Исследование эффективности мероприятий по снижению потерь электроэнергии в фидерах напряжением 10 кВ

АННОТАЦИЯ В работе рассмотрены способы снижения потерь в распределительных электрических сетях среднего напряжения. Выполнены исследования по применению в фидерах способа, основанном на реконфигурации фидера путем поиска оптимальной точки разделения для фидеров с двусторонним питанием и поиска оптимальной конфигурации в фидерах с фиксированной точкой разделения от сети резервного питания. Для отдельного случая исследовано влияние на поиск оптимального решения типа суточного графика нагрузки. Также, отдельно рассмотрено использование реклоузеров в качестве функционала автоматических разъединителей.

ABSTRACT The paper considers ways to reduce losses in medium-voltage distribution networks. Studies have been carried out on the application of the method based on the reconfiguration of the feeder in feeders by searching for the optimal separation point for feeders with two-way power supply and searching for the optimal configuration in feeders with a fixed separation point from the backup power supply network. For a separate case, the influence of the type of daily load schedule on the search for an optimal solution is investigated. The use of reclosers as a functional of automatic disconnectors is also considered separate.

ОГЛАВЛЕНИЕ Введение ................................................................................................................... 6 1 Описание проблемы потерь электроэнергии в электрических сетях .......... 8 1.1 Потери электроэнергии ............................................................................ 8 1.2 Структура потерь электроэнергии .......................................................... 9 1.3 Способы снижения электрических потерь ........................................... 11 2 Снижение потерь электроэнергии в распределительных сетях 10 кв ....... 15 2.1 Постановка задачи снижения потерь в фидерах 10 кВ ....................... 15 2.2 Снижение потерь в фидерах с двухсторонним питанием .................. 18 2.3 Снижение потерь в схеме с использованием реклоузеров: ................ 25 3 Экономическая часть ...................................................................................... 31 3.1 Снижение потерь электроэнергии сети ................................................ 31 3.2 Расчет целесообразности реконструкции сети .................................... 31 3.3 Экономическое обоснование установки УКРМ .................................. 33 4 Охрана труда .................................................................................................... 35 4.1 Расчет заземляющего устройства на подстанции 10 кВ методом коэффициента использования................................................................ 35 4.2 Меры безопасности при эксплуатации трансформаторной подстанции. .............................................................................................. 38 Заключение ............................................................................................................ 43 Список использованных источников .................................................................. 44 Приложение А ....................................................................................................... 48 Приложение Б ........................................................................................................ 56

ВВЕДЕНИЕ Электрические сети 6-10 кВ имеются практически повсеместно во всех регионах России и по протяженности лидируют среди остальных классов напряжений. Конфигурация электрических сетей 6-10 кВ выбирается в зависимости от категории потребителей по надежности электроснабжения и назначения электрической сети – городские, сельские, промышленных предприятий и пр. Различают электрические схемы кольцевые, магистральные с односторонним и двусторонним питанием и радиальные. Кольцевые схемы в замкнутом состоянии на среднем напряжении не используются, и они разделяются на две разомкнутые схемы. Такие схемы называют петлевыми. Существуют следующе виды схем электрических сетей 6-10 кВ:  радиальная  одиночная магистраль  смешанные – радиально-магистральные  двойная магистраль с односторонним питанием  двойная магистраль с двусторонним питанием Для городских электрических сетей для питания потребителей первой категории получили распространение так называемые лучевые схемы. Несмотря на наличие нескольких источников питания все электрические сети работают в разомкнутом режиме, т. е. являются радиально-магистральными. Это связано с обеспечением надёжности и экономичности электроснабжения в таких сетях. Для повышения уровня надежности в электрических сетях выполняют их секционирование и резервирование (в том числе и по сети низкого напряжения). С помощью разъединителей, выключателей и другой коммутационной аппаратуры в электрических сетях можно разделять или отключать ее различные участки по разным причинам, в том числе, изза их аварийного состояния или ремонта. 6

Наличие коммутационной электрических коммутационные сетей аппаратуры позволяет состояния на линейных осуществлять при сохранении объектах многовариантные полного снабжения потребителей электрической энергией. Выбор точек разделения сети на радиально-магистральные участки определяется несколькими критериями:  уровень надежности  ограничение ТКЗ  пропускная способность  экономичность. С появлением реклоузеров в электрических сетях среднего напряжения появилась возможность автоматического секционирования электрической сети для выделения аварийного участка и его отделения от остальной сети. Такой функцией обладают интеллектуальные сети Smart grid. Наличие реклоузеров может повысить экономичность работы электрической сети за счет более точной оптимизации разделения фидеров по времени. 7

1 ОПИСАНИЕ ПРОБЛЕМЫ ПОТЕРЬ ЭЛЕКТРОЭНЕРГИИ В ЭЛЕКТРИЧЕСКИХ СЕТЯХ 1.1 Потери электроэнергии В последние десятилетия уделяется большое внимание вопросам снижения потерь электроэнергии при ее передаче по электрическим сетям. Самым важным показателем эффективности функционирования электрических сетей являются суммарные потери электроэнергии. По ним можно определить общее состояние электрической системы и ее эффективность ее работы. При обширном развитии электроэнергетики, этот показатель более остро указывает на эту проблему, которая требует незамедлительных решений, например: реконструкции сети, перевооружение сети, усовершенствования эксплуатации и управления сетей, внедрение цифровых подстанций и искусственного интеллекта. Все это только приходит в электроэнергетику и именуется, как “Smart grid”. Из физики следует, что при протекании электрического тока через проводник выделяется тепловая энергия, которая рассеивается в окружающей среде. Это явления называется закон Джоуля Ленца. Под действием электрического поля свободные электроны сталкиваются с атомами проводников, тем самым передавая им свою энергию. В результате это работы увеличивается внутренняя энергия проводника, и выделяется некоторое тепло т.е потери. Эти потери мощности называются омическими потерями. Кроме того, если приложенное напряжение превышает критический уровень, возникает еще один вид потерь мощности, называемый коронным эффектом. Влияние потерь мощности на систему заключается в уменьшении количества энергии, доступной потребителям. Поэтому точное знание потерь мощности в линиях электропередачи полезно при планировании обеспечения достаточным количеством электроэнергии в энергосистеме [1]. 8

