CC BY
340
Выводы
1. Установлено, что сточные воды жилых зданий, сбрасываемые в канализацию в течение большей части времени суток, уносят с собой значительное количество тепловой энергии. Вопрос об эффективном использовании тепла сточных вод заслуживает самого пристального внимания.
2. Основным фактором, влияющим на величину потенциала тепла сточных вод, является характер потребления горячей и холодной воды. Максимум потенциала тепла сточных вод достигается в моменты наибольшего расходования горячей воды.
3. Изменение температуры сточных вод жилых зданий не зависит от дня недели и имеет циклический характер, возрастая утром и вечером до 20-35 °С, и понижаясь ночью и днём до 10-15 °С.
4. Синхронность температурного максимума канализационных стоков с максимумом потребления горячей воды свидетельствует о реальной возможности утилизации тепла сточных вод для целей горячего водоснабжения именно в те моменты времени, когда это действительно необходимо.
Сведения об авторах Бежан Алексей Владимирович
младший научный сотрудник лаборатории энергосбережения и возобновляемых источников энергии Центра физико-технических проблем энергетики Севера КНЦ РАН Россия, 184209, Мурманская область, г. Апатиты, мкр. Академгородок, д. 21А эл. почта: veskela@rambler.ru
УДК 621.311.1:658.26
АЕ.Веселов, В.В.Ярошевич, Е.А.Токарева, Г.П.Фастий РАСЧЕТ ПОТЕРЬ ЭЛЕКТРОЭНЕРГИИ В РАСПРЕДЕЛИТЕЛЬНЫХ СЕТЯХ 10 кВ ПРОМЫШЛЕННЫХ ПРЕДПРИЯТИЙ СЕВЕРО-ЗАПАДНОГО РЕГИОНА РОССИИ
Аннотация
Выполнены расчеты потерь активной электроэнергии в распределительных электрических сетях одного из крупных промышленных предприятий. В расчетах использовались методы, основанные на определении потерь мощности по средним нагрузкам узлов, что наиболее приемлемо для разветвленных промышленных сетей. В качестве исходной информации использованы результаты обследования отдельных подстанций предприятия, а также характеристики электрооборудования.
Ключевые слова:
распределительная электрическая сеть, средние электрические нагрузки, потери активной электроэнергии, технические данные оборудования, кабельные линии, понижающие трансформаторы
A.E.Veselov, V.V.Yaroshevich, E.A.Tokareva, G.P.Fastiy
CALCULATION OF POWER LOSSES IN THE DISTRIBUTION NETWORK 10 kV INDUSTRIAL ENTERPRISES OF NORTHWEST REGION OF RUSSIA
Abstract
Calculations of active energy losses in distribution networks, one of the largest industrial enterprises. The calculations used a method based on the determination of the power loss at the average load of nodes, which is most appropriate for the branched industrial networks. As the initial information used in the survey results of individual companies substations and electrical characteristics.
Keywords:
electric distribution network, the average electrical loadloss of active energy, technical specifications, cable lines, step-down transformers
Настоящая статья является логическим продолжением выполненного ранее исследования - анализа технических потерь в питающей сети системы электроснабжения одного из крупных промышленных предприятий Северо-Запада России.
и рассматривает следующую укрупненную ступень расчетной модели систем электроснабжения промышленных предприятий - электрические сети 10 кВ отдельных крупных распределительных подстанций (РП) цехов и производственных участков.
При расчете потерь электроэнергии используем методы, основанные на определении потерь мощности по средним нагрузкам узлов сети. Эти методы наиболее применимы для разветвленных сетей крупных промышленных предприятий. Величина этих средних нагрузок находится по данным учета потребления электроэнергии каждым из элементов сети 10 кВ (питающая сеть, распределительная сеть, силовые трансформаторы), по величине среднего эксплуатационного напряжения и по значению среднего коэффициента мощности.
Приведем результаты расчета для одного из РП предприятия - РП-4.
Схема питающей и распределительной сети этого РП приведена на рис. 1.
Расчет потерь электроэнергии в питающей сети 10 кВ.
В качестве исходной информации для расчета используем данные обследования РП-4 (табл.1), где указаны характеристики питающих и
отходящих кабелей, воздушных линий, трансформаторов 10/0.4 кВ и потребителей, а также данные о потреблении активной электроэнергии.
В табл.2 приведены данные почасовых измерений активных мощностей по фидерам связи РП-4 с отдельными потребителями, которые необходимы для выбора максимальных значений мощностей.
Для расчета потерь электроэнергии в сети 10 кВ необходимо составить схему замещения всех ее участков. С этой целью использованы удельные (погонные) сопротивления всех кабельных и воздушных линий, входящих в состав схемы электроснабжения РП-4, принятые по справочным данным [1].
