Построение электрической распределительной сети

Размещено на http://www.allbest.ru/

Введение

Застройка городов обуславливает необходимость соответствующего развития распределительных электрических сетей, которые являются важнейшими элементами системы электроснабжения любого населенного пункта. Занимая промежуточное положение между центрами питания и потребителями, они предназначены для передачи и распределения электрической энергии среди всех потребителей, расположенных на территории города

С помощью распределительных сетей осуществляется электроснабжение жилых домов, общественно - коммунальных учреждений, мелких, средних, а иногда и крупных промышленных потребителей. Через городские потребительские сети в настоящее время передается до 40 % вырабатываемой в стране электрической энергии. Такие сети становятся самостоятельной областью энергетики, и проблема их рационального сооружения приобретает определенное значение.

Важнейшим вопросом рационального построения распределительных сетей является установление требуемого уровня надежности электроснабжения потребителей. В зависимости от этих требований определяется объем резервных элементов в системе их питания, что влияет непосредственным образом на все технико-экономические показатели сетей.

Из плана участка октябрьского района, изображённого на листе 1, мы видим, что потребитель этого района: школы, детские сады, предприятия торговли, предприятия общественного питания, поликлиника и девятиэтажные жилые дома. Все эти потребители относятся к потребителям II категории. Также имеются двух-, трёх- ,и пятиэтажные дома и частный сектор одноэтажной застройки, которые относятся к потребителям III категории. Потребителей I категории в данном районе нет.

Строящийся 10-ти этажный жилой дом с электроплитами относится к потребителям II категории. Для его подключения к источнику питания необходимо:

провести расчеты и обосновать выбор силового трансформатора, высоковольтного оборудования, провести расчет короткого замыкания (КЗ) при наиболее тяжелых условиях (3-х фазном КЗ), проверить селективность работы релейной защиты;

для проверки экономической целесообразности выбранного варианта схемы необходимо провести технико-экономические расчеты выбранного варианта;

также должны быть рассмотрены вопросы охраны труда и техники безопасности при эксплуатации оборудования электрических сетей;

необходимо рассмотреть спецвопрос - энергосбережение.

1. Проектирование электроснабжения десятиэтажного жилого дома с электроплитами

1.1 Структура электроснабжения района

сеть электрический трансформатор замыкание

Электроснабжение жилого района поступает от центра питания (ЦП) ПС 110/10 кВ "Арбеково-1" по двум кабельным линиям 10 кВ на распределительный пункт РП - 22. От РП-22 происходит распределение электроэнергии по району на трансформаторные подстанции (ТП), которые располагаются ближе к потребителям электрической энергии: 5-ти и 9-ти этажные дома, предприятия торговли, предприятия общественного питания, общеобразовательные школы, детские дошкольные учреждения и т. п. На рисунке 1.1 показано расположение ТП на местности, которое взято из генплана города, представленного в графической части (лист 1).

Рисунок 1.1 - Расположение ТП на местности

От РП-22 по лучевой схеме (двум кабелям) запитаны: ТП-706, ТП-705, ТП-64. Так же от РП-22 от разных секций шин 10 кВ по радиальной схеме запитаны РП-119. От ТП-119 от второй секции шин получает питание по лучевой схеме

ТП-562, ТП-563, ТП-565, ТП-557, ТП-558, ТП-530, ТП-534, ТП-533, ТП-526, ТП-531, ТП-559. Между ТП проложены резервные кабели, которые позволяют изменять схему запитки ТП в случае аварии и выхода из строя какого-либо кабеля. Разделение питания жилого массива от разных секций шин РП-29 позволяет сохранить электроснабжение части потребителей при отключении во время аварии одой из секций шин на РП-29.

1.2 Характеристика городских потребителей и требования к надежности их электроснабжения

Важнейшим вопросом рационального построения распределительных сетей является установление требуемого уровня надежности электроснабжения потребителей. В зависимости от этих требований определяется объем резервных элементов в системе их питания, что влияет непосредственным образом на все технико-экономические показатели сетей.

С точки зрения рассматриваемых требований к надежности все электроприемники потребителей согласно ПУЭ разбиваются на три категории.

В соответствии с ПУЭ к I категории относятся приемники, перерыв в электроснабжении которых может повлечь за собой опасность для жизни людей, значительный ущерб народному хозяйству, расстройство сложного технологического процесса, нарушение работы важных элементов городского хозяйства. Эти электроприемники должны обеспечиваться электроэнергией от двух независимых источников питания, и перерыв в их электроснабжении может быть допущен только на время автоматического ввода резервного питания. При небольшой мощности приемников в качестве второго независимого источника могут использоваться автономные электростанции, аккумуляторные батареи и т. д.

Ко II категории относятся приемники, перерыв в электроснабжении которых связан с массовым недоотпуском продукции, простоем рабочих, механизмов и промышленного транспорта, нарушением нормальной деятельности значительного числа городских жителей. Для этой группы приемников допустимы перерывы в электроснабжении на время, необходимое для включения резервного питания дежурным персоналом или выездной оперативной бригады.

Резервное питание может осуществляться от одного источника, и ввод этого питания может производиться не автоматически. Согласно ПУЭ допускается питание рассматриваемых приемников по одной воздушной ЛЭП и от одного трансформатора при наличии централизованного резерва последних, а так же при условии проведения ремонта линий и замена трансформатора за время не более одних суток.

Для потребителей III категории, к которым относятся все остальные электроприёмники, допустимы перерывы в электроснабжении на время, необходимое для ремонта или замены поврежденного элемента системы электроснабжении, но не свыше одних суток.

Электроприёмники коммунально-бытового характера классифицируются в ВСН 97-75. Согласно ВСН 97-75 к электроприёмникам I категории относятся (в целом) главные и районные водопроводные насосные станции, а также канализационные насосные станции, не имеющие аварийного выпуска, телевизионные станции, ретрансляторы, центральные и опорные усилительные станции радиотрансляционных сетей, городской автотранспорт и другие особо важные элементы общегородского хозяйства. К этой же категории относятся комплексы электроприёмников лечебных учреждений, от бесперебойности работы которых непосредственно зависит жизнь больного (операционная, отделение реанимации), электродвигатели и другие электроприёмники противопожарных устройств, системы охранной сигнализации, лифты, аварийное освещение общественных зданий и гостиниц высотой более 16-и этажей, гостиниц с числом мест более 1000 любой этажности, библиотек и читальных залов на один миллион и более единиц хранения, электродвигатели пожарных насосов, аварийное освещение, устройства пожарной и охранной сигнализации магазинов с торговыми залами общей площадью более 1800 м2, а также столовых и ресторанов с числом мест выше 500, аварийное освещение (для эвакуации) крытых зрелищных и спортивных предприятий более чем на 800 мест.

Отмечается, что схема питания городских ЦП с суммарной нагрузкой 10000 кВА и более должна удовлетворять требованиям, предъявляемым к системе электроснабжения приёмников I категории. В ВСН 97-75 отмечается необходимость устройства автоматического включения резерва (АВР) непосредственно на вводе к электроприёмникам I категории.