1.2 Структура потерь электроэнергии Разделение потерь на составляющие может проводиться по разным критериям: характеру потерь (постоянные, переменные), классам напряжения, группам элементов, производственным подразделениям и т. п. Для целей анализа и нормирования потерь необходимо использовать укрупненную структуру потерь электроэнергии, в которой потери разделены на составляющие исходя из их физической природы и специфики методов определения их количественных значений. На основе такого подхода фактические потери могут быть разделены на четыре составляющие: Технические потери электроэнергии – обусловленные физическими процессами, происходящими при передаче электроэнергии по электрическим сетям; Расход электроэнергии на собственные нужды подстанций – необходимый для обеспечения работы оборудования подстанций и работы обслуживающего персонала. Этот расход регистрируется счетчиками, установленными на трансформаторах СН подстанций; Потери электроэнергии, обусловленными погрешностями ее измерения - эти потери метрологических получают расчетным характеристиках и путем на режимах основе работы данных о приборов, используемых для измерения энергии (ТТ, ТН и самих электросчетчиков); Коммерческие потери - обусловленные хищениями электроэнергии, несоответствием показаний счетчиков при оплате электроэнергии бытовыми потребителями. Три первые потребностями составляющие процесса передачи обусловлены технологическими электроэнергии по сетям и инструментального учета ее поступления. Вместе эти составляющие можно описать термином технологическими потерями. Коммерческие потери – представляет собой воздействие “человеческого 9 фактора” например:

сознательные хищения электроэнергии с помощью изменения показаний счетчиков. Рисунок 1.1 – Виды потерь Технические потери- потери электроэнергии, которые появляются в линиях из-за физических процессов, т.е они возникают при передаче электроэнергии по электрическим сетям. Они образуются из потерь в элементах электрической цепи, инструментальных потерь, а также из затрат на собственные нужды подстанции. Их нельзя полностью убрать, а также тяжело измерить, точнее сказать тяжело измерить с хорошей (допустимой) точностью. Так как фактические потери электроэнергии в линиях составляют около двух процентов, но при измерении приборами, у которых погрешность составляет ±0,5 %, означает, что итоговый результат измерения составит от 1,5 до 2,5 %, что является не допустимым. Экономически уровень технических потерь в сетях энергосистемы, будет определен для каждой схемы в частном порядке. В эксплуатационном и реконструктивном уровне для снижения суммарных потерь, необходимо использовать самое новое оборудование: более новые и точные трансформаторы, выключатели (элегазовые или 10

вакуумные), а также правильный подбор и установка компенсирующих устройств. Данный метод снижения потерь является самым затратным, но лучше всего эффективным. Его применяют в основном при реконструкции или при постройки новой подстанции. Также большинство стран проводят обширные политические мероприятия по энергосбережению, но для более эффективной реализации этих планов, нужно очень много времени и денег. На оперативном уровне (диспетчерское управление режимами сетей в темпе процесса) резервы снижения потерь составляют около 0,2 % отпуска электроэнергии в сеть. Сложная ситуация характерна эксплуатационно-реконструктивном определить оптимальный для уровне. уровень решений, Ведь применяемых на электроэнергии сто на процентов представляется возможным, лишь при известных нам нагрузках, стоимости электроэнергии и устройств, применяемых для снижения потерь [2]. 1.3 Способы снижения электрических потерь Потери при распределении электроэнергии не могут быть устранены полностью, но могут быть сведены к минимуму, путем правильного планирования распределительных систем. Все эти действия, обеспечиваются для того, чтобы вырабатываемая мощность оставалась в пределах допустимых пределов. Разработаны следующие мероприятия по снижения потерь электроэнергии в электрический сетях: 1) организационные – ввод дополнительных мероприятий. Например: снижение расхода электроэнергии на собственные нужды. 2) технические – ввод технического решения, который требует дополнительных вложений и подразделяются на две подгруппы: а) с целевым эффектом снижения потерь – установка дополнительного оборудования с целью снижения потерь. Например: замена проводов на большее сечение. 11

б) с сопутствующим эффектом снижения потерь – главная цель развитие электрических сетей. Например: Реконструкция или модернизация электрических сетей. 3) улучшения показателя учета электроэнергии. Например: выявления хищения электроэнергии, постоянный контроль и ремонт счетчиков, использование новейшего оборудования [3]. Рисунок 1.2 – Мероприятия по снижению электрических потерь Итого: потери мощности в распределительной электрической сети можно минимизировать за счет правильного планирования и проектирования линий, использования эффективного оборудования как на уровне распределения, так и на уровне потребителей. Кроме того, необходимо проводить периодическое оборудования, а также обслуживание и замену более на замену неисправного энергоэффективное распределительное оборудование и его частей. В работе проводятся исследование эффективности мероприятий по снижению суммарных потерь электроэнергии в фидерах напряжением 10 кВ. Городские электрические сети с напряжением 6-10 кВ имеют довольно разнообразные схемы электроснабжения, которые зависят от требований, зависящих напрямую от категорий надежности электроснабжения. Они довольно-таки специфичны, по сравнению с промышленными сетями такого 12

же напряжения. Это объясняется тем, что в городских районах могут встречаться потребители всех трех категорий. Как мы знаем, в сетях крупных промышленных предприятий с напряжением 6-10 кВ применяют магистральные и радиальные схемы электроснабжения. Применимы они и для городских сетей с напряжением 610 кВ. Из выше сказанного, можно сделать вывод, что сетей 6-10 кВ множество, и в своей работе, Я бы хотел изучить эффективность мероприятий по снижение потерь электроэнергии в фидерах напряжением 10 кВ. В работе, суммарные потери мощности рассчитывались по программе NET, для этого рассмотрены несколько схем:  Существующая схема  Схема позаимствована с иностранной статьи Главная цель работы, чтобы потери в сети снизились за счет реконфигурации схемы, а именно с использованием разъединителей. Однако от повсеместного использования разъединителей отказываются и заменяют их на реклоузеры. Реклоузер — устройство автоматического управления и защиты воздушных ЛЭП на основе вакуумных выключателей под управлением специализированного противоаварийных дополнительно микропроцессора. функций могут защиты выполнять Помимо воздушных функции защитных линий мониторинга и передач и учёта характеристик и параметров электросетей. Применение реклоузеров имеет ряд преимуществ:  Полностью автоматическое устройство  Относится к “Цифровой энергетики” что будет повышать показате- ли SAIDI/SAIFI. 13

 Снижает количество выездов оперативных бригад на послеаварий- ное обслуживание линии, следовательно, удешевляется эксплуатация электросети.  Имеет малые размеры [4]. Выводы: Потери - главный показатель работы всей электрической сети. Они бывают 4 видов: технические потери, потери на собственные нужды, потери электроэнергии, обусловленными погрешностями измерения и коммерческие потери. К сожалению, полностью убрать потери не представляется возможным, поэтому нужно их минимизировать. Чтобы снизить потери, существуют несколько вариантов, один из них — это реконфигурация схемы, которая достигается установкой разъединителей в линиях 10 кВ. Большие потери электроэнергии в России имеют место в распределительных электрических сетях. Так как наибольшую долю линий электропередачи в километровом исчислении в электрических сетях России имеют линии 6-20 кВ – более 40 % по данным Минэнерго РФ, то снижение потерь в сетях таких классов напряжения может дать значительный эффект. 14