В табл.3 указаны удельные R0i, X0i и расчетные Ri, Xi сопротивления схем замещения отдельных участков сети.
См. Труды Кольского научного центра, Серия: Энергетика. 2012. Вып. 5.
с
РП-4 (10 кВ). Диспетчерское управление
Рис. 1. Схема электроснабжения предприятия
№
п/п
"Г
2
3
4
5
6
7
8
9
10
11
12
13
14
15
16
17
18
19
20
21
№ ф.
Потребитель
Кабель
Трансформатор
Ап 2010 г., тыс. кВт-ч
июнь
май
3 Т1 КТП-4В АСБ 3X95 90 ТМЗ-10/0.4 (1000 кВА) 150.76 163.35
5 Т1 КТП-4Б ААБН 3X70 90 ТМЗ-10/0.4(1000 кВА) 224.78 227.12
6 Т2 КТП-4Б ААШВ 3X70 90 ТМЗ-10/0.4 (1000 кВА) 157.98 163.76
8 Т2 КТП-4В АСБ 3X95 90 ТМЗ-10/0.4 (1000 кВА) 103.94 106.05
9 Т1 КТП-4Г АСБ 3X95 250 ТМЗ-10/0.4 (630 кВА) 181.08 158.16
10 Т2 КТП-4Г ААШВ 3X120 250 ТМЗ-10/0.4 (630 кВА) 77.1 82.47
11 11111-11а ААШВ 5(3X120) 1700 Ввод 2800.4 3185.8
12 КВА-2 ААШВ 2(3X120) 230 ТДНП (4300 кВА) 979.82 974.45
14 КВА-4 ААШВ 2(3X120) 230 ТДНП (4650 кВА) 1006.6 1110.5
15 КВА-1 ААШВ 2(3X120) 220 ТДНП (4300 кВА) 298.88 380.46
16 11111-11а ААШВ 5(3X120) 1700 Ввод 4193.6 4020.1
17 КВА-3 ААШВ 2(3X120) 220 ТДНП (4300 кВА) 862.09 893.61
19 КВА-5 ААШВ 2(3X120) 240 ТДНП (4650 кВА) 369.15 672.86
20 КВА-6 ААШВ 2(3X120) 240 ТДНП (4650 кВА) 747.29 475.37
23 Т1 РП-4а ААШВ 3X150 220 ТМ-10/6 (2500 кВА) 617.13 566.81
24 Т2 РП-4а ААШВ 3X150 200 ТМ-10/6 (2500 кВА) 642.91 600.2
25 РП-56 ф.2 ААШВ 3X150 600 2 X ТМ-10/0.4 (400 кВА) 30.74 29.62
26 ЛЭП-19(МГЭС) ААШВ 2(3X185) 600 ЛЭП-19(МГЭС) 83.87 86.47
27 Т1 КТП-41В ААШВ 3X120 650 ТМ-10/0.4 (630 кВА) 72.01 94.03
28 Т2 КТП-41В ААШВ 3X120 630 ТМ-10/0.4 (630 кВА) 61.35 53.7
30 РП-10ф.20 ААШВ 2(3X150) 500 Ввод на РП-10 17.4 0
Таблица 2
Данные почасовых измерений активных мощностей по фидерам РП-4 7 июня 2010 г.