Основная масса электроприёмников коммунально-бытового характера согласно ВСН 97-75 относится ко II категории. В данном случае рассматриваются следующие потребители: жилые дома и общежития с электроплитами, жилые дома в шесть этажей и выше с газовыми плитами, административно-общественные здания, детские и учебные учреждения, медицинские учреждения, крытые спортивные и зрелищные предприятия на 200-800 мест, предприятия общественного питания на 100-500 посадочных мест, магазины с торговыми залами общей площадью от 220 до 1800 кв. м, бани, дома бытового обслуживания, хозяйственные блоки и ателье на 50 и более рабочих мест, водопроводные и канализационные станции районного и микрорайонного значения, подкачивающие насосные станции, гостиницы, тепловые пункты и т.п.

Отмечается, что схемы питания городских ЦП и ТП с суммарной нагрузкой от 400 до 10000 кВА (исключая приёмники I категории) должны удовлетворять требованиям, предъявляемым к системе электроснабжения приёмников II категории.

Из плана участка октябрьского района, изображённого на листе 1, мы видим, что потребители этого района: школы, детские сады, предприятия торговли, предприятия общественного питания, поликлиника и девятиэтажные жилые дома. Все эти потребители относятся к потребителям II категории. Также имеются двух-, трёх-, и пятиэтажные дома и частный сектор одноэтажной застройки, которые относятся к потребителям III категории. Потребителей I категории в данном районе нет.

1.3 Анализ результатов замеров нагрузки трансформаторных подстанций и определение возможности подключения дополнительной нагрузки к шинам 10 кВ РП-22

Для определения мощности РП-22 необходимо знать мощности ТП, питающихся от РП-22. Исходные данные взяты из журнала замеров тока и напряжения на ТП. Эти данные сведены в таблицу 1.1.

Таблица 1.1 - Фактическая мощность трансформаторных подеташщй, запитанных от РП-22

№ ячейки РП	Трансформаторная подстанция	Количество и мощность трансформаторов, установленных в ТП, кВА	Фактическая мощность ТП, кВА
1;4	ТП-562 ТП-563 ТП-565	2x250 2x400 2x400	300 430 350
3;8	ТП-557 ТП-558 ТП-530 ТП-534 ТП-533 ТП-526 ТП-531 ТП-559	2x400 2x400 2x400 2x400 2x250 2x400 2x250 2x250	350 200 200 90 70 250 270 300
5	ТП-556	250	120
9 ; 10	ТП-706 ТП-705 ТП-64	160 ; 250 2x250 2x250	245 310 270
6	ТП-306	250	ПО

В приложении В приведена упрошенная схема городской сети, питающей район.

Определим нагрузку отходящих фидеров.

(1.1)

uде kтп =0,85 - коэффициент совмещения максимумов нагрузок ТП /1,табл.6.21/;

Sтп - суммарная мощность ТП, кВ*А.

S1,З,4,8 = 0,85 * (300 + 430 + 350) = 918 кВ * А

S5,10 = 0,85 * (350 + 200 + 200 + 90 + 70 + 250 + 270 + 300) = 1470,5 кВ*А

S7=0,85*120 = 102 кВ*А

S11,12 = 0,85 * (245 + 310 + 270) = 701,25 кВ * А

S6 = 0,85*110 = 93,5 кВ*А

Определим мощность на шинах 10 кВ РП-22

Sрп = kмакс * SУ, (1.2)

где kмакс = 0,85 - коэффициент совмещения максимумов нагрузок

городских сетей и промпредприятий при вечернем максимуме и отношении нагрузок промпредприятий к городской сети равной 60% /1, табл.6.22/;

SУ - суммарная мощность ТП, запитанных от шин 10 кВ РП-22, кВ-А.

Spп = 0,85 * (918 +1470,5 +102 + 701,25 + 93,5) = 2712,987 кВ * А.

Определим расчетный ток, протекающий по вводному кабелю в нормальном и аварийном режимах

Питающий кабель от ЦП до РП-29 выполнен кабелем типа ААБ 3x240. Допустимый ток кабельной линии будет равен:

где kсн - коэффициент снижения токовой нагрузки /3, табл.3.26/;

Iдоп - длительно допустимый ток кабеля, А.

Как видим ток в нормальном и аварийном режимах значительно ниже длительно допустимого тока. Определим максимальную мощность, которую можно передать по этим кабелям.

Следовательно, к шинам РП-29 можно подключить дополнительную мощность 3098 кВ-А.

Значит при реконструкции ТП-705, мы имеем возможность запитать данную ТП от РП-22, т.к. мощность ТП-705, равная 310 кВ-А, меньше мощности, которую могут дополнительно пропустить питающие кабели.

1.4 Расчет нагрузки нового жилого дома и выбор схемы его электроснабжения

1.4.1 Активная нагрузка жилого дома

(1.3)

где Руд.кв - удельная нагрузка квартир, зависящая от типа кухонных плит и числа квартир в доме, кВт;

п - число квартир в доме;

Руд.кв =1,0 кВт /1, табл.6.15/;

Рс - нагрузка силовых электроприемников дома;

(1.4)

где kc1, kc2 - соответственно коэффициенты спроса установок лифтов и прочих электродвигателей (вентиляторов, насосов водоснабжения и т.п.);

kc1 = 0,7 kc2 = 0,7, Рлф.ном = 7кВт, Рдв.нм = 0 /1,табл.6.16 и 6.17/;

Рс = 0,7 * 5 * 7 + 0,7 * 0 = 24,5 кВт;

Ржд - 1,0 * 200 + 0.9 * 24,5 = 222,05 кВт.

1.4.2 Полная мощность жилого дома и питающей его линии

где cos ц - коэффициент мощности линии, питающей жилой дом.

1.4.3. Согласно ВСН 97-75 жилые дома с электроплитами относятся к электроприемникам II категории. Как отмечалось выше, электроприемники II категории рекомендуется обеспечивать электроэнергией от двух независимых, взаимнорезервируемых источников питания.

Рассмотрим два варианта электроснабжения жилого дома, рисунок 1.2.

Рисунок 1.2 - Два варианта электроснабжения жилого дома

Вариант 1: электроснабжение дома осуществляем от ТП-705, от которой прокладываем в земле две кабельные линии 0,4 кВ с реконструкцией распределительного устройства 0,4 кВ ТП-705;

Вариант 2: у жилого дома строим трансформаторную подстанцию, которую запитываем по двум кабелям 10 кв от ТП-705. От новой ТП производим запитку жилого дома двумя кабельными линиями 0,4 кВ.

1.4.4 Расчет первого варианта электроснабжения дома

Длина кабельной линии 0,4 кВ от ТП-705 до нового жилого дома равна 280 м. Для прокладки используем кабель типа АСБ. Согласно /2, табл.5.2 / допустимые отклонения напряжения во внешней питающей сети домов с электроплитами в нормальном режиме равно 3,9 %, а в аварийном режиме до 7,5 %.