2 СНИЖЕНИЕ ПОТЕРЬ ЭЛЕКТРОЭНЕРГИИ В РАСПРЕДЕЛИТЕЛЬНЫХ СЕТЯХ 10 КВ 2.1 Постановка задачи снижения потерь в фидерах 10 кВ Сети 10 кВ более распространены в мире в виду их количества, поэтому они более протяженные и снижения потерь в этих сетях стоит более остро. Сети 10 кВ имеют различные схемы электроснабжения потребителей, которые в первую очередь зависят от требований, зависящих напрямую от категорий надежности электроснабжения Правилами устройства электроустановок выделяют три категории надежности электроснабжения:  Первая категория надежности электроснабжения (1 категория на- дёжности)  Вторая категория надежности электроснабжения (2 категория на- дёжности)  Третья категория надежности электроснабжения (3 категория на- дежности) Стоит отметить, что время восстановления энергоснабжения потребителей в соответствии с п. 31.6 «Правил недискриминационного доступа к услугам по передаче электрической энергии и оказания этих услуг», утвержденных Постановлением Правительства РФ от 27.12.2004 №861, определяется следующим: В третьей категории надежности электроснабжения: максимальое число часов отключений в год составляет 72 часа, но не более 24 часов подряд, включая срок восстановления электроснабжения, за исключением случаев, когда для производства ремонта объектов электросетевого хозяйства необходимы более длительные сроки, согласованные с Федеральной службой по экологическому, технологическому и атомному надзору. 15

Для электроприемников второй категории при нарушении электроснабжения от одного из источников питания допустимы перерывы электроснабжения на время, необходимое для включения резервного питания действиями дежурного персонала или выездной оперативной бригады. Электроприемники первой категории должны обеспечиваться электроэнергией от двух независимых взаимно резервирующих источников питания, и перерыв их электроснабжения при нарушении электроснабжения от одного из источников питания может быть допущен лишь на время автоматического восстановления питания [5]. В электрических сетях больших городов применяются магистральные и радиальные схемы электроснабжения. Это связано с тем, что в городе много различных потребителей, при радиальной схеме электроснабжения линии работают в параллель от нескольких шин, но также могут и работать раздельно, но тогда нужно применять автоматический ввод резерва, который в случае аварии включит линию снова. Большое влияние на современное сколькое хозяйство оказывает электроэнергетика, ведь в прошлые года, когда в сельском хозяйстве не было сложных, автоматизированных оборудований, то они относились к 3 категории надежности потребителей, то в связи с современными реалиями, они уже относятся к другой категории надежности. Также для повышения надежности, сети 6-10 кВ построены по радиальным и кольцевым схемам. В радиальной схеме, при выходе из строя оборудования, никак не отразится на всей сети в целом, а при кольцевой схеме, питание оборудование, будет осуществляться от нескольких источников питания, максимальной надежностью питания электроприемников. 16 что служит

Рисунок 2.1 – Радиальная сеть Особенность сельскохозяйственной сети напряжением 6...10 кВ является тот факт, что воздушная линия не заходит в каждую ТП, из-за того, что потребители находятся далеко друг от друга и это экономически не выгодно, так как увеличивается длина линий. Радиальная сеть - самая простая и дешевая из сетей. При такой схеме питание каждого потребителя происходит по независимой линии. То есть напрямую от центра питания. Выбор сечения проводов осуществляется из условия нормального режима, так как в аварийном режиме нагрузка на сеть меньше. Если необходимо отключить линию, то используют следующие коммутационные аппараты: выключатели, разъединители, реклоузеры. [6]. В настоящее время разработано специальное комплектное воздушное распределительное устройство (шкаф КРУН). Установка комплектного распределительного устройства наружного типа позволяет преобразовывать и перераспределять ток с линий к конечному потребителю, также при применении КРУН, увеличивается защита электросетей. Также различаются и графики нагрузки для городских и сельских потребителей. Это связанно с тем, что электрическая нагрузка в сельском хозяйстве постоянно меняется, так как сельское хозяйство имеет большой список потребителей:  жилые дома 17

 больницы, школы, клубы  фермы, фабрики, малые заводы, гаражи, теплицы и т.п  предприятия агропромышленного комплекса (агрохимия, животно- водство, птицеводство). Поэтому изменения нагрузки носят как правило случайный характер. Рисунок 2.2 - Типовой график нагрузки сельского хозяйства. Когда график городской график нагрузки представить легче. Ночью люди спят, утром - идут на работу, вечером - находятся дома. Рисунок 2.3 - Типовой график нагрузки для города. Также большинство крупных предприятий, заводов, фабрик находятся за городом, что отлично видно на графиках нагрузки, поэтому изучение электрических нагрузок в сельские хозяйства – сложная, самостоятельная задача. 2.2 Снижение потерь в фидерах с двухсторонним питанием Одностороннее питание – питание от одного источника, который прост по конструктивному исполнению, но не обеспечивает высокой надежности электроснабжения, потому что, любое повреждение, отражается на питании всех приемников, присоединенных к ней. Когда, в фидере с двухсторонним 18

питанием, при аварии одного из источников, будет задействован другой источник питания, что в разы повышает надежность электроснабжения. С другой стороны, одностороннего питания применятся для питания однотрансформаторных подстанций, когда есть возможность отключить питание потребителей на время, необходимое для определения места повреждения и ремонта участка. Рассмотрим фрагмент схемы выделенным красным цветом. Рисунок 2.4 – Схема Ярково-Боровская Изобразим этот фрагмент в виде: Рисунок 2.5 – Упрощенное представление схемы Ярково-Боровская (окружностями отмечены точки коммутации) 19

Метод расчета примем, как направленный перебор возможных точек размыкания, т.е поочередно будем размыкать фидер в разных точках, где установлены коммутационные аппараты. Расчеты приведены в приложении 1 Сведем полученные данные в таблицу 2.1: Таблица 2.1 – Результаты расчета потерь при различных точках коммутации Размыкание: 1-2 2-3 3-4 4-5 5-6 6-1 3-7 7-1 Суммарные потери, кВт 74,68 52,26 54,87 56,43 79,18 92,67 85,634 125 Напряжение, кВ 10,5 10,318 10,076 10,078 10,125 10,201 10,489 10,5 Построим гистограмму суммарных потерь в виде величин потерь зависимости от точки размыкания: Рисунок 2.6 – Зависимость суммарный потерь от точки размыкания Из гистограммы видно, что наименьшие суммарные потери достигаются при коммутации разъединителя 2-3. Суммарные потери активной мощности составляют 52,26 кВт. Однако, в исходной схеме при размыкании разъединителя 5-6 потери составляю 79,18 кВт. Итогом этого метода, стало снижения суммарных потерь на 20

. Теперь рассмотрим второй режим работы. Максимальную мощность нагрузок берем, равной 20% от номинальной, исходя из пропускной способности участков фидера Сведем полученные данные в таблицу 2.2: Таблица 2.2 – Результаты расчета потерь при различных точках коммутации Размыкание: 1-2 2-3 3-4 4-5 5-6 6-1 3-7 7-1 Суммарные потери, кВт 112,7 78,51 84,5 85,6 120,8 139,9 130,7 192 Напряжение, кВ 10,5 10,281 9,963 9,966 10,032 10,135 10,486 10,5 Рисунок 2.7 – Зависимость суммарных потерь при максимальной нагрузке Вывод: По гистограмме видно, что наименьшие суммарные потери достигаются при коммутации разъединителя 2-3. Суммарные потери активной мощности составляют 78,51 кВт. Но так как график в близи оптимальной линии размыкания имеет пологую зависимость, то целесообразно исследовать и соседние линии для того, чтобы проследить изменение потокораспределения. Далее рассчитаем потери мощности в сети, исходя из суточного графика нагрузки. 21