№ п/п № ф. Р, кВт
0 1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 13 14 15 16 17 18 19 20 21 22 23 24
1 3 145 178 197 203 222 193 195 178 164 145 144 215 223 215 186 173 163 154 143 172 222 207 209 162 163
2 5 225 221 237 233 236 236 242 256 255 245 243 242 232 222 222 237 219 219 229 215 214 229 238 226 225
3 6 275 298 274 286 296 299 275 264 277 292 265 273 282 282 254 274 281 286 281 302 305 319 270 259 269
4 8 133 134 137 128 130 133 130 130 139 131 134 130 126 130 129 131 129 128 134 127 131 129 129 130 133
5 9 267 268 256 264 266 271 246 250 258 259 238 242 247 242 234 251 263 262 254 255 259 263 245 253 275
6 10 120 112 109 121 125 121 117 113 108 107 104 110 119 127 113 102 106 111 96 105 111 114 119 110 103
7 11 3394 3428 3451 3439 3474 3468 3548 3433 3286 3303 3582 3669 3686 3629 3617 3548 3485 3468 3439 3463 3502 3531 3491 3314 3343
8 12 1589 1594 1584 1579 1581 1584 1582 1582 1605 1629 1622 1634 1635 1625 1622 1440 1536 1527 1521 1531 1521 1517 1505 1152 1377
9 14 1143 1125 1190 1188 1188 1174 1253 1191 1188 1198 1354 1361 1366 1361 1361 1358 1353 1347 1351 1346 1349 1346 1408 1310 1354
10 15 415 417 415 415 413 417 537 411 261 262 533 531 535 530 530 530 528 530 528 530 531 531 530 530 531
11 16 5617 5594 5743 5720 5731 5680 5851 5577 5714 5777 6069 6120 6144 6143 6126 5919 6000 5965 5908 5931 5948 5965 6034 5262 5783
12 17 1363 1370 1359 1356 1359 1361 1361 1359 1377 1397 1390 1399 1399 1392 1392 1308 1330 1329 1323 1329 1322 1318 1310 1178 1179
13 19 1485 1550 1629 1632 1632 1651 1634 1344 1495 1557 1692 1692 1694 1687 1694 1366 1630 1695 1699 1692 1692 1690 1687 1690 1687
14 20 1210 1205 1284 1279 1279 1217 1351 1171 1274 1291 1433 1438 1443 1443 1442 1442 1437 1430 1425 1421 1426 1425 1491 1185 1428
15 23 955 958 959 960 963 965 960 962 961 983 1030 1029 1026 1026 1029 1030 970 958 959 959 962 962 963 965 963
16 24 785 786 787 789 783 784 781 782 781 784 787 771 751 751 752 753 753 752 755 757 758 757 757 759 758
17 25 14.9 14.3 15.5 14.9 15.5 16 16 14.9 16 17.8 24.5 28.6 29.7 30.8 26.9 20.6 21.7 21.7 21.1 18.9 20 20.6 18.9 20.6 18.9
18 26 149 149 161 103 106 156 90.9 122 99.5 123 117 141 147 113 175 144 130 123 103 115 72 137 90.9 106 120
19 27 199 182 210 190 173 179 178 175 187 176 171 175 181 185 182 178 182 177 177 183 181 182 178 181 173
20 28 23.4 23.4 24 22.8 22.2 22.8 22.8 22.8 23.4 24 24.5 24 24 25.7 35.4 36.5 34.2 28.6 24.5 24 23.4 24 24 23.4 24
21 30 30.8 34.2 42.9 40.6 41.2 36.5 38.3 63.4 143 155 174 170 138 148 150 143 120 64 56 52 55.4 50.3 50.8 52 53.1
Таблица 3
Расчетные значения сопротивлений и мощностей кабельных линий 10 кВ от РП-4
№ ф. Марка и сечение кабеля 1, м Я о,-, Ом/км Я О м Х0,, Ом/км X,, Ом Р кВт 1 тах> А
3 АСБ 3X95 90 0.326 0.02934 0.083 0.00747 223
5 ААБН 3X70 90 0.443 0.03987 0.086 0.00774 256
6 ААШВ 3X70 90 0.443 0.03987 0.086 0.00774 319
8 АСБ 3X95 90 0.326 0.02934 0.083 0.00747 139
9 АСБ 3X95 250 0.326 0.0815 0.083 0.02075 275
10 ААШВ 3X120 250 0.258 0.0645 0.081 0.02025 127
11 ААШВ 5(3X120) 1700 0.258 0.08772 0.081 0.02754 3686
12 ААШВ 2(3X120) 230 0.258 0.02967 0.081 0.009315 1635
14 ААШВ 2(3X120) 230 0.258 0.02967 0.081 0.009315 1408
15 ААШВ 2(3X120) 220 0.258 0.02838 0.081 0.00891 537
16 ААШВ 5(3X120) 1700 0.258 0.08772 0.081 0.02754 6144
17 ААШВ 2(3X120) 220 0.258 0.02838 0.081 0.00891 1399
19 ААШВ 2(3X120) 240 0.258 0.03096 0.081 0.00972 1699
20 ААШВ 2(3X120) 240 0.258 0.03096 0.081 0.00972 1491
23 ААШВ 3X150 220 0.206 0.04532 0.079 0.01738 1030
24 ААШВ 3X150 200 0.206 0.0412 0.079 0.0158 789
25 ААШВ 3X150 600 0.206 0.1236 0.079 0.0474 30,8
26 ААШВ 2(3X185) 600 0.167 0.0501 0.077 0.0231 175
27 ААШВ 3X120 650 0.258 0.1677 0.081 0.05265 210
28 ААШВ 3X120 630 0.258 0.16254 0.081 0.05103 36,5
30 ААШВ 2(3X150) 500 0.206 0.0515 0.079 0.01975 174
I 1.27984 0.4095 21783.3
При определении активных и индуктивных сопротивлений кабельных и воздушных линий использовались следующие расчетные формулы:
^ Ъгк х= хоі
1 п ’ п ’
где п - число параллельно проложенных кабельных линий, для воздушных линий п - число цепей.