Выберем сечение кабеля по условию нагревания и отклонения напряжения. Сечение кабеля по нагреву выбирают при условии передачи всей нагрузки по одному кабелю, проверку этого сечения по отклонению напряжения в нормальном режиме производят при нагрузке равной половине мощности.

Выбор сечения сделаем по номограмме (рисунок 1.3), взятой из /2/. По шкале мощности (точка А) от значения 227 кВт проведем перпендикуляр до пересечения с прямой, соответствующей cosц = 0,98 (точка Б). Проекция точки Б на ось тока покажет расчетный ток линии (точка B1) - 365 А и сечение 185 мм2 (по шкале сечений кабелей с бумажной изоляцией, прокладываемых в земле), удовлетворяющее условию нагрева.

Рисунок 1.3 - Номограмма для выбора сечения сети по условиям нагрева и отклонения напряжения

Момент нагрузки, определяемый как произведение мощности на длину линии, найдем, проведя прямую через точку A1 (113,5 кВт) и точку, соответствующую длине линии 0,28 км. Момент нагрузки равен 32 кВт*м (точка Г). Из точки Г1 в IV квадранте проведем перпендикуляр до пересечения с графиком cosц = 0/98 при допустимом отклонении напряжения 5% (точка Д/) и допустимом отклонении напряжения 2,5% (точка Д). Проекция точек Д и Д/ на шкале сечений (точки Е и Е/ соответственно) показывает, что сечение линии, удовлетворяющее допустимому отклонению напряжения 5%, должно быть не менее 150 мм2, а при допустимом отклонении напряжения 2,5 % - 240 мм2. Т.к. у нас допустимое отклонение напряжения 3,9%, лежит в интервале между 2,5% и 5%, то сечение жил кабеля берем в интервале 150 и 240 мм2. Принимаем сечение жил кабеля 240 мм2, т.е. определяющим для выбора сечения линии оказался расчет на отклонение напряжения. Следовательно, для подключения дома необходим кабель АСБ сечением 3x240+1x50.

По номограмме для анализа режима напряжения в сетях до 1000 В, (рисунок 1.4) определим точное отклонение напряжения в нормальном и аварийном режиме.

Отложив на шкале Р значение мощности 113,5 кВт, которая передается по кабелю в нормальном режиме, на шкале L-0,28 км и, проведя через эти точки прямую, на шкале моментов нагрузки получаем значение М=32,5 кВт*км (точка а). Из точки а проводят прямую, параллельную линиям моментов до пересечения с графиком линии электропередачи сечением 240 мм2 (точка b). Перпендикуляр, опущенный из этой точки на шкалу потерь напряжения U, укажет значение 3,2%. С учетом заданного cosц = 0,98 и поправочного коэффициента из /2, табл.П2/ фактическое отклонение напряжения составит 3,2*1,09 = 3,488 %, что соответствует допустимому значению, равному 3,9%.

Для аварийного режима на шкале Р откладываем значение 227 кВт и, проведя аналогичные операции, получим момент нагрузки М=62 кВт-км (точка а1) на шкале потерь напряжения U получим значение 5,8 %. С учетом поправочного коэффициента получим фактическое отклонение напряжения 5,08*1.09=6,322 %. Следовательно, выбранный кабель АСБ сечением 3x240+1x50, удовлетворяет условиям на нагрев и отклонения напряжения.

Рисунок 1.4 - Номограмма для анализа режима напряжения в сетях до 1000 В

При подключении нового жилого дома к ТП - 705 ее мощность увеличится, поэтому необходимо проверить удовлетворяет ли мощность трансформаторов подстанции ее фактической мощности. Проведем выбор трансформаторов ТП - 705 исходя из фактически сложившейся мощности.

S ном.тр ?* 0,7 * (Sжд + Sфакт.) = 376кВ * A

Принимаем к установке два трансформатора ТМ 400/10.

1.4.5 Расчет второго варианта электроснабжения дома

1) определение сечения КЛ-10 кВ от ТП-705 до новой ТП.

Расчетный ток линии 10 кВ в нормальном и аварийном режимах:

По справочным материалам /4/ выбираем кабель марки ААБ - с алюминиевыми жилами, изоляцией жил из пропитанной бумаги, в алюминиевой оболочке бронированной стальными лентами, с подушкой из битума.

Выбираем сечение жил кабельных линий, учитывая допустимую нагрузку в аварийном режиме и снижение допустимого тока в нормальном режиме при прокладке кабелей в одной траншеи. Принимаем время ликвидации аварии максимальным (6ч), а коэффициент загрузки линии в нормальном режиме 0.6. До-пустимая перегрузка составляет 1.25 /8, табл.3.3/. Коэффициент снижения токовой нагрузки kсп принимаем равным 0.9/3, табл. 1.3.26/.

Допустимый ток кабельных линий определяем из соотношения

1.25 * kсн * Iдоп ? Iав

или

Принимаем сечение жил трехжильного кабеля равным 16 мм2 с IДОП = 75А /3,табл.1.3.16/.

Термически стойкое сечение жилы кабеля

(1.5)

где kт = 95 - температурный коэффициент /8, табл.3.4/;

tп - приведенное время короткого замыкания;

I = 2988 А - ток 3-фазного короткого замыкания ( п 1.6).

tп = tз + tв = 0.5 + 0.14 = 0.64с,

где t3 - время действия релейной защиты, с;

tв- полное время отключения выключателя с приводом;

t3 = 0.5 с - из журнала уставок релейной защиты;

tB =0.14 с /4, табл.5.1/.

Ближайшее меньшее стандартное сечение составляет 25mm2 /3, табл.1.3.16/. Основным условием при выборе кабеля оказалось условие на термическую стойкость токами КЗ. На основании этого выбираем сечение кабеля равным 25 мм2.

Потери напряжения в кабельной линии в нормальном и аварийном режимах;

(1.6, 1.7)

где l - длина кабельной линии, км;

rуд и xуд - удельные активные и индуктивные сопротивления 3-жильного кабеля соответственно, Ом / км;

Из расчета видно, что потери напряжения в линии мизерные и ими можно пренебречь;

2) выбор числа и мощности силовых трансформаторов новой ТП.

Согласно технико-экономических расчетов /5/ экономически всегда целесообразнее применять один трансформатор. Этот вывод может быть получен при рассмотрении общих условий существования экономических интервалов. Он подтверждается /5, рис.2.6/, из которого следует, что затраты двух трансформаторов по 160 кВ*А выше затрат одного трансформатора 250 кВ*А, в зависимости от передаваемой мощности на 124-132%. Таким образом, установка второго трансформатора для создания надежных условий электроснабжения приводит к увеличению приведенных затрат, связанных только с трансформаторами, на 20 % и более.