Зададимся произвольным графиком нагрузки, характерным для сельской местности: Рисунок 2.8 – Типовой график нагрузки для сельской местности Таблица 2.3 – Суточные потери при изменении нагрузки. Время час. 1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 13 14 15 16 17 18 19 20 21 22 23 24 P,% 40 40 40 40 80 80 80 80 100 100 100 100 70 70 70 70 40 40 40 40 40 40 40 40 2-3 8,2 8,2 8,2 8,2 33,9 33,9 33,9 33,9 52,26 52,26 52,26 52,26 25,75 25,75 25,75 25,75 8,2 8,2 8,2 8,2 8,2 8,2 8,2 8,2 22 Линии размыкания 3-4 8,8 8,8 8,8 8,8 36,4 36,4 36,4 36,4 54,87 54,87 54,87 54,87 27,67 27,67 27,67 27,67 8,8 8,8 8,8 8,8 8,8 8,8 8,8 8,8 4-5 8,9 8,9 8,9 8,9 36,8 36,8 36,8 36,8 56,43 56,43 56,43 56,43 28 28 28 28 8,9 8,9 8,9 8,9 8,9 8,9 8,9 8,9

Рисунок 2.9 - Изменение потерь мощности при разных точках размыкания, на суточном периоде, в соответствии нагрузкой. По графикам видно, что, хоть и разница в потерях, при разных точках размыкания - небольшая, но на протяжении всего дня потери мощности в линии 2-3 минимальны, как при минимуме нагрузки, так и при максимуме Таким образом, можно сделать вывод о том, что в данной электросети оптимальным местом размыкания сети, служит линия 2-3. Такой зависимости, при которой оптимальная точка размыкания не изменяется, способствует тот фактор, что в данном случае мы имеем практически однородную сеть, так как за исключением трех линий, все остальные выполнены из одного и того же провода-АС-50, что сказывается на результате. Однако, рассматривать график только сельского хозяйства неправильно, поэтому добавим к нему дополнительную нагрузку в виде мелкого перерабатывающего завода, небольшого магазина. Новый график нагрузки: 23

Рисунок 2.10 – Типовой график нагрузки для сельской местности с дополнительной нагрузкой Таблица 2.4. – Потери при изменении суточной максимальной нагрузки. Время час. P,% 1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 13 14 15 16 17 18 19 20 21 22 23 24 45 45 45 45 80 80 80 80 100 100 100 100 80 80 80 80 45 45 45 45 45 45 45 45 2-3 15 15 15 15 49,23 49,23 49,23 49,23 78,51 78,51 78,51 78,51 49,23 49,23 49,23 49,23 15 15 15 15 15 15 15 15 24 Линии размыкания 3-4 16 16 16 16 52,96 52,96 52,96 52,96 84,5 84,5 84,5 84,5 52,96 52,96 52,96 52,96 16 16 16 16 16 16 16 16 4-5 16,3 16,3 16,3 16,3 53,62 53,62 53,62 53,62 85,6 85,6 85,6 85,6 53,62 53,62 53,62 53,62 16,3 16,3 16,3 16,3 16,3 16,3 16,3 16,3

Рисунок 2.11 - Изменение потерь мощности при разных точках размыкания, на суточном периоде, в соответствии максимальной нагрузкой. Вывод: в данной электросети оптимальным местом размыкания сети, служит линия 2-3. Также для снижения суммарных потерь воспользуемся КРМ (компенсацией реактивной мощности). Установим КРМ в узле 3. Таблица 2.5. – Оценка эффективности внедрения КРМ. Режим нагрузки Без КРМ, кВт*ч С КРМ, кВт*ч Min 52,26 46,8 Max 78,51 67,9 Вывод: как мы видим, правильное использование разъединителей позволяет снизить суммарные потери почти в 2 раза, также использование КРМ помогает снизить суммарные потери, но не с такой эффективностью как в 1-ом случае. Также при коммутации разъединителя 2-3 все значения напряжения в узлах не превышают ±5% от Uном. 2.3 Снижение потерь в схеме с использованием реклоузеров: Реклоузер — устройство, предназначенное для автоматического управления и защиты воздушных ЛЭП на основе вакуумных выключателей под управлением специализированного микропроцессора. Второй функцией реклоузера является, использование электросетей. 25 его в качестве мониторинга

Но, основной функцией реклоузеров является, защита линий от перегрузок, коротких замыканий, а также в зависимости от настроек релейной или микропроцессорной защиты автоматический пункт секционирования при авариях самостоятельно предпринимает несколько попыток восстановления электроснабжения и, в случае провала, отправляет сообщение дежурному оператору. Дело в том, что на высоковольтных линиях большинство неприятностей (неисправностей) являются временными- например, молния, ветви деревьев или провода, птицы или грызуны. Примеры временных неисправностей включают в себя следующее:  Из-за сильного ветра проводники соприкасаются друг с другом.  Молнии вспыхивают над изолятором.  Птицы или мелкие животные, который оказываются под напряже-  Ветви деревьев соприкасаются с ЛЭП. нием. По сути, реклоузер является автоматическим выключателем, Подобно автоматическому выключателю на бытовых линиях электропередач, он отключает электроэнергию при возникновении неполадок, таких как короткое замыкание [2]. Типы управления: Интеллект, который позволяет реклозеру распознавать перегрузки по току, выбирать временную операцию, определять время срабатывания и повторного включения функций и, наконец, блокировку обеспечивает его управление. Существует два основных типа используемых схем управления: интегральное гидравлическое управление или управление, расположенное в отдельном шкафу. Гидравлическое управление реклозером используется в большинстве однофазных реклозеров и в некоторых трехфазных реклозерах. Он построен как неотъемлемая часть реклозера. При таком типе управления избыточный ток воспринимается катушкой отключения, последовательно с линией. 26 которая соединена