В табл.3 также указаны значения максимальных мощностей Рмах, полученные из табл.2.
В частности, для питающих РП-4 кабельных линий имеем следующие исходные данные.
Каждый ввод от ГПП-11А к РП-4 (фидера 11 и 16 РП-4) выполнен пятью проложенными параллельно кабелями марки ААШв (3х120) длиной 1700 м.
Погонные сопротивления кабеля марки ААШв с сечением жилы 120 мм2 имеют значения Л0=0.258 Ом/км; Х0=0.081 Ом/км (в соответствии с табл.3).
В результате параметры схемы замещения кабельного ввода, заносимые в табл.3, имеют значения:
Я0-1 0.258 ■ 1.7
Я _ _----- -----_ 0.088 Ом,
п 5
Х0 ■ I 0.081 ■ 1.7
X _ -^- _------- -----_ 0.028 Ом.
п 5
В общем случае суммарное сопротивление всей питающей сети 10 кВ определяется по формуле
т
Ип = ; Хп =
1=1 1=1
где т - число питающих вводов 10 кВ.
Итоговая табл.4 расчетных значений по питающим вводам РП-4 представлена ниже:
Таблица 4
Расчетные значения по питающим вводам РП-4
Ввод № 1 ААШв-5(3Х120) Л=0.088 Ом Х=0.028 Ом
Ввод № 2 ААШв-5(3Х120) Л=0.088 Ом Х=0.028 Ом
Всего =0.176 Ом X2=0.056 Ом
Для расчета потерь электроэнергии требуется суточный график нагрузок всей питающей сети 10 кВ, который имеется в диспетчерской службе. В нем отражены результаты измерений нагрузок и уровней напряжений по фидерам РП-4.
Для расчета характерных режимов рекомендуется обычно режим нагрузки для зимнего графика (рабочие сутки) и режим нагрузки для летнего графика (рабочие сутки). В частности, в табл.2 в качестве примера приведены данные суточного графика за летний рабочий день 2010 г.
Учитывая то, что расчет потерь производится для рабочего дня июня 2010 г., в качестве исходных считаются известными следующие параметры.
Количество активной электроэнергии, поступившей в питающую сеть 10 кВ РП-4 с шин ГПП-11А, за расчетный период (июнь) составило (по данным «Энергосбыта»):
Ап = 2822.8 + 4216 = 7038.8 тыс. кВт-ч.
Количество реактивной электроэнергии определим, приняв cos
фср.взв °.8, tg фср.взв °.75:
Ап.р= Ап • tgфср.взв=7038.8 • 0.75 = 5279.1 тыс. кВАр-ч.
Напряжение сети ис = 10.6 кВ.
Выборка максимальных мощностей (табл.3) составит по фидерам: ф.11 -3686 кВт и ф.16 - 6144 кВт.
Результирующая максимальная мощность питающих фидеров 10 кВ (рис. 1) составит:
I
Pmax- _ 36B6 + 6144 _ 9B3G кВт.
(=1
Собственная максимальная токовая нагрузка каждой питающей линии может быть найдена по формуле
р
, _ гтах;
Пі _ 73 -ис- ССЗф’
где і = 1...2 - число питающих вводов; ис - напряжение на шинах РП-4 в максимальном режиме.
В результате расчета получаем следующие значения токов:
3686
4 73-10.6-0.9
6144
1т _~г--------------_ 41B.33 А.
2 V3-1G.6-G.9
Выборка максимальных токов питающих линий имеет вид: ф.11 - 250.97 А; ф.16 - 418.33 А.
Всего питающих линий тп - 2, сумма максимальных токов составит:
2
11т, _ 25G.97 + 41B.33 _ 669.3 А.
(=1
Определяем средний максимальный ток питающей линии:
2?_11т. 669.3
/м.ср = ^=Г~1 = ~^Г = 334.65 А.
Коэффициент неравномерности нагрузок питающей линии
_
^max Anin
т . ^ '
*м.ср п-1
где /тах, /тт - величины максимального и минимального токов, определенные из выборки максимальных токов питающих линий, А; КI - коэффициент, учитывающий изменение тока в течение года.
Приближенно, в соответствии с рекомендациями [2, 3], примем величину КI = 0.905.
В результате получаем
418.33 - 250.97
^Н =-----------------= 0.552.
Н 334.65 • 0.905
Определяем значение коэффициента увеличения потерь из-за неравномерности среднего тока нагрузки в течение месяца по питающим линиям по формуле:
= 1 + 0.14 ^Н + 0. 04 ^Н = 1 + °.14 • °. 552 + °. 04 • °. 5522 = !. 09.