Согласно ПУЭ при наличии централизованного резерва трансформаторов и возможности замены повредившегося трансформатора за время не более одних суток допускается питание электроприемников II категории от одного трансформатора. Поэтому принимаем к установке один трансформатор. Мощность трансформатора определим из соотношения

Sном.тр ? Sжд = 227 кВ*А

Принимаем к установке трансформатор ТМ 250/10. Коэффициент загрузки трансформатора составит

kЗ = Sжд / Sном.тр = 227 / 250 = 0,908

У жилого дома построим трансформаторную подстанцию с двумя кабельными вводами 10 кВ на один трансформатор мощностью 250 кВ*А типа К-31-400 М2. Данный тип ТП предусматривает возможность установки трансформатора мощностью до 400 кВ*А. Поэтому в случае увеличения мощности ТП имеется возможность заменить трансформатор большей мощности без затрат на реконструкцию ТП:

3) выбор сечения КЛ 0,4 кВ от новой ТП до жилого дома.

Длина кабельной линии 0.4 кВ составляет ПО м. Для прокладки используем кабель с алюминиевыми жилами с пластмассовой изоляцией марки АВПБ.

Согласно /2, табл.5.2/ допустимые отклонения напряжения во внешней питающей сети от 100 до 200 м до домов с электроплитами в нормальном режиме равно 3,3 - 3,9 %.

Выбор сечения кабеля по условию нагревания и отклонения напряжения сделаем по номограмме. Из рисунка 1.3 видно, что по условию нагрева удовлетворяет кабель АВПБ сечением 3x185+1x50. Из этой же номограммы видно, что в нормальном режиме допустимому отклонению напряжения равному 2,5 % соответствует сечение 150 мм (точка Е1). Следовательно, для подключения дома необходим кабель сечением 3x185+1x50.

Проверим этот кабель на допустимое отклонение напряжение в нормальном и аварийном режимах по номограмме для анализа режима напряжения в сетях до 1000 В (рисунок 1.4).

Отложив на шкале Р значение 113,5 кВт, на шкале L-0,11 км и проведя через эти точки прямую, на шкале моментов нагрузки получаем значение М=15 кВт*км (точка c1). Из точки c1 проводим прямую, перпендикулярную линиям моментов до пересечения с графиком линии электропередачи сечением 185 мм2 (точка d1). Перпендикуляр, опущенный из этой точки на шкалу потерь напряжения U, укажет значение 1,6 %. С учетом поправочного коэффициента, равного 1.09 /2, табл. П2/ получим фактическое отклонение напряжения 1,6*1.09 = 1.744 %.

Данные отклонения напряжения удовлетворяют допустимым, поэтому для электроснабжения жилого дома окончательно принимаем кабель АВПБ 3x185+1x50. Согласно технико-экономического расчета выбирается второй вариант электроснабжения жилого дома.

1.5 Расчеты токов трехфазного короткого замыкания

1.5.1 В электроустановках могут возникнуть различного вида КЗ, которые сопровождаются резким увеличением тока. Поэтому все электрооборудование, устанавливаемое в системах электроснабжения, должно быть устойчивым к токам КЗ и выбираться с учетом этих величин.

Устойчивыми при токах КЗ являются те аппараты, проводники и устройства которых при расчетных условиях выдерживают воздействия этих токов не подвергаясь электрическим, механическим и иным разрушениям или деформациям, препятствующим их дальнейшей нормальной эксплуатации.

При расчете токов КЗ в электроустановках напряжением выше 1000 В учитываются индуктивные сопротивления электрических машин, силовых трансформаторов, воздушных и кабельных линий. Активные сопротивления элементов системы электроснабжения не учитываются, если выполняется условие:

(1.8)

где r и х - соответственно суммарные активные и индуктивные сопротивления элементов системы электроснабжения до точки КЗ, Ом.

Для расчетов токов КЗ составляют расчетную схему системы электроснабжения и на ее основе схему замещения. Расчетная схема представляет собой упрощенную однолинейную схему, на которой указывают все элементы системы электроснабжения и их параметры, влияющие на ток КЗ.

При выборе расчетной схемы исходят из нормальных, предусматриваемых для данной установки, условий длительной ее работы и не считаются с кратковременными видоизменениями схемы этой электроустановки, которые не предусмотрены для длительной эксплуатации, например, послеаварийные режимы.

Схема для расчета токов трехфазного КЗ показана на рисунке 1,5.

Ток трехфазного КЗ находится по выражению

(1.9)

где Е// - линейное значение эквивалентной ЭДС схемы замещения, кВ;

х - суммарное эквивалентное сопротивление, Ом.

Расчеты приведем в именованных единицах, поэтому для определения тока КЗ необходимо привести все электрические величины к напряжению ступени, на которой имеет место КЗ.

Рисунок 1.5 - Схема для расчёта токов трёхфазного КЗ

Эквивалентная ЭДС при расчетах в именованных единицах близка к номинальному напряжению Ucp.ном. Поэтому в приближенных расчетах можно не определять эквивалентную ЭДС, а принять ее равной соответственно номинальному напряжению. Тогда выражение (1.2) примет вид

(1.10)

Составим схему замещения (рисунок 1.6) и нумеруем ее элементы в порядке их расположения от системы источника питания в направлении к токам КЗ.

Рисунок 1.6 - Схема замещения

1.5.2 Исходные данные для расчета сопротивлений элементов схемы замещения сведены в таблицу 1.2.

Таблица 1.2 - Исходные данные для расчета сопротивлений элементов схемы замещения

Кабельная линия	Тип кабеля	Длина кабельной линии, км	Удельное сопротивление кабельных линий 10 кВ, Ом/км
			Активное	Индуктивное
W1;W2	АСБЗх240	4,52	0,129	0,075
W3	ААШВЗх185	0,56	0,167	0,077
W4 ААБЗх120	ААБ3х120	0,45	0,258	0,081
W5;W6	АСБЗх120	1,15	0,258	0,081
W7;W8	ААШВЗх240	2,05	0,129	0,075
W9;W10	ААШВЗх150	0,6	0,206	0,079
W11;W12	ААБлуЗх185	0,455	0,167	0,077
W13;W14	АСБЗх240	1,075	0,129	0,075
W15;W16	АСБЗх185	1,011	0,167	0,077
W17;W18 W19;W20	ААШВЗх185 АСБЗх185	1,3 0,8	0,167 0,167	0,077 0.077
W21;W22	АСБЗх185	0,894	0,167	0,077
W23; W24	АСБЗх185	0,988	0,167	0,077
W25; W26	АСБЗх185	1,213	0,167	0,077
W27; W28	АСБЗх240	1,6	0,129	0,075
W29; W30	ААШВЗх185	0,696	0,167	0,077
W31;W32	ЦАСБуЗх120	1,5	0,258	0,081
W33; W34	ААБЗх25	0,3	1,24	0,099

Сопротивление источника питания определим из выражения (1.10)

где Iк1- ток трехфазного КЗ в точке К1, А. Взят из расчетов токов КЗ для отстройки защиты 2 ступени МТЗ по условию чувствительности к КЗ за трансформатором подстанции "Арбеково-1" на шинах 10 кВ.