Когда избыточный ток протекает через катушку, плунжер втягивается в катушку, чтобы разомкнуть контакты реклозера. Хронометраж и последовательность выполняются путем перекачки масла через отдельные гидравлические камеры или каналы. Микропроцессорные или электронные органы управления размещены в шкафу отдельно от реклозера и удобно позволяют изменять рабочие настройки. Широкий ассортимент аксессуаров доступен для настройки базовой операции, решая многие прикладные задачи. По сравнению с гидравлическим управлением они более гибки, более легко настраиваются и программируются, а также имеют расширенные функции защиты, измерения и автоматизации. Микропроцессорные средства управления обычно используют программное обеспечение интерфейса на базе ПК для настройки параметров управления, записи измерительной информации и установления параметров связи. Он также предоставляет инструменты анализа, которые включают в себя поиск неисправностей, запись событий и функции осциллографии. Реклоузер состоит из двух частей: высоковольтного модуля (ВМ) и шкафа управления (ШУ), связанных между собой соединительным кабелем [7]. На данной схеме предлагается использовать реклоузер не по его прямому назначению, а использовать как дистанционный разъединитель. Дело в том, что точка размыканию может изменяться во времени – это зависит от характера нагрузки и внешних параметров среды, такие как: температуры зимой и летом. Поэтому использование реклоузеров, поможет решить этот вопрос, так как человек дистанционно сможет произвести коммутацию. Но есть и минусы, сам по себе реклоузер дорогая вещь и вся процедура внедрения реклоузеров в “большую” сеть под большим вопросом, однако мы рассмотрим схему, где они могут быть использованы: 27

Рисунок 2.12 – Схема электрической сети с реклоузерами 28

Вывод: Использование реклоузеров удобнее разъединителей, так как установка такого устройства позволяет повысить надежность снабжения потребителей, организовать резервирование и секционирование электросетей среднего напряжения с односторонним и двусторонним питанием, выполнить удаленное отключение потребителей. Но расчеты будут эффективны, если не будет конфликта с точками размыкания выбранных по другой причине. Реконфигурация фидера с односторонним питанием Перейдем к более сложному примеру, к схеме с 33 узлами [8]., здесь метод расчета будет отличаться, чем в пункте 2.2. Рисунок 2.13 – Схема 33 узла Схема с односторонним питанием, значит питание каждого фидера происходит только от одного источника питания, поэтому схема должна быть замкнутой. Суть метода заключается в следующем, при замыкании одной перемычки, будет размыкаться другая, где будет наименьший переток мощности между узлами, тем самым снижая суммарные потери. Расчет приведен в приложении Б 29

Приведем результаты расчета в таблицу 2.6 Таблица 2.6 – Результаты исследования Схема Исходная Оптимальная Отключенные перемычки 33-34-35-36-37 06-14-09-32-37 Потери, кВт 211.22 128,26 Наиболее низкое напряжение 0,02489 0,00218 Вывод: При исходных данных, когда отключены перемычки 6-7,14-15,9-10 и 32-33, суммарные потери составляют 221,22 кВт, когда включили перемычки 21-8, 9-15, 12-22, 18-33, суммарные потери активной мощности уменьшились на 82,96 кВт и равнялись 128,26 кВт. По результатам расчета видно, что при правильной коммутации разъединителей, можно существенно снизить потери в электрической сети, как с односторонним питанием, так и с двухсторонним. 30

3 ЭКОНОМИЧЕСКАЯ ЧАСТЬ 3.1 Снижение потерь электроэнергии сети Потери электроэнергии сети вычисляются по формуле: (3.1) где t=1 час [9]. Подставляя полученные значения из таблиц 8 и 9 в формулу (3.1) получаем, что потери энергии составляют:  Минимальная нагрузка  Максимальная нагрузка 0,54604 МВт·ч. 0,79496 МВт·ч. Так как в 1 части мы рассматривали график нагрузки для сельского хозяйства, то примем тариф на электроэнергию для Алтайского края: 2,5 руб./кВт·ч. Согласно тарифу, рассчитаем среднюю стоимость потерь для реконструированной схемы. Минимальная нагрузка: 546,04·2,5=1365,1 руб. за 24 часа Максимальная нагрузка: 794,96·2,5=1987,4 руб. за 24 часа В год средняя стоимость потерь составит: ((1365,1 +1987,4)/2) · (365)=611831,25 руб./год. Согласно тарифу, рассчитаем среднюю стоимость потерь для исходной схемы. Минимальная нагрузка:823,52·2,5=2058,8 руб. за 24 часа Максимальная нагрузка: 1172,36·2,5=2930,9 руб. за 24 часа В год стоимость потерь составляет: ((2058,8 +2930,9)/2) · (365)=910602 руб./год. Разница в стоимости потерь, в схемах составляет: 910602-611831,25 =298770,75 руб./год. 3.2 Расчет целесообразности реконструкции сети Разъединитель наружной установки РЛНД-10/400 [10] 31

Технические характеристики РВФЗ-10/630-II-II:  номинальный ток, А = 630 А;  номинальное напряжение, кВ = 10 кВ;  наибольшее рабочее напряжение, кВ = 12 кВ;  амплитуда предельного сквазного тока, КЗ, кА = 50;  предельный ток термической стойкости КЗ, кА = 20;  время протекания предельного тока терм. стойкости,  - для главных ножей = 3 с  - для ножей заземления = 1 с.  допустимое усилие на рукоятке привода (не более), кгс = 25;  длина пути утечки внешней изоляции = 0,3 м. Его стоимость в компании etm на 30.05.2021 составляет 25000 рублей Стоимость работ по монтажу разъединителя наружной установки РВФЗ-10/630-II-II составляют 40000руб. Общая стоимость на реконструкцию составляет: 40000+25000=65000 руб. Срок окупаемости реконструкции рассчитаем по формуле: Tок  Где: КЗ КЗ  СЭW  pК /100 Э (3.2) значение годового снижения потерь электроэнергии, которое находится, как : , кВтч; Cэ -стоимость электроэнергии на момент приобретения оборудования, руб/кВт·ч; К-цена оборудования, руб,;З – дополнительные затраты, связанные с доставкой, установкой, настройкой оборудования и т.п.; р – процент амортизационных отчислений и ежегодных затрат на обслуживание и текущий ремонт оборудования. Реконструкция данной сети – целесообразна и окупится меньше, чем за год. 32

3.3 Экономическое обоснование установки УКРМ Капитальный затраты представлены в таблице 3.1 Таблица 3.1 – Капитальные затраты [11] Оборудование УКЛ57 6,3 на 450 кВАр Стоимость оборудования, руб. 233600 Стоимость с доставкой и монтажом, руб. 268640 Оценка эксплуатационных затрат УКРМ [12] Прочие затраты (Ипр). Прочие затраты представляют собой расходы или затраты связанные с работой оборудования. Например: покупкам масла. Ремонтные затраты рассчитываются по формуле (3.3): ( тыс.руб/год) (3.3) Возьмем НРФ равным 0,8% с учетом состояния оборудования. К- Стоимость оборудования с доставкой и монтажом, рублей. Расчет величины других затрат ( тыс.руб/год) (3.4) Примем НДР равным 0,5%. Расчет амортизации. Ежегодные амортизационные отчисления, предназначенные для восстановления износа оборудования, одноосновным средствам предприятия (тыс.руб/год) (3.5) Амортизационные отчисления для УКРМ примем равным 5%, при условии, что средний срок службы установок КРМ составляет 15 лет. - стоимость основных фондов сетевой компании, тыс. рублей. Материальные затраты (Имр) (3.6) Сведем полученные данные в таблицу 3.2: Таблица 3.2 – Эксплуатационные затраты Прочие затраты, руб 3492,32 33