Число часов использования максимума нагрузки:
Лп 7038800
Т = = 9830 7164
Определим средний ток питающей линии с корректировкой по числу часов использования максимальной нагрузки различными группами потребителей:
/п,р=/м,р^ ^ =334.65 ^ =332.79 А.
где 720 - число часов в июне.
Коэффициент квадратичности Ккв, учитывающий характер изменения нагрузки в течение суток, примем равным 1.03.
В результате потери активной электроэнергии в питающей сети напряжением 10 кВ за месяц составят величину:
ДАр =3-Мп • ^кв ^п.ср «е 720 10-3=3 1.09 1.032 332.792 0.176 720 10-3=48686 кВтч.
Потери активной энергии от протекания реактивной мощности в питающей сети составят:
ДПр й2 10-3 52791002 • 0.176 • 10-3
да;; = —£-----------------------------------------------------5-=-_ _ _ ^-= 15157 кВт • ч.
р ^2 т2720 10.62 • 22 • 720
Суммарные потери активной электроэнергии в питающей сети равны:
ДАр2 = ДАр + ДА" = 48686 + 15157 = 63843 кВт • ч.
Относительная величина потерь активной электроэнергии в питающей сети составит:
ДАиу
ДАР% = • 100% = 0. 907%
•™п
Потери реактивной энергии в питающей сети определяем по формуле
А2 +А2 _ 70388002 + 52791002
ДА0 = ” 9 Р • Х2 • 10-3 =-----------_ _ _----------------------------—-0. 056 • 10-3 =
ц У2т2720 1 10.6222 + 720
= 13396.8 кВАр • ч.
Полученные результаты расчета в питающей сети ГПП-11А
систематизированы ниже, где в графе «Питающая сеть» указаны расчетные величины составляющих потерь по всем питающим вводам к РП от шин ГПП-11А.
В распределительную сеть 10 кВ РП-4 поступило количество активной электрической энергии:
Ас = Ап - ДАрЕ =7038800-63843=6974957 кВт-ч, количество реактивной энергии:
АСс = Апр - ДАд =5279100-13396.8=5265703.2 кВАр-ч.
Зная величины годового расхода активной и реактивной энергии, можно определить средневзвешенный годовой коэффициент мощности для распределительной сети.
Исходными данными для расчета потерь электроэнергии в распределительной сети являются параметры схем распределительной сети, максимальные нагрузки в рассматриваемый период для каждого участка сети.
В частности, для РП-4 все вышеперечисленные данные приведены выше (в табл.2 - данные почасовых измерений мощности отдельных потребителей по фидерам связи с ТП, которые необходимы для выбора максимальных значений токов 1т.; в табл.3 - значения сопротивлений и максимальных мощностей отдельных участков распределительной сети 10 кВ РП-4).
Потери активной электроэнергии в распределительной сети напряжением 10 кВ определяются по выражению:
ДАС = 3 • Л?с • ^кв/с.ср • Кс • к • 720 • 10-3 кВт • ч,
где N - коэффициент увеличения потерь в распределительной сети из-за неравномерности среднего тока нагрузки в течении года по различным линиям
Л?с = 1 + 0.14 • + 0.04 • К2,
где ^н = /мах /мин - коэффициент неравномерности нагрузок питающих линий; ^с.ср' К/
1мах, 1мин - величины максимального и минимального токов, определяемых из выборки максимальных токов головных участков распределительных линий;
Iс.ср. - средний максимальный ток распределительной сети; пс - число линий распределительной сети.
^а2 + Адс /сср = 73 • Ус • пс • 720 • еозф'
к
Ъ ' ' ^0; ^ А,
( = 1
где ^0; - удельное активное сопротивление 1 км участка распределительной сети данного сечения, Ом/км (приведено в табл.3); I, - длина участка в км; к -коэффициент среднего значения нагрузки по длине направления распределительной линии;
, _ V 74 • ^ , У*=174 •
к = 'я • , к Р • У^ /2 ,
1=1 ср Лср
Д'
где Лср - среднее активное сопротивление распределительной сети Кср = ^ *, ^ - активное сопротивление /-го участка распределительной сети, Ом; К -число участков распределительной сети.
Все необходимые данные для расчета потерь электроэнергии получаем из табл.3. В ней указаны суммарные значения активных и индуктивных сопротивлений в целом всех распределительных линий, питающихся от РП-4.
Суммируя все сопротивления по отдельным РП, получаем итоговые
сопротивления всей распределительной сети:
к
^ R; = 1.1 Ом,
(=1 к
= 0.35 Ом.