Индуктивные и активные сопротивления кабельных линий соответственно:

Суммарное сопротивление до точки К2:

x2Z = хс + х2 = 0,755 + 0,339 = 1,094 Ом,

r2 = r2 = 0,5831 Ом.

Условие неравенства (1.8) не выполняется. В расчете трехфазного тока КЗ для точки К2 будем учитывать активное сопротивление кабельных линий. Суммарное сопротивление до точки КЗ:

х3 = хс + х2 + х5 = 0,755 + 0,339 + 0,0932 = 1,1872 Ом,

r3 = r2 + r5 = 0,5831 + 0,2967 = 0,8798 Ом.

Условие неравенства (1.8) не выполняется. В расчете трехфазного тока КЗ для точки КЗ будем учитывать активное сопротивление кабельных линий.

Аналогично рассчитываются суммарные сопротивления до других точек КЗ, значения которых сведены в таблицу 1.3.

Таблица 1.3 - Суммарное сопротивление до точек КЗ

Точка КЗ	Суммарные сопротивления, Ом	Полное суммарное сопротивление до точки КЗ, Ом
	активное	индуктивное
1	2	3	4
1		0,755
2		1,24
3		1,478
4		1,591
5		1,867
6		1,941
7		1,508
8		1,619
9		1,693
10		1,402
11		1,563
12		1,776
13 J		1,91
14		2,063
15		1,105
16		2,444
17		2,678
18		1,323
19		1,329

Ток трехфазного КЗ в рассматриваемых точках, рассчитывается по выражению (1.10).

Аналогично рассчитывается ток трехфазного КЗ в других точках, а так же ударный ток (расчет которого рассмотрен в пункте 1.6) и мощность КЗ, по формулам, указанным в таблице 1.4. Полученные данные сведены в таблицу 1.4.

Таблица 1.4 - Расчёт токов короткого замыкания

Точка КЗ	Шины 10 кВ ТП	Значение тока трехфазного КЗ, А	Ударный ток КЗ ,кА	Мощность КЗ MB*A
1	ПС-110/10 кВ "Арбеково-1"	8028	11531	146001
2	РП-22	4888	8209	88896
3	ТП-706	4102	6367	74601
4	ТП-705	3810	5388	69291
5	ТП-«Новая»	3247	4748	59051
6	ТП-64	3123	4599	56797
7	ТП-562	4020	6358	73110
8	ТП-563	3744	5798	68090
9	ТП-565	3581	5492	65126
10	ТП-557	4324	6914	78639
11	ТП-558	3879	6019	70546
12	ТП-530	3413	5164	62071
13	ТП-534	3174	6895	57724
14	ТП-533	2939	4346	53450
15	ТП-526	2715	3994	49376
16	ТП-531	2480	3623	45103
17	ТП-559	2264	3294	41174
18	ТП-556	4582	7480	83331
19	КТП-306	4561	7375	82949

1.6 Проверка высоковольтных электрических аппаратов, установленных в РП-22

Высоковольтные электрические аппараты выбираются по условиям длительного режима работы и проверяются по условиям коротких замыканий. При этом для всех аппаратов производится: выбор по напряжению, выбор по нагреву при длительных токах, проверка на электродинамическую стойкость, проверка на термическую стойкость.

В РП-22 установлены:

в вводных ячейках: масляные выключатели типа ВМП-10 с номинальным током 1000А и приводом ПЭ-11; линейные и шинные разъединители типа РВЗ-10/1000 с номинальным током 1000А; трансформаторы тока ТПЛ-10 300/5;

в ячейках на отходящих присоединениях: масляные выключатели

типа ВМП-10 с номинальным током 630А и приводами ПЭ-11; разъединители типа РВЗ-10/630 с номинальным током 630А; трансформаторы тока ТПЛ-10 200/5, 150/5, 100/5; на отходящих линиях используются кабели ААБ 3x240, 120; ААБлу 3x185, АСБ 3x120, 185, 240, ААШв 3x150, 185, 240; ЦАСБу 3x120.

Ошиновка ячеек выполнена алюминиевыми полосами сечением 5х5мм расположенными на изоляторах плашмя с расстоянием между осями фаз 35см и между изоляторами 1м. На РП-22 применены изоляторы ОФ-10-375.

Проверку приведем для вводных ячеек. Условия проверки электрических аппаратов отходящих линий сведены в сводные таблицы.

1.6.1 проверка выключателей:

1) по номинальному напряжению

Uс.ном Uном,

где Uном - номинальное напряжение выключателя, кВ,

Uном = 10кВ /4,та6л.5.1/

Среднее номинальное напряжение в распределительной сети Uс.ном = 10 кВ.

Условие Uс.ном Uном выполняется;

по номинальному длительному току

Iрасч Iном,

где Iном - длительный номинальный ток выключателя, А;

Iрасч - расчетный ток продолжительного режима цепи.

Iрасч выбирается из наиболее неблагоприятного эксплуатационного режима

Iрасч = 149,176 А см. 1.3.

Условие Iрасч Iном выполняется;

по электродинамической стойкости предельному периодическому току КЗ

I// Iпр.с;

где I// - начальный периодический сверхпереходной ток КЗ в выключателе;

I// = IК2 = 4889А (п. 1.5);

Iпр.с - предельно сквозной ток (действующее значение периодической составляющей) допустимый для рассматриваемого выключателя, кА;

Iпр.с = 20кА /4,та6л.5.1/.

Условие I// Iпр.с выполняется;

4) по электродинамической стойкости ударному току КЗ

Kуд - ударный коэффициент;

iпр.с - номинальный ток электродинамической стойкости выключателя (амплитудное значение предельного полного тока, допустимого для рассматриваемого аппарата), кА;

iпр.с = 64 кА /4, табл.5.1/

ударный коэффициент

где Та - постоянная времени затухания апериодического тока;

где хУ = 1,094 Ом и rУ =0,583 Ом см. 1.6. для точки К2. За отсутствием данных активное сопротивление системы 37 кВ принято равным нулю.

Ударный ток КЗ

Условие iуд iпр.с выполняется;

по отключающей способности номинальному току отключения

I nф I откл.ном,

где Iоткл.ном - номинальный симметричный ток отключения выключателя. А;

Inф - симметричная (периодическая) составляющая тока КЗ, соответствующая расчетному времени х отключения короткого замыкания.

Для определения периодической составляющей тока КЗ для учета удаленности короткого замыкания вводится отношение начального тока короткого замыкания генератора /р к его номинальному току Iном, т.е.

,

характеризующая кратность тока КЗ к номинальному току. Также для нахождения абсолютных значений токов в любой момент времени переходного процесса нужно определить начальный сверхпереходной ток I//Г /1/. Для этого необходимо иметь данные количества, типа и мощности генераторов. Этими данными мы не располагаем. Согласно /11, рис.3/ периодический ток максимален в начальный момент короткого замыкания. Во время неустановившегося процесса он уменьшается и достигает периодической слагающей тока КЗ установившегося значения I.

