поэтому возникла задача разработки метода расчета потерь энергии в условиях ограниченного набора исходной информации, позволяющей с максимальной возможной степенью точности приблизить расчетные значения к реальным.
Наибольшей степенью точности обладает метод оперативных расчетов, он может быть реализован при условии постоянного измерения токов в ветвях распределительных сетей. В ЧГЭС измерения производятся только в начале фидера, а распределение тока по ветвям фидера неизвестно, таким образом этот метод не может быть использован напрямую.
Второй метод менее точный и требует знания графиков нагрузки на всех участках фидера.
Графики нагрузок могут быть получены экспериментально или путем их восстановления с помощью типовых графиков, приведенных в справочнике и реальных значений передаваемой потребителям энергии.
Постоянное проведение экспериментов невозможно, поэтому было принято решение использовать восстановление графиков.
По данным, представленным энергосбытом, была сделана выборка месячных пропусков энергии для каждой из характерных групп потребителей ТП. Далее с учетом неравномерности потребления энергии в рабочие сутки, субботу и выходные дни были получены потребления энергии за характерные сутки и восстановлены графики нагрузок каждой из групп потребителей и получены суммарные суточные графики нагрузки по ТП в целом.
Путем суммирования нагрузок ТП с учетом потерь трансформатора и в участках кабельных линий, по которым питаются ТП были восстановлены графики нагрузки на всех участках фидера.
Полученные восстановленные графики требуют корректировки, т.к. восстановление производилось при помощи типовых графиков, приведенных в справочнике, а не фактических, т.е. они отличаются от реальных графиков. При корректировке использовались реальные суточные графики нагрузки в начале фидера, полученные по телеметрическим данным. Полученные значения мощности за каждый час были распределены по фидерам пропорционально значениям, полученным при восстановлении с учетом потерь в элементах сети. Далее была проведена оценка потерь энергии за каждый месяц по всем фидерам. Результаты представлены на демонстрационном листе.
Как видно потери энергии по подстанции в целом составляют не более 4% пропущенной энергии.
С целью разработки энергосберегающих мероприятий был проведен анализ потоков энергии на плане района, а также проведен анализ технических данных трансформаторов и были выявлены мероприятия, позволяющие получить положительный экономический эффект. В этих мероприятиях предлагается
переспределить потоки энергии между Ф12 и Ф33. Годовое снижение потерь составляет 51258 кВт*ч/год;
заменить трансформаторы старой серии имеющих завышенные потери на трансформаторы новой серии. Экономия 162857 кВт*ч/год
замена силовых трансформаторов ТДТН 31,5/110 на ТДТН 40/110 экономия 1091958 кВт*ч/год
Экономический эффект от внедрения мероприятий представлен на демонстрационном листе 8 и составляет 1125 тыс.руб/год