(=1
Составим из данных табл.3 выборку максимальных мощностей всех
распределительных линий, питающихся от шин РП. Из табл.3 следует, что при
числе распределительных линий n с=19 суммарное значение всех мощностей:
19
^Pmax£ = 11953 кВТ ( = 1
тогда максимальные токи распределительной сети определяются по формуле
р
т _ г max,-
*тах,-
V3 • Ус • COS ф
Например, для фидера № 3:
223
" = 15.17 А.
тяЖз 73 10. 6 0. 9
Результаты расчетов токовых нагрузок сведены в табл.5.
Результаты расчетов токовых нагрузок
Таблица 5
Фидер 3 5 6 8 9 10 12 14 15 17
I А х max? ГЛ- 15.17 17.43 21.71 9.49 18.7 8.638 111.4 95.8 36.5 95.2
Фидер 19 20 23 24 25 26 27 28 30
j а ± max? •ГЛ- 115.7 101.5 70.1 53.6 2.1 11.9 14.3 2.4 11.8
Суммарное значение токов:
19
^/maXf = 813.4 А.
i=i
813.4
Среднее значение тока имеет величину /ср = ' = 42.8 А.
Коэффициент неравномерности нагрузок линий:
„ = 7тах — Апт = 115.7 — 2^ = 2 по
н = /ср • ^ = 42.8 • 0.905 = . .
Коэффициент увеличения потерь:
Л?с = 1 + 0.14 • Кн + 0.04 • К, = 1 + 0.14 • 2.93 + 0.04 • 2.932 = 1.75.
т2 = 1 л. П 1 Л. . 9 ОЗ л. П ПЛ. . О 012 _
н
Средний максимальный ток:
1Ас + АСс 7б9749572 + 52657032
/сср = -р--- ---------------------------------------------------= ^-= 43.218 А.
. р 73 • Ус • пс • 720 • еозф 73 • 10.6 • 19 • 720 • 0.9
Определим коэффициент среднего значения нагрузки к. При этом
К 11
Я == _ = 0.057 Ом.
ср К 19
В табл.6 приведены составляющие для расчета величины к, для отдельных ТП и их питающих фидеров.
Таблица 6
Составляющие для расчета величины к
1тах , А Я, Ом Ап ах /2 . р 1тах Л
1 15.17 0.02934 230.2 6.754
2 17.43 0.03987 303.8 12.11
3 21.71 0.03987 471.3 18.79
4 9.493 0.02934 90.11 2.644
5 18.71 0.0815 350.1 28.53
6 8.638 0.0645 74.61 4.812
7 111.4 0.02967 12400 367.5
8 95.83 0.02967 9184 272.5
9 36.53 0.02838 1335 37.88
10 95.25 0.02838 9072 257.5
11 115.7 0.03096 13380 414.2
12 101.5 0.03096 10312 319.2
13 70.11 0.04532 4916 222.8
14 53.69 0.0412 2883 118.8
15 2.1 0.1236 4.409 0.545
16 11.91 0.0501 141.7 7.102
17 14.32 0.1677 205 34.38
18 2.487 0.16254 6.183 1.005
19 11.87 0.0515 140.8 7.253
I 813.8 1.1044 65500 2135
В результате коэффициент Ь равен:
Потери активной энергии в распределительной сети 10 кВ составляют:
ДАС = 3 • Лс • • /2Ср • Яг • Л • 720 • 10-3 =
= 3 • 1.753 • 1.032 • 33.2182 • 1.1 • 0.571 • 720 • 10-3 = 4712.7 кВт • ч,
или
4712.7
ЛАс% 6974957
• 100% = 0.067%.
Потери реактивной электроэнергии, кВАр-ч:
69749572 + 5265703.22
10.62 192 720
0.35 10-3
= 915.34 кВАр • ч.
где пс=\9 - число распределительных линий от РП.
Определение потерь электроэнергии в трансформаторах 10/0.4 кВ. Исходными данными для расчета потерь электрической энергии в трансформаторах является количество активной энергии, поступившей на шины 10 кВ силовых трансформаторов ТП за расчетный период - месяц:
Считаем, что в течение всего расчетного периода трансформаторы находились под нагрузкой.
Полный перечень всех имеющихся на РП-4 понижающих трансформаторов 10/0.4 кВ дан в табл.1. В этом разделе в табл.7 приведены обобщенные показатели для всех трансформаторов по их номинальной мощности с перечнем каталожных данных, необходимых для расчетов, и данных, полученных из справочной литературы. Отметим, что в числе трансформаторов РП-4 имеется большое количество трансформаторов выпуска 1970-1980-х гг., имеющих значительное отличие по параметрам от справочных данных. Их параметры определялись по аналогичным справочникам старых годов выпуска.