Из этого можно сделать вывод, что в расчетное время т, периодический ток будет меньше значения трехфазного короткого замыкания в начальный момент короткого замыкания, поэтому принимаем Iпф = IК2 = 4889 А.

I откл.ном = 20 кА /4, табл.5.1/.

Условие I nф I откл.ном выполняется;

по отключающей способности номинальному апериодическому току отключения

где iаф - апериодическая составляющая тока КЗ, соответствующая времени до момента расхождения дутогасительных контактов выключателя ф, А;

iа.ном - номинальный апериодический ток отключения выключателя, А;

вном - номинальное относительное содержание апериодической составляющей тока отключения для времени ф, вном = 0,15 /1, рис. 1.29/.

Номинальный апериодический ток отключения выключателя

Апериодическая составляющая тока короткого замыкания, соответствующая времени ф

где ф - расчетное время, с;

где tз.мин - минимальное время действия релейной защиты (принимается равным 0,01 с) /1/

tс.вык - собственное время отключения выключателя, с;

tс.вык = 0,1 с /4, табл.5.1/.

Условие iаф < iа.ном выполняется;

по термической стойкости

где BК - импульс квадратичного тока, кА2*с;

Iпр.т - предельный ток термической стойкости, кА;

tT - предельное время термической стойкости, с;

Iпр.т = 20 кА, tт = 8 с /4, табл.5.1/.

Импульс квадратичного тока

где Iп - действующее значение периодической составляющей тока КЗ (можно принять равным I//) /1/;

tOTKJl - время от начала короткого замыкания до его отключения, c.

где t3 - время действия релейной защиты, с;

tвык - полное время отключения выключателя с приводом, с;

t3 = 0,7 с - из журнаша уставок релейной защиты;

tвык О,12 с - /4? табл.5.1/.

Условие выполняется.

Таблица 1.5 - Сводная таблица по выбору масляных выключателей установленных в РП-29

Заключение. Установленные выключатели удовлетворяют токам КЗ.

1.6.2 Проверка разъединителей

1) по электродинамической стойкости ударному току КЗ

2) по термической стойкости

Таблица 1.6 - Сводная таблица по выбору разъеденителей.

Заключение. Установленные разъединители динамически и термически стойки к токам КЗ.

1.6.3 Проверка трансформаторов тока

1) по номинальному ток у

на электродинамическую стойкость

3) на термическую стойкость

В сводную таблицу сведем данные по условиям выбора трансформатора тока ТПЛ-10 300/5 вводных ячеек, трансформаторов тока ТПЛ-10 150/5, установленных на отходящем присоединении в сторону ТП-565 и трансформаторов тока ТПЛ-10 100/5, установленных на отходящем присоединении в сторону ТП-556, трансформаторов тока ТПЛ-10 200/5 установленных на отходящем присоединении в сторону ТП «Новая».

Таблица 1.7- Сводная таблица по выбору трансформаторов тока

Заключение. Установленные трансформаторы тока удовлетворяют электродинамической и термической стойкости;

1.6.4 Проверка ошиновки:

1) по электродинамической стойкости

Предварительно подсчитывается частота собственных колебаний шинной конструкции

(1.11)

где l - длина пролета шин (расстояние между опорными изоляторами), м;

Е - модуль упругости материала шин, Па. Е = 7-1010 Па /11/;

J -момент инерции поперечного сечения перпендикулярной плоскости колебания, м4;

т - погонная масса шины, кг/м. т = 0.675 кг/м /4, табл.7.2/.

Момент инерции

где b и h соответственно толщина и ширина шины, м.

Частота собственных колебаний

При fm > 200 Гц расчет производится на статическую нагрузку без учета колебаний при КЗ. В этом случае максимальное механическое напряжение, возникшее в шине под действием изгибающего момента равно

(1.12)

где М - наибольший изгибающий момент под действием равномерной нагрузки, кГ*см;

W - момент сопротивления сечения рассматриваемой шины, см3. W = 2.083 см3 /12/.

(1.13)

где fмакс - максимальное усилие, действующее на 1 см длины шины средней фазы, кГ/см,

где iуд - ударный ток трехфазного КЗ, к

а - расстояние между фазами по осям, см.

Наибольший изгибающий момент

Напряжение, возникающее в шине под действием изгибающего момента:

проверка на термическую стойкость

Принимаем, что до короткого замыкания шина имела температуру иH=70°C.

где I- установившийся ток трехфазного КЗ, А;

q - сечение шины, мм2, q = 250 мм2;

tф - время действия КЗ. с.

Конечный термический импульс при КЗ

Для найденного значения Ак по кривой нагрева для алюминия при КЗ находим и к.расч ? 85 °С /4, рис.11/. Условие ик.расч иДОП выполняется. Следовательно, ошиновка удовлетворяет условиям электродинамической и термической устойчивости.

1.6.5 Проверка изоляторов

Установленные изоляторы типа ОФ-10-375 характеризуются допустимым усилием

где Fpaзр - минимальное разрушающее усилие при статическом изгибе, кГ:

Fpaзр =375 кГ /4, табл.5.7/

Расчетное усилие на изолятор при КЗ

Условие Fрасч Fдоп выполняется, т.е. изоляторы динамически стойки.

1.6.6 Проверка кабелей на термическую стойкость Минимальное допустимое сечение проводника по условию термической стойкости при приближенных расчетах определяется как

где Вк - импульс квадратичного тока, А2-с. Вк =40000 А2-с;

С - коэффициент, значение которого для кабеля с алюминиевыми жилами равен 100.

Минимальное сечение кабеля, имеющихся на РП-22 равно 120 мм2. Следовательно, кабели термически стойки.

1.7 Проверка высоковольтных электрических аппаратов, установленных в ТП

1.7.1 Проверка выключателей нагрузки

Проверка проводится аналогично проверке оборудования, установленного в РП-22. Данные проверки приведены в таблице 1.8.

Таблица 1.8 - Сводная таблица по выбору выключателей нагрузки

В таблице 1.8 представлено условие выбора выключателей нагрузки вводных ячеек, через которые проходит наибольшая нагрузка. Выключатели нагрузки на отходящих линиях работают в гораздо меньших нагрузочных условиях. Следовательно, все выключатели нагрузки, установленные в трансформаторных подстанциях, типа ВНз-16 удовлетворяют условиям работы сети, электродинамической и термической стойкости.

1.3 Релейная защита

1.8.1 Расчет релейной защиты для отходящей линии фидер №9.

Расчетная схема для расчета релейной защиты показана на рисунке 1.7. Защита выполняется по схеме неполной звезды на постоянном токе с реле типа РТ-81. Расчет защиты приводится для отходящей линии фидер № 9.

Рисунок 1.7 - Расчётная схема

Ток срабатывания максимальной защиты 5.