Амортизация, руб Материальные, руб Итого, руб 13432 1184,7 18109,02 Оценка доходов: Потери без КРМ: ∆P= 78,51 кВт Потери с КРМ: ∆Pкрм=67,9 кВт Потери электроэнергии до компенсации: Э=78,51·8500=667335 кВт·ч Потери электроэнергии с компенсацией: ∆Э=67,9·8500=577150 кВт·ч При тарифе равном 2,35 руб/кВт∙ч годовая экономия составит: ∆Эр=(667335·2,35)-(577150·2,35)=211934,75 рублей Оценка эффективности: Рисунок 3.1 – Оценка эффективности УКРМ Сведем полученные данные в таблицу 3.3, а также рассчитаем ЧДД. ЧДД - чистый дисконтированный доход. [7]. Таблица 3.3 – Итоговые данные по пункту 3.2 Год 1 2 К Иам Имр Ипр D ЧДД 268640 13432 1184,7 3492,3 211935 -74814 13432 1184,7 3492,3 243725 150802 Вывод: Установка УКРМ выгодна, так как позволит окупить затраты на установку в течение срока эксплуатации. Срок окупаемости составил ∼2 года. 34

4 ОХРАНА ТРУДА 4.1 Расчет заземляющего устройства на подстанции 10 кВ методом коэффициента использования. Если обратиться к ПУЭ-7 издание, то там сказано, что допустимое сопротивление заземляющего устройства равняется: Удельное сопротивление грунта: Расчет заземляющего контура трансформаторной подстанции (ТП), начнем с определения сезонных коэффициентов изменения: Примем фактическое удельное сопротивление грунта: Сопротивление грунта с учетом коэффициентов сезонных изменений для вертикальных и горизонтальных заземлителей:  Г    К М .Г . , Ом/м (4.1)  В    К М .В. , Ом/м (4.2) где: К М - коэффициент, учитывающий промерзание и просыхание грунта, для климатической зоны 3 равен: К М . Г .  2,2 К М .В.  1,5 Тогда сопротивление грунта с учетом коэффициентов сезонных изменений, рассчитанное по формулам (4.1-2) равно:  Г    К М . Г .  200  2,2  440 Ом/м  В    К М .В.  200 1,5  300 Ом/м Требуемое значение сопротивления заземляющего устройства: RЗ.Треб  250 , Ом I КЗ.З где: I КЗ .З - ток короткого замыкания на землю; 35 (4.3)

I КЗ.З  U НОМ  LК  LВ  , кА 350 (4.4) где: U НОМ - номинальное напряжение электроустановки; LК , LВ - суммарная протяженность кабельных и воздушных линий; LВ10кВ=40,93 км. = Требуемое значение сопротивления заземляющего устройства по формуле (4.3): RЗ.Треб  250 250 =  15,91 , Ом I КЗ.З 15,71 RЗ  6 Ом, для U > 1 кВ Конструктивное исполнение заземляющего устройства (прут, уголок, полоса). Прут: l  3 м - длина вертикальных электродов; d  0,016 м - диаметр вертикального электрода. Сопротивление естественного заземлителя равно: RЕ  18 Ом Требуемое сопротивление искусственного заземлителя равно: RИ .Треб  RЕ  RЗ .Треб RЕ  RЗ .Треб  18  6  9 Ом 18  6 Сопротивление одиночного вертикального заземлителя определяется по формуле: RО.В.  В  2 l 1 4 t  l    ln   ln  , Ом 2   l  d 2 4t  l  (4.5) где: t  2 м - глубина от поверхности земли до середины стержневого заземлителя. RО . В .  В  2l 1 4t  l    ln   ln  2   l  d 2 4t  l  36

 300  2  3 1 42  3   ln   ln   100 ,6 Ом 2    3  0,016 2 42 3 Предварительный шаг между вертикальными электродами: a  3, м Сопротивление горизонтального заземлителя по формуле: RО. Г .  Г 2l2  ln , Ом 2   l b  t0 (4.6) где: l  139 м - длинна полосы по периметру объекта; b  2d  0,012 м - ширина полосы (для круглой арматуры b=2d); t 0  0,7 м - глубина прокладки. RО. Г .  Г 2l2 440 2  139 2  ln   ln  7,72 Ом 2   l b  t 0 2    139 0,012  0,7 Сопротивления горизонтального заземлителя с учетом экранирующего влияния вертикального электрода: R Г .Э .  RГ П  7,72  22,7 Ом 0,34 где:  П  0,34 (4.7) м - коэффициента использования горизонтального электрода; Уточненное сопротивление вертикальных электродов с учетом экранирующего влияния: R В .Э .  R Г .Э.  RИ .Треб R Г .Э.  RИ .Треб  22,7  9  14,91 Ом 22,7  9 (4.8) Окончательно определяем количество вертикальных электродов: nВ  RО.В. 100 ,6   19,27  В  RВ.Э. 0,35  14,91 (4.9) где: В  0,35 - коэффициент использования вертикальных электродов; Полученное значение округляем до целого значения: n В  19,27  20 шт[13]. 37

4.2 Меры безопасности при эксплуатации трансформаторной подстанции. К основному оборудованию в распределительно-трансформаторной подстанции относятся силовые трансформаторы, выключатели, РЗА и иные средства защиты. Для обеспечения полной безопасности при ремонте оборудования (выключателя, трансформатора), со стороны каждого выключателя устанавливаются разъединители, причем с двух сторон, чтобы полностью ограничить протекание нежелательного тока. Разъединители бывают двух видов – шинными и линейными. У шинных разъединителей заземляющие ножи находятся со стороны выключателя, это сделано с целью заземления при ремонте оборудования. Заземление сборных шин принято устанавливать с помощью заземляющих ножей, установление в ячейках трансформаторной подстанции. Второй вид разъединителей – линейные, применяются для заземления отключенных кабельных линий при их ремонте. Это сделано для того, чтобы со стороны РП не было случайно подано питания на обесточенную линию. Главные и заземляющие ножи разъединителей имеют механическую блокировку, чтобы не произошло несчастного случая. В наше время силовые масляные выключатели морально устарели по причине недостаточной надежности, а также дороговизне обслуживания. Поэтому их активно заменяют вакуумными и элегазовыми выключателями, так как они просты в обслуживании и в ремонте, а также обладают достаточно высокой надежностью. Часто РП выполняют с ячейками КРУ (комплектное распределительное устройство с выключателями на выкатных тележках). В таких КРУ имеются разъединители втычного типа. Один контакт такого разъединителя смонтирован на выкатной тележке, а другой - в самом КРУ.Для того чтобы КРУ надежно работал, к нему применяются ряд требований: Температура в КРУ не должна превышать предельных значений. 38