Постоянные потери электроэнергии в трансформаторах равны:
где Твкл - время включения трансформатора в сеть.
Для оценки среднего коэффициента загрузки трансформаторов ТП необходимо знать токовые нагрузки этих трансформаторов.
Атр = Ас - ЛАс = 6974957 - 4712.7 = 6970244.3 кВтч.
ДАХХ = Д-Р^е • Гвкл = 85.93 • 720 = 61869.6 кВт,
Таблица 7
Параметры трансформаторов 10/0,4 кВ.
Р -1 ном? Количество I А х т.ном, •ГЛ- Потери мощности, кВт Лх , % , %
кВА ЛРхх АРкз
400 1 22 1.45 5.5 3 5.5
630 4 34.6 2.3 7.5 3 5.5
1000 4 55 3.2 11.2 2.5 5.5
2500 2 137.6 4.9 23.5 1.1 5.5
4300 3 236.6 8.78 43.05 1.38 10.3
4650 3 256 8.78 43.05 1.38 10.3
Е 17 2133.4 85.93 385.6 35.48 122.3
Приведем в табл.8 данные замеров нагрузки, произведенных диспетчерской службой промышленного предприятия в период максимума нагрузок.
Коэффициент загрузки трансформаторов определяется по формуле:
у, ^ ,2^ .? 11604.3
„ = 2 *шах = ис • СОЗф = = 0 37
ср У/ У/ 2133 4 0.37'
^ лТ.НОМ /-|-*Т.НОМ
где 1тах - максимальный ток за сутки, /тном - номинальный ток трансформатора.
Таблица 8
Замеры мощностей на шинах 10 кВ за 7 июня 2010 г.
Номер КТП, РП, КВА 5” тр-ра, кВА I А 1 т.ном ? Р 1 мах за сутки, кВт ис, кВ Кз тр-ра
Т1КТП-4В 1000 55 223 10.6 0.27
Т1КТП-4В 1000 55 256 10.6 0.32
Т2КТП-4Б 1000 55 319 10.6 0.39
Т2КТП-4В 1000 55 139 10.6 0.17
Т1КТП-4Г 630 34.6 275 10.6 0.54
Т2КТП-4Г 630 34.6 127 10.6 0.25
КВА-2 4300 236.6 1635 10.6 0.47
КВА-4 4650 256 1408 10.6 0.37
КВА-1 4300 236.6 537 10.6 0.15
КВА-3 4300 236.6 1399 10.6 0.40
КВА-5 4650 256 1699 10.6 0.45
КВА-6 4650 256 1491 10.6 0.40
Т1 РП-4а 2500 137.6 1030 10.6 0.51
Т2 РП-4а 2500 137.6 789 10.6 0.39
ТП-56 ф.2 400 22 30.8 10.6 0.09
Т1КТП-41в 630 34.6 210 10.6 0.41
Т2КТП-41В 630 34.6 36.5 10.6 0.07
Е 38770 2133.4 11604.3
Коэффициент неравномерности нагрузки трансформаторов:
^Зшах — ^Зтіп 054 — 007 ^З.ср •
К = ---=--------------=14
н ХЗгР^, 0.37 • 0.905 . '
где ^Зтах и ^Зтіп - максимальный и минимальный коэффициенты загрузки, взятые из табл.8.
Коэффициент увеличения потерь энергии вследствие неравномерности загрузки трансформаторов равен:
^п.тр =1 + 0.14-^н + 0.04-^н2 = 1 + 0.15-1.4 + 0.041.42 = 1.2744.
Число часов использования максимальной нагрузки Т для трансформаторов равно:
Атр 6970328.6
Т = —--------тр-----= —------------------= 480.96 ч.
73 • УС^Е”=1/М 73 • 10.6 • 789.36
Здесь
П / П \
^ ІЩ = /т.ном, I • ^З.ср = 2133.4 • 0.37 = 789.36 А.
і=і \(=і /
Время максимальных потерь т = 430ч по справочнику [1] в зависимости от Т.
Средний коэффициент загрузки трансформатора с корректировкой по числу часов использования максимальной нагрузки
^„•Г 0.37 • 480.96
К = --2--------=-------------= 0 247
Лср 720 720
Переменные потери активной электроэнергии в трансформаторах равны:
2
ДАТр = Л?п.тр • Кк2в • К2 • ^ ДРКЗ. • 720 = 1.2744 • 1.032 • 0.2472 • 385.6 • 720
(=1
= 22900 кВт • ч.
Потери активной электрической энергии в трансформаторах складываются из переменных и постоянных потерь электроэнергии:
ДАтр = ДАХХ + ДАтр = 61869.6 + 22900 = 84769.6 кВт • ч
Относительная величина потерь электроэнергии в трансформаторах равна:
ДАтр 84769.6
ДАтр;% = ^ • Ш>% = ^^Т7^ • 100% = ^22%.
Результаты расчетов потерь электроэнергии в трансформаторах заносим в табл.9.
Суммируя по данным этой таблицы расчетные значения потерь по всем участкам сети для РП-4 (питающие выводы от ГПП-11А, распределительная сеть 10 кВ, понижающие трансформаторы 10/0.4 кВ), получаем результирующие суммарные потери активной электроэнергии на уровне 2.19%.
Аналогично рассчитывались технические потери электроэнергии для других РП.
Таблица 9
Технические потери электроэнергии РП-4
Питающая сеть
Потери активной электроэнергии за месяц, кВт-ч 48686
Потери активной электроэнергии от протекания реактивной мощности, кВт-ч 15157
Суммарные потери, кВт-ч 63843
Относительная величина потерь активной электроэнергии, % 0.907
Потери реактивной электроэнергии, кВАр-ч 13396.8
Распределительная сеть
Потери активной электроэнергии за месяц, кВт-ч 4712,7
Относительная величина потерь активной электроэнергии, % 0.067
Потери реактивной электроэнергии, кВАр-ч 915.34
Трансформаторы
Переменные потери в трансформаторах, кВт-ч 22900
Постоянные потери в трансформаторах, кВт-ч 61869.6
Суммарные потери электроэнергии в трансформаторах, кВт-ч 84769.6
Относительная величина потерь электроэнергии в трансформаторах, % 1.22
Выводы
Обобщая результаты расчетов для всей схемы электроснабжения, приведем энергетическую диаграмму, поясняющую структуру технических потерь активной электроэнергии в высоковольтной сети предприятия (рис.2).
Шины РУ-10 кВ Шины 10 кВ Шины 10 кВ Шины 0,4 кВ
ГПП РП ТП ТП
Рис. 2. Структура технических потерь в сети 10 кВ предприятия
(энергетическая диаграмма)
Суммарные потери в электрической сети 10 кВ предприятия составили: АЖТ = 0.97 + 0.11 + 0.75 = 2.83%.
В этой диаграмме просуммированы результаты расчетов потерь по отдельным составляющим схемы:
• питающая сеть - от шин 10 кВ всех ГПП комбината до РП; отдельно выведены составляющие потерь в линиях электрАпередачи Жп и токоограничивающих реакторах А Жр;
• распределительная сеть - от шин РП до потребителей комбината; потери в понижающих силовых трансформаторах.
Расчеты показали, что величина технических потерь активной электроэнергии в сети 10 кВ комбината составляет 2.83% от значения поступившей из сети энергосистемы электроэнергии для рассмотренного характерного режимного графика нагрузки.
Литература
1. Расчет, анализ и нормирование потерь электроэнергии в электрических сетях / Ю.С.Железко, А.В.Артемьев, О.В.Савченко. М.: Изд-во НЦ ЭНАС, 2002.
2. Железко Ю.С. Выбор мероприятий по снижению потерь электроэнергии в
электрических сетях: Руководство для практических расчетов. М.:
Энергоатомиздат, 1989.
3. Потери электроэнергии в электрических сетях энергосистем / под ред.
В.Н.Казанцева. М.: Энергоатомиздат, 1983.
4. Справочник по электроснабжению и электрооборудованию. В 2 т. / под ред. А.А.Федорова. М.: Энергоатомиздат, 1987. 592 с.
Сведения об авторах
Веселов Анатолий Евгеньевич
доцент кафедры электроэнергетики и электротехники КФ ПетрГУ, к.т.н.
Россия, 184209, Мурманская область, г. Апатиты, ул. Энергетическая, д. 19
Ярошевич Вера Васильевна
младший научный сотрудник лаборатории надежности и эффективности оборудования энергосистем Центра физико-технических проблем энергетики Севера КНЦ РАН Россия, 184209, Мурманская область, г. Апатиты, мкр. Академгородок, д. 21А эл. почта: yaroshevich@ien.kolasc.net.ru
Токарева Евгения Александровна
младший научный сотрудник лаборатории надежности и эффективности оборудования энергосистем Центра физико-технических проблем энергетики Севера КНЦ РАН Россия, 184209, Мурманская область, г. Апатиты, мкр. Академгородок, д. 21А
Фастий Галина Прохоровна
научный сотрудник лаборатории надежности и эффективности оборудования энергосистем Центра физико-технических проблем энергетики Севера КНЦ РАН Россия, 184209, Мурманская область, г. Апатиты, мкр. Академгородок, д. 21А эл. почта: fastiy Шеп.ко^с.пе1ш