(1.15)

где kн - коэффициент надежности, учитывающий погрешность реле и необходимый запас, kн =1.2ч1.4 для реле РТ-81 /13/;

kв- коэффициент возврата реле, kв=0.8ч0.85 для реле РТ-81 /13/;

kсзп - коэффициент самозапуска, kсзп = 1.24ч1.3 /13/;

Iраб. макс - максимальный рабочий ток (ток нагрузки) защищаемого элемента;

Iраб. макс = 150 А.

Ток срабатывания реле

(1.16)

где - коэффициент схемы при симметричном режиме,

пТ - коэффициент трансформации трансформаторов тока. ПТ =200/5=40.

Тогда

Ближайшая большая уставка на реле PT-81-I равна 7.5 А /13,

табл.П.6/ При этой уставке ток срабатывания защиты равен

Проверка чувствительности защиты в основной зоне

(1.17)

где Iк.мин - ток двухфазного КЗ в наиболее удаленной точке защищаемой линии.

Наиболее удаленная точка в нормальном режиме - шины 10 кВ ТП-«Новая», где ток трехфазного КЗ Iк=3247 А.

(1/18)

Проверка чувствительности защиты в зоне резервирования, т.е. при КЗ на шинах низшего напряжения трансформатора ТП-«Новая», наиболее удаленной ТП.

(1.18)

где Iк.мин - ток двухфазного КЗ на шинах 0.4 кВ ТП-«Новая»,

Защита чувствительна в зоне резервирования.

Далее подбирается характеристика 2 максимальной защиты линии (реле РТ-81). На карте селективности (рисунок 1.8) строится расчетная ампер-секундная характеристика 1 плавких предохранителей ПКТ - 10-31,5 (номинальный ток 31,5 А) /13, П. 11/, по следующим точкам:

Сдвигаем типовую характеристику I' вправо на 20% для учета неточности работы предохранителя, т.е. строим расчетную характеристику 1 по следующим точкам:

/, А 240 360 480 600 720 840

t, сек 0,4 0,1 0,07 0,04 0,02 0,015

Рисунок 1.8 - Карта селективности

Характеристика времени срабатывания защиты 5 должна отвечать следующим требованиям:

1) ток срабатывания защиты 5 должен быть не менее чем на 10% больше тока плавкой вставки при времени плавления, tпл = 5 с, который равен 120 А. Поэтому ток срабатывания защиты должен быть выбран не менее чем 1.1 *120=132 А. Выбранный ранее ток соответствует этому условию.

2) должна обеспечиваться ступень селективности t = 0.5ч0.7 с между характеристиками защиты 5 и предохранителем 1 во всем диапазоне возможных КЗ. Принимаем ступень селективности t = 0.5 с.

Принимая за основу типовую односекундную характеристику реле РТ-81 /13, рис.П.1/, определяем несколько точек нужной характеристики с tс.з= 0.5 с в независимой части, а затем пересчитываем абсциссы этих точек по выбранному току срабатывания защиты по выражению (1.19).

(1.19)

где k - кратность I р / I с.р %, определяем по типовой характеристике;

I с.з - ток срабатывания защиты, А

k, %	160	140	130	120	110
t с.з, с	2,4	2,6	4,1	5	5,8
I к, А	480	420	390	360	330

Из рисунка 1.8 видно, что при всех токах КЗ выбранные характеристики полностью обеспечивают селективность действия защитных устройств.

Проверка допустимости выбранного времени срабатывания максимальной токовой защиты 5 по условию термической стойкости кабельной линии

(1.20)

где Sмин - минимально допустимое сечение провода, мм2;

Iк - ток трехфазного короткого замыкания в начале защищаемой линии;

С - постоянная, зависящая от материала провода, его начальной и конечной температуры. Для кабелей 10 кВт с алюминиевыми жилами С = 91 /13, с. 53/;

Iотк - время от начала КЗ до его отключения, вычисляемое по выражению:

(1.21)

где tс.з и tо.в. - время срабатывания защиты и время отключения выключателя, с.

Сечение кабеля 120 мм2 значительно больше чем минимально допустимое, следовательно, выбранное ранее время срабатывания защиты 5 может быть принято.

Производится расчетная проверка трансформаторов тока защиты 5:

а) проверка на 10 % погрешность. Предельную кратность находим по выражению:

(1.22)

где I1расч - первичный расчетный ток, при котором должна обеспечиваться работа трансформаторов тока с погрешностью не более 10%, для максимальной токовой защиты с зависимой характеристикой I1расч = 1,1 1350 = 1485 А, где 1350 А - значение тока, соответствующее началу независимой части характеристики защиты 5.

I1ном.тт - первичный номинальный ток трансформатора тока

По рисунку 1.9 определяем допустимое значение сопротивления нагрузки, Zн.доп = 0,9 Ом.

Рисунок 1.9 - Кривая предельных кратностей

Наибольшее фактическая расчетная нагрузка трансформатора тока для схемы неполной звезды:

zн.расч = 2 * rпр + zр + rпер (1.23)

где rпр - сопротивление соединительных проводов; zp - полное сопротивление реле; rnеp - переходное сопротивление, rпер = 0,1 Ом

(1.24)

где l - длина провода (кабеля) от трансформатора тока до реле, l = 10 м;

s - сечение провода (жилы кабеля); s = 4 мм2; у - удельная проводимость, для меди, у = 57 м/(0м*мм2).

(1.25)

где S - потребляемая мощность, В*А; I - ток, при котором задана потребляемая мощность, А.

Фактическое расчетное значение сопротивления нагрузки (0,365 Ом) меньше допустимого (0,9 Ом), следовательно, погрешность трансформаторов тока менее 10 %.

б) Определение погрешности трансформаторов тока при максимальном токе КЗ в начале защищаемой линии.

По кривой предельной кратности (рисунок 1.9) определяется допустимая предельная кратность k10доп = 17, соответствующая zн.расч = 0,365 Ом. Максимальная кратность тока КЗ kмакс = 4890/200 = 24,5.

Определим значение обобщенного коэффициента А:

чему соответствует значение погрешности /«20% (рисунок 1.10), т.е. значительно меньше допустимого (50 % /13, табл. 1.3/).

Рисунок 1.10 - Зависимость f = (A) ДЛЯ для опредления токовых погрешностей трансформаторов тока более 10%

в) Расчет максимального значения напряжения на выводах вторичной обмотки трансформаторов тока производится по выражению:

(1.12)

где kмакс - максимальная кратность тока при КЗ в начале защищаемого участка; I2 ном - номинальный вторичный ток трансформаторов тока; zн.расч - фактическая расчетная нагрузка трансформатора тока.

Это значение значительно меньше, чем допускается в настоящее время (1400 В). Таким образом, трансформаторы тока удовлетворяют всем современным требованиям.

2. Энергосбережение

2.1 Структура потерь электроэнергии

В условиях повышения стоимости энергоносителей снижение энергозатрат является важным фактором экономии и в конечном итоге уменьшает себестоимость продукции промышленных предприятий и повышает ее конкурентоспособность. Одним из основных энергоресурсов, без которого не может работать ни одно предприятие, является электроэнергия.