Шкафы КРУ должны быть пронумерованы, все а включатели, розетки должны быть подписаны. Корпус КРУ должен иметь уплотнители. Ежегодно должен покрываться антикоррозийным покрытием. Ремонт выключателей КРУ более проще в виду наличия выкатной тележки чем в ячейках КСО, но обслуживающему персоналу необходимо знать ряд мест, где их поджидает опасность, например: в старых шкафах трансформатора СН, так как разъединитель подключался напрямую к трансформатору и к сборным шинам. Поэтому разъединитель мог остаться под напряжением, что приводило к печальным последствиям. В отличие от РП, на ТП не меньшее значение, чем оборудование напряжением выше 1 кВ, имеет оборудование напряжением до 1 кВ. Сюда входят основные коммутационные аппараты: выключатели, разрядники, рубильники. На нагрузки, стороне а высшего также напряжения средства предохранителей. Оборудование трансформаторной подстанции защиты устанавливают трансформаторов в распределительном выбирают выключатели по в виде пункте рабочим номинальному напряжению аппарата, а также проверяют токам, ив по аппараты на защиту по коммутационной способности наибольших токах КЗ в линях, где они установлены. Номинальное напряжение — это базисное напряжение из стандартизированного ряда напряжений, определяющих уровень изоляции сети и электрооборудования. Номинальный ток — наибольший допустимый по условиям нагрева токопроводящих частей и изоляции ток, при котором оборудование может работать неограниченно длительное время.. Важными элементами РП и ТП являются также шины и изоляторы. Для промышленных предприятий, в том числе и для предприятий городских электрических сетей, разработаны и утверждены Типовые правила 39

пожарной безопасности. Руководители предприятий электрических сетей организуют изучение и выполнение правил пожарной безопасности всеми инженерно-техническими работниками, служащими и рабочими, организуют проведение противопожарного инструктажа и техническому минимуму. Первичный занятий по пожарно- противопожарный инструктаж проводят при оформлении на работу, а вторичный — на рабочем месте. Рассмотрим, какие же участки сети являются опасными в пожарном Отношении. Кабель, проложенный в земле или в трубопроводах, является пожаробезопасным и проложен открыто при отсутствии доступа воздуха, в коллекторах, распределительных устройствах, при повреждении может вызвать возгорание. Возгорание может возникнуть в результате возгорания горючих материалов в конструкции кабеля, электрического отказа кабеля или во время испытания, или в результате возгорания поврежденного участка, а также при ремонтных работах, из-за несоблюдения мер пожарной безопасности. Чтобы избежать возгорания в существующих кабельных сооружениях, принимаются следующие профилактические меры: по окончании работ из кабельных конструкций удаляются горючие материалы (бензин, кабельный компаунд, древесина, краска, отходы); с кабеля снимается внешняя защитная оболочка; Кабельные туннели, электроосвещением, коллекторы, вентиляцией с подвалы запирающимися оборудованы извне ставнями, пожарными машинами. Входы в кабельные сооружения и образовавшиеся люки перекрываются; При работе с открытым огнем на рабочем месте устанавливаются огнетушители, ящики с сухим песком и металлический ящик с крышкой для резки кабельных отходов. Горелка загорается и нагревает массу вне кабельной конструкции. Бригада должна иметь два асбестовых (негорючих) 40

одеяла для покрытия кабелей, ближайших к месту работы. Выполнять огневые работы могут люди, знакомые с «правилами противопожарной защиты при сварке и других огневых работах» и освоившие программу минимального технического персонала пожарной части. В распределительных пунктах пожары случаются крайне редко из-за отсутствия горючих материалов. Взрыв и возгорание масла в выключателях масляного бака, установленных в отдельных камерах, не приводит к повреждению оборудования всего РУ. На подстанциях, где установлены масляные трансформаторы, утечки масла и короткое замыкание внутри трансформатора могут вызвать пожар. В устройствах ввода попадание влаги в разъем может вызвать возгорание, что приведет к короткому замыканию и возгоранию герметика. Во избежание возгорания в существующих РП, ТП и вводах проводят следующие профилактические меры: • в РУ и ТП запрещено хранить горючие и нагревательные материалы, а также лишнее оборудование. После проведения работы, в обязательном порядке, вывозят инструменты, материалы и отходы. Ни в коем случае, нельзя допускать открытого огня • следить за работоспособностью маслонаполненного оборудования, нормальным уровнем масла в них и отсутствием протечек масла; • вводные устройства устанавливаются на противопожарных стенах (кирпич, бетон, цемент), защищают вводные устройства и торцевые соединения уплотнителем, для защиты от влаги. Если пожар обнаружен в распределительном пункте или в трансформаторной подстанции, дежурная бригада сначала отключает горящее оборудование от сети и приступает к тушению пожара с помощью огнетушителя или песка. Если пожар не ликвидирован, дежурная пожарная часть вызывает пожарную команду. Перед началом выполнения работы, работник должен пройти:  Первичный инструктаж 41

 Профессиональное обучение по программам профессиональной подготовки по профессиям рабочих и их должностям;  Инструктаж на рабочем месте;  проверку знаний инструкций:  По охране труда;  По оказанию первой помощи пострадавшим при несчастных случа- ях на производстве;  По применению индивидуальных средств защиты, необходимых для безопасного выполнения работ; Каждый член бригады должен:  выполнять все свои требования согласно инструкциям по охране труда.  отвечать за исправность (целостность) средств индивидуальной за- щиты, ремонтного оборудования, а также держать рабочее место в чистоте.  немедленно сообщать своему непосредственному руководителю, а при его отсутствии - вышестоящему руководителю о происшедшем несчастном случае или поломке оборудования.  соблюдать меры безопасности 42 при работе [14].

ЗАКЛЮЧЕНИЕ В работе выполнены исследования по оценке эффективности мероприятий по снижению суммарных потерь электроэнергии в фидерах напряжением 10 кВ. Получено, что наибольшее воздействие на потери в сети может оказать реконфигурация фидера, а именно использования или дополнительной установкой линейных разъединителей, а в частных случая реклоузеров. При этом установка реклоузеров, также влияет на защиту линии от перегрузок и коротких замыканий. При установке разъединителей суммарные потери снижаются почти в 2 раза, что вполне является эффективным решением. Однако, если вместо разъединителей использовать реклоузеры, то помимо снижения суммарных потерь, увеличивается надежность срабатывания защиты при аварийных ситуациях. Также при установке компенсирующего устройства были снижены суммарные потери, но в отличие от применения разъединителей, эффективность применения УКРМ меньше, но при их параллельный работе, были получены, самые наименьшие суммарные потери.

СПИСОК ИСПОЛЬЗОВАННЫХ ИСТОЧНИКОВ 1. Jing Tingting et al 2019 IOP Conf. Ser.: Earth Environ. Sci. 218 012152 2. Железко Ю.С. Потери электроэнергии. Реактивная мощность. Качество электроэнергии: Руководство для практических расчетов / Ю.С. Железко. – М.: ЭНАС, 2009. – 456 с. 3. Основные мероприятия по снижению потерь в электрических сетях // electricalschool.info [Электронный ресурс]. – Режим доступа: http://electricalschool.info/sety/1527-osnovnye-meroprijatija-posnizheniju.html (дата обращения: 25.05.2021 г) 4. Елена Крылова. Реклоузеры. Тактика эффективного применения. М: Журнал о «Энергонадзор», декабрь 2009 г. — № 6. 5. Правила устройства электроустановок: 7-е издание (ПУЭ)/ Главгосэнергонадзор России. М.: Изд-во ЗАО «Энергосервис», 2007. 610 с. 6. Фурсанов, М. И. Расчет технологического расхода (потерь) электро- энергии в современных распределительных электрических сетях 0,38–10 кВ / М. И. Фур- санов, А. А. Золотой, В. В. Макаревич // Энергетика. Изв. высш. учеб. заведений и энерг. объединений СНГ. 2018. Т. 61, № 5. С. 408–422. 7. Типы реклоузеров // https://www.eaton.com/us/en-us/products/medium- voltage-power-distribution-control-systems/reclosers/reclosers--fundamentalsof-reclosers.html ( дата обращения 3.06.2021) 8. A combined practical approach for distribution system loss reduction Duong Quoc Hung, N. Mithulananthan & R.C. Bansal 9. Экономическое обоснования проектов в энергетике: учебное пособие / Ю.В. Дронова. – Новосибирск: Издательство НГТУ, 2017. – 144 с 10.Интернет-каталог продукции etm. Разъеденители // etm.ru [Электронный ресурс]. – Режим доступа:

(дата https://www.etm.ru/catalog/80401010_razediniteli обращения: 30.05.2021 г.) 11.http://energozapad.ru/ustroystva-kompensacii-reaktivnoy-m (дата обращения: 30.05.2021 г.) 12.Интернет-каталог продукции энергозапад. УКРМ // energozapad.ru [Электронный ресурс]. – Режим доступа: 13.Проектирование и расчет защитного заземления/ А. М. Парахин О. В. Тихонова, - Новосибирск: Издательство Новосибирского технического университета, 2013. 45 с 14.Типовая инструкция по охране труда для электромонтера по обслуживанию подстанций ти р м-068-2002. – М., Издательство НЦ ЭНАС, 2002 – 185с.

ПРИЛОЖЕНИЕ А РАСЧЕТ ПУНКТА 2.2 В ПРОГРАММЕ NET Исходные данные: Рисунок П.А.1 – Исходные данные При размыкании разъединителя 1-2: Рисунок П.А.2 – Результат коммутации разъединителя 1-2 При размыкании разъединителя 2-3: 48

Рисунок П.А.3 – Результат коммутации разъединителя 2-3 При размыкании разъединителя 3-4: Рисунок П.А.4 – Результат коммутации разъединителя 3-4 При размыкании разъединителя 4-5 Рисунок П.А.5 – Результат коммутации разъединителя 4-5 49

При размыкании разъединителя 5-6: Рисунок П.А.6 – Результат коммутации разъединителя 5-6 При размыкании разъединителя 6-1: Рисунок П.А.7 – Результат коммутации разъединителя 6-1 При размыкании разъединителя 3-7: 50

Рисунок П.А.8 – Результат коммутации разъединителя 3-7 При размыкании разъединителя 7-1: Рисунок П.А.9 – Результат коммутации разъединителя 7-1 2 вариант нагрузки: Исходные данные: 51

Рисунок П.А.10 – Исходные данные при 2 варианте нагрузки При размыкании разъединителя 1-2 Рисунок П.А.11 – Результат коммутации разъединителя 1-2 При размыкании разъединителя 2-3 52

Рисунок П.А.12 – Результат коммутации разъединителя 2-3 При размыкании разъединителя 3-4 Рисунок П.А.13 – Результат коммутации разъединителя 3-4 При размыкании разъединителя 4-5 Рисунок П.А.13 – Результат коммутации разъединителя 4-5 53

При размыкании разъединителя 5-6 Рисунок П.А.14 – Результат коммутации разъединителя 5-6 При размыкании разъединителя 6-1 Рисунок П.А.15 – Результат коммутации разъединителя 6-1 При размыкании разъединителя 3-7 54

Рисунок П.А.16 – Результат коммутации разъединителя 3-7 При размыкании разъединителя 7-1 Рисунок П.А.17 – Результат коммутации разъединителя 7-1 55

ПРИЛОЖЕНИЕ Б РАСЧЕТ СХЕМЫ 33 УЗЛА Исходные данные: Рисунок П.Б.1 – Исходные данные 56

В исходных данных мы видим, что все перемычки отключены. Переток мощности считаем, как Pт= | P12 – P21 | Включаем перемычку 21-8 Получили результат: Рисунок П. Б.2 – Результат коммутации перемычки 21-8 Наименьший переток мощности между узлами 6-7 (Pт=0.0003 МВт), отключаем эту перемычку. Получаем: 57

Рисунок П. Б.3 – Результат коммутации перемычки 6-7 Потери снизились. Включаем перемычку 9-15 Получили результат: Рисунок П.Б.4 – Результат коммутации перемычки 9-15 58

Наименьший переток мощности между узлами 14-15 (Pт=0.0001 МВт), отключаем эту перемычку. Получаем: Рисунок П.Б.5 – Результат коммутации перемычки 14-15 Потери снизились. Включаем перемычку 12-22 Получили результат: 59

Рисунок П. Б.6 – Результат коммутации перемычки 12-22 Наименьший переток мощности между узлами 9-10 (Pт=0 МВт), отключаем эту перемычку. Получаем: Рисунок П. Б.7 – Результат коммутации перемычки 9-10 Потери снизились. Включаем перемычку 18-33 Получили результат: 60

Рисунок П.Б.8 – Результат коммутации перемычки 18-33 Наименьший переток мощности между узлами 32-33 (Pт=0.0002 МВт), отключаем эту перемычку. Получаем: Рисунок П.Б.9 – Результат коммутации перемычки 32-33 Потери снизились. Включаем перемычку 25-29 61

Получили результат: Рисунок П.Б.10 – Результат коммутации перемычки 25-29 Наименьший переток мощности между узлами 28-29 (Pт=0.0019 МВт), отключаем эту перемычку. Получаем: Рисунок П. Б.11 – Результат коммутации перемычки 28-29 62

При исходных данных, когда отключены перемычки 6-7,14-15,9-10 и 32-33, суммарные потери составят 221,22 кВт, при включенных перемычках 21-8, 9-15, 12-22, 18-33, суммарные потери активной мощности уменьшились на 82,96 кВт и составили 128,26 кВт. Результаты расчета показывают, что правильное включение разъединителей позволяет значительно снизить потери в электрической сети, как при одностороннем питании, так и при двухстороннем питании. 63

Рецензии:

Авторизуйтесь, чтобы добавить рецензию

- у работы пока нет рецензий -

Отзывы:

Авторизуйтесь, чтобы оставить отзыв