1. Характеристика предприятия электрических сетей как объекта исследования

Название	1. Характеристика предприятия электрических сетей как объекта исследования
Дата	25.06.2022
Размер	264.41 Kb.
Формат файла
Имя файла	1_rabota_gotovaya_na_100_-_rerayt_sdelat.docx
Тип	Реферат #614514
страница	8 из 10

1 2 3 4 5 6 7 8 9 10

в сотни раз в сети 500 кВ, 5,2 до 10,4 в сети 220 кВ, 5,7 до 12,0 в сети 110 кВ и от 3,2 до 4,8 в сети 35 кВ. В меньшей мере загружены трансформаторы сети 110 кВ (загрузка не превышает 38%, а в сети 35 кВ – 55%).

КПД сети по мощности, составляет 96,2-96,7%.

Структурный состав потерь электроэнергии дан в таблице 3.3. Суммарное значение потерь электроэнергии равно 89,8 МВт·ч, что составляет 3,74% от потребленной электроэнергии.
Таблица 3.3 – Результаты структурного анализа технических потерь электроэнергии (исходный режим)

Расчетная величина потерь ЭЭ	Потери электроэнергии
	в ЛЭП		в трансформаторах				общие
	в ЛЭП		переменные		постоянные		общие
	МВт·ч	%	МВт·ч	%	МВт·ч	%	МВт·ч	%
500	0,000	0,00	0,102	0,18	19,104	33,89	19,206	34,07
220	0,378	0,67	0,264	0,47	7,941	14,09	8,583	15,23
110	8,616	15,29	1,524	2,70	15,390	27,30	25,530	45,29
35	2,082	3,69	0,147	0,26	0,819	1,45	3,048	5,41
Общие потери ЭЭ	11,076	19,65	2,037	3,61	43,254	76,74	56,367	100

Потери в ЛЭП, МВт
Режим	1 (4 ч,)		2 (10 ч,)		3 (19 ч)		4 (22 ч,)
U, кВ	МВт	%	МВт	%	МВт	%	МВт	%
220	0,000	0,00	0,000	0,00	0,000	0,00	0,000	0,00
110	0,295	32,47	0,513	43,45	0,564	45,20	0,465	41,30
35	0,035	3,81	0,047	4,00	0,049	3,91	0,048	4,27
Общие	0,330	36,27	0,560	47,45	0,612	49,11	0,513	45,57
Потери в трансформаторах, МВт
переменные (продольные)
220	0,033	3,60	0,055	4,69	0,062	5,01	0,054	4,82
110	0,036	3,95	0,059	5,01	0,068	5,48	0,055	4,93
35	0,010	1,09	0,016	1,36	0,016	1,31	0,013	1,14
Общие	0,079	8,64	0,13	11,06	0,146	11,8	0,122	10,89
постоянные (поперечные)
220	0,096	10,59	0,096	8,17	0,096	7,73	0,096	8,57
110	0,309	33,97	0,301	25,46	0,299	23,95	0,301	26,72
35	0,096	10,53	0,093	7,87	0,092	7,41	0,093	8,25
Общие	0,501	55,09	0,49	41,5	0,487	39,09	0,49	43,54
Общие тр-ах	0,580	63,73	0,620	52,55	0,635	50,89	0,612	54,43
Общие в сети	0,910	100,0	1,181	100,0	1,247	100,0	1,125	100,0

Из этого следует, что данные сети являются малозагруженными и основными потерями являются потери в трансформаторах.

Наиболее загруженная линия 220 кВ с диспетчерскими номерами Д-123, Д-124. Ее плотность тока в период максимальной загрузки (режим 3 и 2) 0,1 А/мм². Средняя плотность тока линий 110 кВ в периоды наибольших нагрузок равна 0,13 – 0,10 А/мм² в сети 110 кВ и около 0,25 А/мм² в линиях 35 кВ, в том числе для наиболее загруженных ВЛ – 110 кВ (С-72 – С-73) составляет 0,51-0,50 А/мм², что соответствует нагрузкам в пять-шесть раза удаленным от предельных по нагреву и для 35 кВ (Т-24) – 1,17 А/мм².

В трансформаторах во всех режимах преобладают суммарные потери холостого хода в соотношении

Расчетная величина потерь ЭЭ	Потери электроэнергии
	в ЛЭП		в трансформаторах				общие
	в ЛЭП		переменные		постоянные		общие
	МВт·ч	%	МВт·ч	%	МВт·ч	%	МВт·ч	%
220	0,000	0,00	1,203	4,53	2,304	8,67	3,507	13,20
110	10,869	40,91	1,281	4,82	7,266	27,35	19,416	73,08
35	1,068	4,02	0,33	1,24	2,247	8,46	3,645	13,72
Общие потери ЭЭ	11,937	44,93	2,814	10,59	11,817	44,48	26,568	100

КПД сети по энергии, составляет 96,4%.

В первом режиме наибольшее напряжение в сети 220 кВ в узле 1003 ("Итатская, сторона СН первого трансформатора") – 227,4 кВ, наименьшее в узле 1202 ("БУР-1", сторона ВН второго трансформатора) – 227,2 кВ, среднее напряжение – 227,3 кВ. В сети 110 кВ наибольшее напряжение в узле 1303 ("Ужур", сторона СН первого трансформатора) – 116,5 кВ, наименьшее напряжение в узле 1602 ("Березовка") – 106,4 кВ, среднее напряжение – 113,4 кВ. В сети 35 кВ наибольшее напряжение в первом режиме в узле 3603 ("Малый Имыш", сторона СН первого трансформатора) – 37,8 кВ, наименьшее напряжение в узле 5401 ("Солгон") – 35,3 кВ, среднее напряжение – 36,6 кВ.

Во втором режиме наибольшее напряжение в сети 220 кВ в узле 1003 ("Итатская, сторона СН первого трансформатора") – 227,1 кВ, наименьшее в узле 1202 ("БУР-1", сторона ВН второго трансформатора) – 226,8 кВ, среднее напряжение – 227,0 кВ. В сети 110 кВ наибольшее напряжение в узле 1303 ("Ужур", сторона СН первого трансформатора) – 115,8 кВ, наименьшее напряжение в узле 1602 ("Березовка") – 105,9 кВ, среднее напряжение – 112,9 кВ. В сети 35 кВ наибольшее напряжение в узле 5301 ("Красная сопка") – 37,2 кВ, наименьшее напряжение в узле 5402 ("Солгон") – 35,3 кВ, среднее напряжение – 35,7 кВ.

В третьем режиме наибольшее напряжение в сети 220 кВ в узле 1003 ("Итатская, сторона СН первого трансформатора") – 226,9 кВ, наименьшее в узле 1202 ("БУР-1", сторона ВН второго трансформатора) – 226,5 кВ, среднее напряжение – 226,7 кВ. В сети 110 кВ наибольшее напряжение в узле 1303 ("Ужур", сторона СН первого трансформатора) – 115,0 кВ, наименьшее напряжение в узле 1602 ("Березовка") – 105,7 кВ, среднее напряжение – 112,1 кВ. В сети 35 кВ наибольшее напряжение в узле 4703 ("Тюльково", сторона СН второго трансформатора) – 36,8 кВ, наименьшее напряжение в узле 5401 ("Солгон") – 34,2 кВ, среднее напряжение – 35,8 кВ.

В четвертом режиме наибольшее напряжение в сети 220 кВ в узле 1003 ("Итатская, сторона СН обоих трансформаторов") – 227,0 кВ, наименьшее в узле 1202 ("БУР-1", сторона ВН второго трансформатора) – 226,8 кВ, среднее напряжение – 226,9 кВ. В сети 110 кВ наибольшее напряжение в узле 1303 ("Ужур", сторона СН первого трансформатора) – 115,4 кВ, наименьшее напряжение в узле 1602 ("Березовка") – 106,0 кВ, среднее напряжение – 112,7 кВ. В сети 35 кВ наибольшее напряжение в узле 4703 ("Тюльково", сторона СН второго трансформатора) – 37,1 кВ, наименьшее напряжение в узле 5201 ("Яга") – 35,3 кВ, среднее напряжение – 35,6 кВ.

Таким образом уровень напряжения превышает номинальный в сети 220 кВ (от 3,0 до 3,3%), 110 кВ (от 1,9 до 3,1%) и 35 кВ (от 1,7 до 4,6%) во всех характерных режимах. Наибольший размах напряжения от -3,7 до 5,6% в сети 110 кВ и от –0,6 до 14,3 % в сети 35 кВ, что позволяет обеспечить требуемый режим центров питания распределительной сети 6-10 кВ.

Анализ характерных условий работы сети свидетельствует о невысокой загрузке сети и значительных ее резервах, также можно сделать вывод о возможности снижения потерь мощности и энергии путем оптимизации.
4. Учет качества электрической энергии при расчетах с потребителями
Показатели качества электрической энергии являются режимными параметрами и связаны с балансом мощностей в системе, т.е. в каждый момент времени в электрической системе должно обеспечиваться равенство генерации и потребления энергии с учетом потерь мощности в электрических сетях /5/.

Конкретному балансу мощностей соответствуют вполне определенные значения частоты и напряжения - основные показатели качества электрической энергии (ПКЭ).

Нарушение некоторого исходного баланса мощностей приводит к установлению- нового режима в системе, в котором вновь балансируются генерируемые и потребляемые мощности, однако при иных показателях качества.

В России с 1 января 1999 года введен в действие межгосударственный стандарт ГОСТ 13109-97 "Нормы качества электрической энергии в системах электроснабжения общего назначения". Стандарт устанавливает одиннадцать показателей качества электрической энергии (ПКЭ) /6/:

- установившееся отключение напряжения;

- размах изменения напряжения (величина резкого скачка напряжения в зоне ±10 % номинального напряжения);

- доза фликера (накопленное воздействие резких скачков напряжения с разными размахами, произошедших в течение установленного в стандарте интервала времени);

- длительность провала напряжения (кратковременной посадки напряжения за уровень минус 10 %);

- коэффициент искажения синусоидальности;

- коэффициент n-й гармонической составляющей;

- коэффициент несимметрии напряжения по обратной последовательности;

- коэффициент несимметрии напряжения по нулевой последовательности;

- импульсное напряжение;

- коэффициент временного перенапряжения;

- отключение частоты.

Значение ПКЭ в нормальном режиме работы электрической сети должны не выходить за пределы максимальных значений, при этом в течении не менее 95 % времени каждых суток значения ПКЭ должны не выходить за пределы нормальных значений.

Влияние низкого качества электрической энергии на работу сетей и электрооборудования проявляется в увеличении потерь электрической энергии; сокращения срока службы оборудования; технологическом ущербе, состоящем в снижении производительности (недоотпуск продукции), ухудшение качества, и иногда и браку.

Отклонение параметров электроэнергии от установленных стандартом ухудшают условия эксплуатации элекрооборудования энергосистем и потребителей и вызывают дополнительные затраты. Таким образом появляется ущерб от работы на пониженных ПКЭ, который в настоящее время учитывается косвенно - посредством системы скидок (надбавок).

Скидки с тарифа применяются при отпуске потребителю электроэнергии низкого качества по отклонениям напряжения и частоты, а также при отпуске электроэнергии пониженного качества по вине энергоснабжающей организации по показателям: коэффициентам несинусоидальности, обратной и нулевой последовательностей и размаху изменения напряжения (дозе колебаний напряжения).

Надбавки к тарифу применяются при снижении по вине потребителей качества электрической энергии по показателям: коэффициентам несинусоидальности, обратной, нулевой последовательностей и размаху изменения напряжения (дозе колебания).

Скидка (надбавка) к тарифу по каждому показателя качества определяется по таблице 5 /5/ и лежит на пересечении двух показателей: по вертикали Т₁, а по горизонтали Т₂, где T₁ - относительное время (в %) превышения нормального допустимого значения показателя качества, установленного ГОСТ 13109-97; Т₂ -относительное время (в %) превышения максимального допустимого значения показателя качества, установленного ГОСТ.

При определении скидок (надбавок) значения Т₁ и Т₂; полученные при измерениях, округляются до целых значений процента. Суммарная скидка (надбавка) определяется суммой скидок (надбавок), исчисленных по каждому показателю качества.

При расчетах по двухставочному тарифу скидки (надбавки) применяются к средней величине двухставочного тарифа, включающего плату за мощность и энергию.

Будем считать, что на основе измерений коэффициента несинусоидальности были получены следующие значения Т₁ и Т₂:

- T₁ = 10% – значение относительного времени превышения нормального допускаемого значения коэффициента несинусоидальности;

- Т₂ = 1% – относительное время превышения максимального допустимого коэффициента несинусоидальности.

Тогда надбавка за нарушение качества электрической энергии по показателю - коэффициент несинусоидальности составит по /5, с. 44/ 2,0 %.

Можно подсчитать надбавку в рублях на каждый кВт·ч для двухставочного тарифа по формуле (67)

1 2 3 4 5 6 7 8 9 10