Опыт проведения энергетических обследований в электроэнергетических системах и системах электроснабжения показал, что суммарные потери электроэнергии в них составляют до 20 % и более. Причем основные потери сосредоточены в распределительных сетях 6 - 10/0,4 кВ (РЭС).

Рисунок 11 - Структура потерь электроэнергии

Фактические (отчетные) потери электроэнергии -разность электроэнергии поступившей в сеть, и электроэнергии, отпущенной потребителям.

Технические потери электроэнергии - потери электроэнергии, обусловленные физическими процессами в проводах и электрооборудовании, происходящими при передаче электроэнергии по электрическим сетям.

Условно-постоянные потери электроэнергии включают в себя:

потери в стали силовых трансформаторов и автотрансформаторов, в том числе трансформаторов собственных нужд;

потери в стали понтирующих реакторов;

потери на корону в воздушных линиях;

потери в батареях конденсаторов (БСК) и статических тиристорных компенсаторах (СТК);

потери в синхронных компенсаторах (СК);

потери в ограничителях перенапряжения;

потери электроэнергии в счетчиках;

потери в измерительных трансформаторах тока и напряжения;

потери в изоляции кабельных линий;

потери от токов утечки по изоляторам воздушных линий;

расход электроэнергии на плавку гололеда;

расход электроэнергии на собственные нужды подстанций.

Переменные потери электроэнергии включают в себя:

нагрузочные потери электроэнергии в трансформаторах и автотрансформаторах;

нагрузочные потери электроэнергии в воздушных и кабельных линиях;

потери электроэнергии в токоограничивающих реакторах.

Как правило, наибольшую часть потерь (50-70 %)составляют так называемые коммерческие потери, под которыми понимается та электроэнергия, которая реально отпущена потребителям, но не выставлена к оплате вследствие неправильной работы систем учета, их отсутствия или явного воровства электроэнергии. Одним из наиболее действенных средств борьбы с коммерческими потерями является широкое использование переносных приборов для оперативного контроля правильности работы систем учета электроэнергии непосредственно на объектах без их предварительного отключения и демонтажа. В подавляющем большинстве случаев «слабым звеном» в этих системах оказываются не сами счетчики электроэнергии, а схемы их подключения к сети, включая измерительные трансформаторы. Как правило, именно в них скрыты неисправности и причины неправильной работы систем учета, которые зачастую невозможно обнаружить при внешнем осмотре. Поэтому используемые приборы должны проверять не только сами счетчики электроэнергии, которые в большинстве случаев оказываются неисправными, но и всю систему учета в комплексе, включая их схему присоединения к сети вместе с трансформаторами тока. Опыт проведения энергетических обследований показывает, что примерно в каждой второй системе обнаруживается существенный недоучет электроэнергии, который в большинстве случаев простым внешним осмотром не выявляется.

Составляющая технологических потерь электроэнергии на ее транспорт, т.е. технические потери электроэнергии в линиях и силовых трансформаторах, обычно меньше величины коммерческих потерь, но все равно весьма существенна.

Признаки "очагов" технических потерь:

недопустимо высокие или недопустимо низкие уровни напряжения в узлах электрической сети. В первом случае имеют место избытки реактивной мощности, во втором - ее дефицит;

работа автотрансформаторов и силовых трансформаторов в режимах, близких к холостому ходу;

работа линий электропередачи, силовых трансформаторов и авто трансформаторов в режимах, близких к пределу по пропускной или нагрузочной способности;

работа оборудования подстанций с расходами электроэнергии на собственные нужды, превышающими их нормативные значения, в частности, неоптимальные режимы работы системы охлаждения трансформаторов, системы отопления и освещения зданий управления подстанциями и т.п.;

завышенные сверх нормативов или установленных сроков продолжительности ремонтных режимов электрических сетей.

Без достаточно полной информации о графиках изменения нагрузок в электрической сети, их максимальных и минимальных значениях, недельных и сезонных трендах и т.д. невозможно не то что правильно осуществлять мероприятия по оптимизации режимов с целью снижения технологических потерь электроэнергии, но и просто достоверно рассчитать величину этих потерь.

Важной составляющей технологических потерь электроэнергии в сети являются потери, связанные с неудовлетворительным качеством электроэнергии (КЭ). Ее величина может достигать нескольких процентов. Наибольшее влияние на величину потерь оказывают следующие показатели качества электроэнергии (ПКЭ) - отклонения напряжения, несимметрия напряжения, несинусоидальность напряжения. Поэтому для правильной текущей эксплуатации РЭС с минимальным уровнем потерь, а также для проведения энергетических обследований необходимо иметь приборы, регистрирующие ПКЭ.

2.2 Мероприятия по снижению потерь электрической энергии в городских электрических сетях

Снижение потерь электроэнергии при передаче и распределении является актуальной задачей энергоснабжающих организаций и одним из основных направлений энергосбережения.

Основным условием работы электрической сети с минимальными потерями является ее рациональное построение. При этом особое внимание должно быть уделено правильному определению точек деления в замкнутых сетях, экономичному распределению активных и реактивных мощностей, внедрению замкнутых и полузамкнутых схем сети 0,4 кВ.

Потери энергии в рационально построенных и нормально эксплуатируемых сетях не должны превышать обоснованного технологического расхода энергии при ее передаче и распределении. Мероприятия по снижению потерь энергии должны проводится в сетях, где есть те или иные отклонения от рационального построения и оптимального режима эксплуатации.

Применение современных математических методов расчета позволяет минимизировать технологические расходы электроэнергии и довести их до технически обоснованных величин.

Снижение потерь электроэнергии в электрических сетях может быть достигнуто как в результате проведения мероприятий по общей оптимизации сети, когда снижение потерь энергии является одной из составляющих частей комплексного плана, так и в результате проведения мероприятий, направленных только на снижение потерь. По этому признаку все мероприятия по снижению потерь (МПС) могут быть условно разделены на три группы:

организационные, к которым относятся МПС по совершенствованию эксплуатационного обслуживания электрических сетей и оптимизации их схем и режимов (малозатратные и беззатратные МПС);

технические, к которым относятся мероприятия по реконструкции, модернизации и строительству сетей (МПС, требующие капитальных затрат);

мероприятия по совершенствованию учета электроэнергии, которые могут быть как беззатратные, так и требующих дополнительных затрат (при организации новых точек учета).

К организационным мероприятиям могут относиться:

определение (выбор) точек оптимального деления сети 6-10 кВ;

уменьшение времени нахождения линии в отключенном положении при выполнении технического обслуживания и ремонта оборудования и линий;

снижение не симметрии (неравномерности) загрузки фаз;

рациональная загрузка силовых трансформаторов.

К приоритетным техническим мероприятиям в распределительных сетях 10(6) - 0,4 кВ относятся: