Расчет и нормирование технологических потерь электроэнергии в электрических сетях г. Новочеркасска и мероприятия по их снижению

 

Содержание

Аннотация

Введение

1. Характеристика предприятия

1.1 Структура электрических сетей

1.2 Режимные характеристики электрических сетей

2. Расчет потерь электроэнергии в сетях 6 (10); 0,4 кВ

2.1 Методика расчета потерь электроэнергии 6 (10) кВ

2.2 Методика расчета потерь электроэнергии в электрических сетях 0,4кВ

3. Мероприятия по снижению потерь электроэнергии

3.1 Общая характеристика мероприятий по снижению потерь электроэнергии

3.1.1 Организационные аспекты МСП

3.1.2 Определение эффективности технических мероприятий и мероприятий по совершенствованию технического учета электроэнергии

3.2 Демонтаж и замена недогруженных силовых трансформаторов 6/0,4 кВ

3.2.1 Замена недогруженных трансформаторов на участке НГ-2 Линии-3 трансформаторами меньшей мощности.

3.2.2 Замена недогруженных трансформаторов на участке НГ-2 Линии-22 трансформаторами меньшей мощности

3.2.3 Расчет величины снижения потерь электроэнергии при замене недогруженных силовых трансформаторов 6/0,4кВ

3.2.4 Зависимость потерь электроэнергии участка НГ-2 линии-22 от напряжения

3.3 Замена ответвлений в жилые дома на СИП

Заключение

Список литературы

Аннотация

Целью дипломного проекта является определение потерь электроэнергии в сети 6; 0,4 кВ участка НГ-2 г. Новочеркасска и разработка мероприятий по их снижению.

Проект состоит из пояснительной записки и графической части.

В первом разделе пояснительной записки рассматривается общая структура электрических сетей и режимные характеристики предприятия.

Во втором разделе пояснительной записки были рассмотрены методы средних нагрузок для расчета в сети 6кВ и методика расчета зависящая от величины падения напряжения для сетей 0,4кВ, произведен расчет потерь электроэнергии с помощью программы SET 10, в результате чего были выявлены конкретные участки сети с повышенными потерями.

В этом разделе также были рассмотрены общие принципы нормирования технологических потерь электроэнергии при ее передаче по электрическим сетям.

В третьем разделе пояснительной записки были предложены мероприятия по снижению потерь электроэнергии. Замена недогруженных трансформаторов на трансформаторы меньшей мощности и замена ответвлений в жилые дома на СИП.

В четвертом разделе пояснительной записки был произведен расчет эффективности замены недогруженных силовых трансформаторов 6/0,4кВ трансформаторами меньшей мощности.

В пятом разделе пояснительной записки был произведен анализ производственного травматизма на предприятии по факту реального несчастного случая, предложены технические и организационные меры по снижению опасности получения травм на производстве. Был выполнен расчет по определению устойчивости работы воздушной линии электропередачи при действии урагана.

Графические документы:

схема нормальной коммутации участка сети 6 кВ (НГ-2);

схема принципиальная однолинейная трансформаторной п/ст ТП-129

схема принципиальная однолинейная п/ст НГ-2

схема ВЛ 0,4кВ ТП-3 ТП-4 ТП-190.

реконструкция ТП-52

оценка мероприятий по снижению потерь электроэнергии

Проведение разработанных мероприятий позволяет добиться снижения потерь электроэнергии в сети.

потеря электроэнергия электрическая сеть

Введение

Темой данного дипломного проекта является "Расчет и нормирование технологических потерь электроэнергии в электрических сетях 6 (10); 0,4 кВ г. Новочеркасска участка НГ-2 и мероприятия по их снижению". В данном проекте я раскрыл актуальные вопросы по этой теме, проанализировал и сделал определённые выводы эффективности от представленных мероприятий по снижению потерь электроэнергии.

В условиях возрастающей напряженности топливно-энергетического баланса снижение потерь в электрических сетях становится одним из важнейших источников экономии топлива. Вопросы рационального использования топлива являются на нынешнем этапе одним из наиболее актуальных как в нашей стране, так и за рубежом. Для достижения максимальной эффективности их использования необходимо рассматривать всю цепочку производства и потребления энергии, начиная от добычи первичных энергоносителей и их транспортировки к местам переработки в наиболее универсальный вид энергии - электроэнергию и кончая использованием её у потребителей. Возможности для снижения расхода энергоресурсов имеются на всех этапах. По расчетам специалистов, в настоящее время лишь около 30% содержащейся в энергоресурсах потенциальной энергии доходит до конечных потребителей и расходуется в качестве "полезной энергии".

Снижение потерь электроэнергии в электрических сетях при её передаче и распределении является актуальной задачей энергоснабжающих организаций и одним из основных направлений энергосбережения. Электроэнергия - единственный вид продукции, транспортировка которой осуществляется за счет расхода определенной части самой продукции, поэтому потери электроэнергии при её передаче неизбежны, задача стоит в определении их оптимального уровня и поддержания фактических потерь на этом уровне.

Основным условием работы электрической сети с минимальными потерями является её рациональное построение. При этом способе особое внимание 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 её передаче и распределении. Мероприятия по снижению потерь энергии должны проводиться 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.

Следует отметить, что уровень потерь в различных странах мира отличен даже для стран с приблизительно одинаковым уровнем развития экономики. Он определяется в первую очередь сложившимися в конкретной стране условиями производства и распределения электроэнергии, а не эффективностью мероприятий, проводимых для их снижения. Например, производство энергии на электростанциях относительно малой мощности, снабжающих близко расположенных потребителей, приводит к снижению потерь в сетях. Однако увеличение затрат топлива на производство энергии на таких станциях перекрывает весь эффект. Поэтому для решения вопроса о технико-экономической целесообразности снижения потерь и возможных размерах такого снижения необходимо ориентироваться на конкретные условия производства и передачи электроэнергии, сложившиеся в рассматриваемом регионе.

При рассмотрении вопросов снижения потерь электроэнергии в сетях следует иметь в виду, что снижение потерь является не самоцелью, а одним из аспектов более общей проблемы повышения экономичности работы энергосистемы. Причем, почти всегда снижение потерь соответствует повышению экономичности работы энергосистемы, однако существуют случаи, когда эти цели не совпадают. В частности, иногда бывает выгодно пойти на некоторое увеличение потерь, если при этом достигается снижение нагрузки электрических станций, работающих на дефицитном или дорогостоящем топливе, увеличение бесперебойности энергоснабжения или повышение качества электроэнергии.

1. Характеристика предприятия

1.1 Структура электрических сетей

Развитие электроэнергетики в России началось параллельно с передовыми странами мира. В 1895-96 годах была построена первая промышленная ГЭС мощностью около 300 кВт для энергоснабжения Охтинского порохового завода в Петербурге. В 1909 году закончилось строительство крупнейшей в дореволюционной России Гиндукушской ГЭС, мощностью 1350 кВт в Туркмении. В 1914 году в Московской области была сооружена первая в мире ТЭС, работающая на торфе. В этот же период начала развиваться энергетика Донского края, в том числе и в Новочеркасске.

В 1901 году учеными, инженерами и предпринимателями города Новочеркасска на базе Механических мастерских Фаслера на средства хозяина мануфактурного магазина Абрамова и аптекаря Фертига под руководством военного капитан-инженера Карасева Анатолия Ивановича был разработан проект, а впоследствии осуществлено строительство электростанции постоянного тока мощностью 428,5 кВт и электросетей города, состоящих из воздушных линий из красной меди. В сентябре 1902 года электростанция дала электроэнергию для города. Генераторы приводились в действие двухцилиндровыми паровыми машинами мощностью 175 и 400 л. с, пар вырабатывался в котельной двумя котлами с давлением пара в 12 Атм.

Электрический ток напряжением 220/110 В по воздушным линиям подавался в магазины и учреждения в центре города, богатым домовладельцам, а также для освещения улицы Московской и проспекта Платова. Управляющим стал инженер А.И. Карасев.

В 1905 году был установлен третий паровой агрегат с генератором в 75 л. с, а в 1911-12 годах три дизельных двигателя: двухцилиндровый в 100 л. с. и два четырехцилиндровых по 200 л. с. Мощность электростанции возросла до 851 кВт. Были построены отдельные дизельные электростанции малой мощности на нескольких городских объектах: железнодорожном вокзале, кадетском корпусе, мельнице, политехническом институте, оружейных складах. Штат электростанции и сетей к 1913 году состоял из 43 человек.

Из-за сложности передачи электроэнергии постоянного тока большие расстояния, электростанция дальнейшего развития не получила. В стране началось строительство крупных электростанций и электролиний для передачи электроэнергии потребителям. По плану ГОЭЛРО в 1929 году началось строительство ГРЭС "Артем" вблизи города Шахты и строительство электролинии Ростов - Новочеркасск. В 1924 году электрические сети вошли в состав коммунального треста. Техотделом треста совместно с профессором Донского Политехнического института А.Г. Белявским был подготовлен проект перевода горсетей на переменный ток 6/0,22 кВ. Работы по этому проекту проводились в 1929-30 годах.

Первые котлы и машины были демонтированы, в здании станции разместили подстанцию НГ-2 с двумя трансформаторами по 2400 кВА напряжением 22/6 кВ. В ЗРУ - 6 кВ на подстанции НГ-2 было смонтировано 5 ячеек по 6 кВ с отходящими радиальными линиями 6 кВ. В 1934 году электросети были полностью переведены на переменный ток. Протяженность линий составляла 84 км. Дизельные станции были закрыты. В городе было построено 25 ТП мощностью 2100 кВА. В 1939 году в городе насчитывалось 6500 потребителей электроэнергии и 1082 точки уличного освещения.

Во время Великой Отечественной войны многие работники электросетей сражались на фронте. В память о погибших на административном здании НГЭС установлена мемориальная доска. В период оккупации Новочеркасска немецкими войсками с июля 1942 г. до весны 1943 г. подача электроэнергии в город была прекращена. Здание подстанции НГ-2 было сожжено, городское электрохозяйство полностью разрушено.

После освобождения города началось восстановление электросетей и электролинии 22 кВ Ростов - Новочеркасск. В мае 1943 года на городскую временную подстанцию 22/6 кВ с трансформатором 1000 кВА было подано напряжение. С марта 1945 года директором электросетей стал А.З. Колпаков. Перед коллективом предприятия стояла задача - в кратчайшие сроки восстановить подстанцию 22/6 кВ с 10-ю отходящими линиями 6 кВ и двумя трансформаторами 22/6 кВ мощностью 4800 кВА, а также запустить в эксплуатацию 28 ТП. В связи с интенсивным ростом промышленности города и коммунально-бытовых нагрузок, в 1948 году было принято решение о строительстве линии напряжением 35 кВ протяженностью 10 км от подстанции 110/35 кВ НЭВЗ до НГ-2 и перевод её на напряжение 35/6 кВ. В 1949 году на НГ-2 были введены в работу два трансформатора 35/6 кВ по 5600 кВА и один трансформатор 2400 кВА на 252/6 кВ. На улицах города было установлено 2000 светильников уличного освещения и проложена первая кабельная линия 6 кВ по центру города, взамен демонтированной воздушной. В 1960 году директором горсетей был назначен Леонид Маркович Гронский. В этот период начался перевод абонентов города с напряжения 220/127 на 380/220 В, кольцевание существующих радиальных линий 6 кВ с прокладкой новых кабельных линий 6/0,4 кВ, реконструкция старых и строительство новых ТП.

В 1960 г. в переулке Криничном началось строительство второй городской подстанции НГ-1, на напряжение 35/6 кВ с двумя трансформаторами по 5600 кВА. В 1963 г. были закончены работы по расширению подстанции НГ-2, демонтирован трансформатор 2400 кВА 22/6 кВ, установлен новый трансформатор 7500 кВА 35/6 кВ. С 1964г. Торэлектросеть" была реорганизована в "Новочеркасские электрические сети" в составе РЭУ "Ростовэнерго".

На данное предприятие была возложена задача, кроме электроснабжения г. Новочеркасска, - электроснабжения городских и сельских потребителей Аксайского и частично Октябрьского районов области. В 1970 г. директором предприятия был назначен Александр Данилович Евдокимов.

С 1964 по 1972 г. на предприятии проводились работы по строительству новых линий электропередач, новых трансформаторных подстанций. С 1 сентября 1972 г. были образованы Новочеркасские межрайонные электрические сети в составе ПО "Ростоблкоммунэнерго". К этому времени вошла в эксплуатацию городская подстанция 35/6 кВ НГ-1 с двумя трансформаторами по 5600 кВА и КТП - 35/6 кВ с трансформатором 3150 кВА в мкр. Хотунок. Число ТП достигло 170.

В феврале 1987 г. трудовым коллективом предприятия на должность директора был избран Александр Никитович Денисов. С 1987 по 1997 год на предприятии проведена реконструкция сети 0,4-6 кВ, обновлен парк автотранспорта. С 3 марта 1998 г. приказом генерального директора "Ростоблкоммунэнерго" директором предприятия назначен Демченко Александр Михайлович. С 1 июля 1998 г. решением областного Комитета по управлению государственным имуществом Ростовской области Новочеркасские межрайонные сети преобразованы в государственное унитарное предприятие "Новочеркасские городские электрические сети", а затем на основании Постановления главы администрации Ростовской области "О реорганизации областных государственных унитарных предприятий электрических сетей" создано ГУП РО "Донэнерго", и с 1 января 2001 г. ГУП РО НГЭС преобразовано в "филиал ГУП РО "Донэнерго" Новочеркасские городские электрические сети". Сейчас это современное предприятие электрических сетей, обеспечивающее транспортировку и реализацию электрической энергии населению и предприятиям города. В настоящее время на балансе предприятия находится:

подстанции 35/6 кВ - 4 шт.;

ТП-237шт.;

РП-8шт.

Протяженность воздушных и кабельных линий напряжением 35/0,4 кВ составляет 700 км. Предприятие обслуживает более 36 тыс. абонентов. В его ведомстве не только Центральный район г. Новочеркасска, но и Промышленный район, Аксай, п. Каменоломни, п. Донской. НГЭС продолжает прием на баланс электрических сетей от предприятий и муниципальных образований, обеспечивая высокий уровень эксплуатации и высокую надежность электроснабжения потребителей. Предприятие оснащено современной автотранспортной и специальной техникой и продолжает её обновлять. Подразделения НГЭС оснащены и продолжают оснащаться современной оргтехникой. Полностью компьютеризированы расчеты с потребителями за электрическую энергию, бухгалтерский учет и т.д.

На предприятии применяются передовые технологии и современные материалы, в том числе самонесущий изолированный провод типа "Торсада". В 2001 году закончена реконструкция диспетчерского пункта. Закончено проектирование и ведутся работы по монтажу автоматизированной системы коммерческого учета электроэнергии (АСКУЭ) и телеуправления электросетями. На 2003 год запланирована реконструкция ПУСТ 35/6 кВ НГ-1 с полной заменой масляных выключателей на вакуумные. В 2007 году была введена в работу новая подстанция 35/6 кВ НГ-9 в Промышленном районе. Произведена капитальная реконструкция зданий и сооружений, в результате которой были улучшены условия труда в подразделениях.

1.2 Режимные характеристики электрических сетей

Таблица 1. Прием электроэнергии по питающим и распределительным ЛЭП 6 кВ в 2007 году (НГ-2).

Питающая подстанцияНаименование линии 6 кВUном кВЯнварьФевральМартАпрельWa, кВтчWp, кВАрчWa, кВтчWp, кВАрчWa, кВтчWp, кВАрчWa, кВтчWp, кВАрчНГ-2Л-36116082042716211711273961481209780450551910699430690НГ-2Л-561084861155611373711798101827119906980010312НГ-2Л-861185244393411166537258106982396609067440495НГ-2Л-11677332734477725169901НГ-2Л-136698116296798668567259456715900321844615816304636НГ-2Л-146693396337666676865311216691020348944571795305636НГ-2Л-156772916286704735829253206715165270670571954249131НГ-2Л-166747810309175576745231901571964258329435550234673НГ-2Л-20625145360955239162309412256722803920238726513НГ-2Л-2168901418300879671662291308178757938216740НГ-2Л-226886565357235850152320539871992365054779621360216НГ-5Л-50761063440461869650124237899883044367484508968244325НГ-2Л-36672703423094580648448351581616442015670194508918НГ-2Л-56510438257392351213347618110564057911737НГ-2Л-868783545782832754924173682417436605538827НГ-2Л-11674036856788162199311НГ-2Л-136540680290210479722292601552564324295429343278579НГ-2Л-146500000296741450058297529459544301205521536342709НГ-2Л-156553691290344535194305672531090295942583931325706НГ-2Л-166387270238673340294232229393282247273386611243104НГ-2Л-2061830248189517179991085192442105310210516116729НГ-2Л-2167137614767620471399765546175515834613195НГ-2Л-226793930393029752198402058728731388944870461449525НГ-5Л-5076590976353502529164374080525384355331641160438703НГ-2Л-3658161644201571812838678810658234126541358024447595НГ-2Л-5647618110566648111277946681056212185312183НГ-2Л-86736824174385625408121114924123213305443982НГ-2Л-116816217617188106104861НГ-2Л-136552564324295550764272862697835278474793447295132НГ-2Л-146459544301205541418293566728017332176692658312264НГ-2Л-156531090295942589896270778741337266274865289287032НГ-2Л-166393282247273444676237575620762257630627851253606НГ-2Л-206192442105310213410969172745608748731070289066НГ-2Л-2166554617551597241418276174143548330414717НГ-2Л-2267287313889448022963748469437663508901077926371026НГ-5Л-50765253843553317112883661499082443537651052388367510

Таблица 2. Ведомость замеров нагрузок по питающим центрам по внешнему контуру. Режимный день 19.12.2007г. (п/ст НГ-2).

ЛинияЛ-3Л-5Л-8Л-11Р, кВтQ, кВарI,AР, кВтQ, кВарI,AР, кВтQ, кВарI,AР, кВтQ, кВарI,A2-001525573156136161314054146869-001678532161207211919157191361318-00231668822120321192206222204192-00974389998763649061030467333104339-0010253631031229368121975347985611375518-00135040013315384351511063391107561147552-002213210284941089-001832718142946014218-0015223152104551206

Рисунок 1. Суммарная нагрузка п/ст НГ-2 19.12.2007г.

Рисунок 2. Мощность п/ст НГ-2 19.12.2007г.

Таблица 3. Ведомость замеров нагрузок по питающим центрам по внешнему контуру. Режимный день 20.06.2007г. (п/ст НГ-2)

ЛинияЛ-3Л-5Л-8Л-11Р, кВтQ, кВарI,AР, кВтQ, кВарI,AР, кВтQ, кВарI,AР, кВтQ, кВарI,A4-006866989032183997412580510-0078962692928020134651416701622-0011616601221222814154751680084-005064256352242764338331451611342010-006994047691842796662348713231443422-0086541591874408914933085531614333Р, кВтQ, кВарI,AР, кВтQ, кВарI,A4-0051517145768710-001292212125053412922-00731871127601121

Рисунок 3. Суммарная нагрузка п/ст НГ-2 20.06.2007г.

Рисунок 4. Мощность п/ст НГ-2 20.06.2007г.

2. Расчет потерь электроэнергии в сетях 6 (10); 0,4 кВ

2.1 Методика расчета потерь электроэнергии 6 (10) кВ

Метод средних нагрузок состоит в расчете потерь электроэнергии по формуле:

, кВт. ч, (1)

где

?Pср - потери мощности в сети при средних за расчетный интервал нагрузках узлов, кВт; 2ф - квадрат коэффициента формы графика суммарной нагрузки сети за расчетный интервал; k - коэффициент, учитывающий различие конфигураций графиков активной и реактивной нагрузки различных ветвей сети;

Тj - продолжительность j-го расчетного интервала, ч.

Коэффициент формы графика суммарной нагрузки сети за расчетный интервал определяется по формуле:

, (2)

гдеi - значение нагрузки на i-й ступени графика продолжительностью ?ti, кВт; - число ступеней графика на расчетном интервале; ср - средняя нагрузка сети за расчетный интервал, кВт.

Коэффициент kk в формуле (1) принимается равным 0,99. Для сетей 6-20 кВ и радиальных линий 35 кВ вместо значений Pi и Pср в формуле (2) могут использоваться значения тока головного участка Ii и Iср. В этом случае коэффициент kk принимают равным 1,02 [2].

Допускается определять коэффициент формы графика за расчетный интервал по формуле:

, (3)

где2ф. с - квадрат коэффициента формы суточного графика дня контрольных замеров, рассчитанный по формуле (2); 2ф. N - квадрат коэффициента формы графика месячных отпусков электроэнергии в сеть (график с числом значений, равным числу месяцев в расчетном интервале), рассчитываемый по формуле:

(4)

гдем i - отпуск электроэнергии в сеть за i-й месяц расчетного интервала, кВт. ч; ср. месс - среднемесячный отпуск электроэнергии в сеть за месяцы расчетного интервала, кВт. ч.

При расчете потерь за месяц k2ф. N = 1.

При отсутствии графика нагрузки значение kф2 определяется по формуле:

. (5)

Коэффициент заполнения графика суммарной нагрузки сети kз определяется по формуле:

, (6)

гдео - отпуск электроэнергии в сеть за время Т, кВт. ч;

Тmax - число часов использования наибольшей нагрузки сети.

Средняя нагрузка i-го узла определяется по формуле:

, кВт, (7)

гдеi - энергия, потребленная (генерированная) в i-м узле за время Т, кВт. ч.

Для расчета потерь электроэнергии в электрических сетях 6 (10) кВ я использовал вычислительную программу SET10. Сводная таблица с результатами расчета представлена ниже. Таблицы с исходными данными, подробными параметрами элементов электрической схемы и результатами расчета потерь электроэнергии для каждого месяца расчетного 2007 года всех линий НГ-2 в отдельности представлены в приложении А.

Таблица 4. Сводная таблица с результатами расчета потерь электроэнергии 6кВ.

Линия №Исходные данныеХарактеристики сетиWa МВт. чWpМВАр. чВл КмКл КмSт ном кВаЛ-310 681,1175 355,5793,0352,2133240Л-5902,9356 034,99600,065250Л-81 142,546536,64900,71400Л-11989,33581,62100,40Л-137 295,3173 767,4501,92,87750Л-146 985,8503 939, 1953,34,3251850Л-157 727,2823 632,54705,0262640Л-165 926,0963 137,45005,0042960Л-21889,735237,84700,6750Л-2210 086,3694 862,09204,3154630Л-5078 589,5644 446,0003,773,5372280

Таблица 4.1

Линия №Потери электроэнергииЛинийТрансформаторыВсегоdWн МВт. чdWх МВт. чdWн МВт. чdWх МВт. чdWн МВт. чdWх МВт. ч? Wх%Л-3296,2610,00033,974123,064330,236123,0641,152Л-50,0700,0006,8047,5886,8747,5880,840Л-81,2110,0006,1239,7277,0389,7270,851Л-110,2510,0000,0000,0000,2510,0000,000Л-13222,4750,00046,62635,412269,10135,4120,485Л-14200,3080,00013,59767,588213,90567,5880,968Л-1542,1570,00018,65161,52860,80861,5280,796Л-1680,0300,00013,17675,49593, 20675,4951,274Л-210,7910,0000,0000,0000,7910,0000,000Л-22128,0940,00040,952136,143169,046136,1431,350Л-507122,5340,00028,61278,320151,14678,3200,912

2.2 Методика расчета потерь электроэнергии в электрических сетях 0,4кВ

Для реализации метода расчета потерь электроэнергии в линиях 0,4 кВ в зависимости от величины падения напряжения производятся измерения уровней фазных напряжений на шинах ТП и в электрически удаленной точке магистральной линии в режиме максимальной нагрузки. По данным измерений определяется абсолютная и относительная величина потерь напряжения (DU) в процентах по отношению к среднему фазному напряжению на шинах 0,4 кВ ТП 6-20/0,4 кВ [2,5].

Потери электроэнергии в линии напряжением 0,4 кВ (от % отпуска электроэнергии в сеть) определяются по формуле:

(8)

Приведем в качестве примера расчет для фидера по ТП-4. Для остальных фидеров результаты расчета подробно представлены в таблице 5:

где

DU - потеря напряжения в максимум нагрузки сети от шин ТП до наиболее электрически удаленного электроприемника, %;

Кнер - коэффициент, учитывающий неравномерность распределения нагрузок по фазам.

Если измеренные уровни фазных напряжений на шинах ТП различны, то при определении DU напряжение на шинах ТП принимается как среднее арифметическое из трех измеренных значений. Если в электрически удаленной точке магистральной линии в режиме максимальной нагрузки фазное напряжение измерялось на трехфазном вводе и получены все фазные напряжения, в качестве расчетного принимается минимальное из трех измеренных значений.

Коэффициент Кнер определяется по формуле:

Кнер = 3 (9)

гдеа, Iв, Ic - измеренные токовые нагрузки фаз;

Приведем в качестве примера расчет коэффициента неравномерности для фидера по ТП-4. Для остальных фидеров результаты расчета коэффициента неравномерности представлены в таблице 5:

где kз - коэффициент заполнения графика определяется по формуле:

, о. е., (10)

Примем значение Тмах = 3000 ч

При отсутствии графика нагрузки значение ?о определяется по формуле:

(11)

Значение ? определяется по формуле:

ч

Относительные потери электроэнергии, %, в линиях 0,4 кВ определяются по формуле:

, (12)

где

DW%i - относительные потери электроэнергии в i-й линии, определенные по формуле (12); i - максимальная нагрузка головного участка i-й линии.

Расчеты потерь электроэнергии в линиях 0,4 кВ в зависимости от величины падения напряжении и поэлементные расчеты потерь мощности и электроэнергии с использованием схемы электрической сети и ее режимных параметров допускается проводить по случайной выборке распределительных линий 0,4 кВ, питающихся от не менее чем 20 % суммарного количества ТП 6-20/0,4 кВ, если это количество превышает 100 шт. [1,2]

Данные и результаты расчетов потерь электроэнергии в электрических сетях 0,4кВ участка НГ-2 представлены в таблице 5.

Таблица 5. Данные и результаты расчетов потерь электроэнергии в электрических сетях 0,4кВ участка НГ-2.

Ток в фазах, А Коэфф. Среднее фазноеПотери №№№№НаименованиеIср,неравно-напряжение, Внапряжения, U Imax,ДW% * Iiп/пТПрубильникаIaIbICАмерностив началев концеВDW%A Кнлиниилинии 13Атаманская66432745,331,12226204229,7366642,02623Александровская/Разина252556351,17226205219,6756541,43234Аксайская в стор. Атаманской52265444,01,082322052711,5154621,376420Красноармейская (четн.) 24295335,31,132302052511,0953587,778520Дубовского210179150179,71,022302052510,012102102,4620Комитетская/Кр-армейская (неч.) 51655757,71,01230205259,9365645,1887161Александровская107807788,01,02218202166,44107688,89287Володарского/Трудовой415910869,31,172362053114,221081535,7497Володарского/Александровская95505366,01,102362053113,37951269,99108сп. Ермака40544446,01,02222205176,7954366,825119Платова/Комсомольский1027710093,01,01227205228,78102895,354129Грекова65174040,71,232272052210,6665692,822139Жил. /дом 70 кв. Платовский, 37А28412230,31,07226205218,8241361,6391421Платовский в ст. Орджоникидзе123130134129,01,00220205155,90134791,2141521Платовский в ст. Пушкинской12464233,31,21220205157,1246327,4811645Пушкинская93934848,71,07222202208,4493785,3471745Московская143167145135,01,01222201218,301671385,8618190Кавказская45477065,71,042322042811,4970804,57619190сп. Разина80615646,01,022322042811,2880902,48720190Орджоникидзе21637066,31,182322042812,9670907,4952.3

Общие принципы нормирования технологических потерь электроэнергии при ее передаче по электрическим сетям.

Технологические потери электроэнергии при ее передаче по электрическим сетям рассчитываются за базовый (отчетный год, предшествующий году расчета) и на регулируемый периоды (год) по фактическим и прогнозным показателям баланса электроэнергии.

Технологические потери электроэнергии при ее передаче по электрическим сетям на регулируемый период определяются в зависимости от расчетного значения ТПЭ за базовый период и показателей баланса электроэнергии за базовый и на регулируемый периоды.

Технологические потери электроэнергии при ее передаче по электрическим сетям ТСО, ФСК и МСК рассчитываются раздельно по составляющим: условно-постоянные, нагрузочные и потери, обусловленные допустимыми погрешностями системы учета. [8]

Условно-постоянные потери электроэнергии на регулируемый период принимаются по результатам их расчетов за базовый период и корректируются в соответствии с изменением состава оборудования на регулируемый период.

Нагрузочные потери электроэнергии при ее передаче по электрическим сетям ТСО на регулируемый период определяются по формуле:

?Wн. Р = ?Wн. Б ? , (13)

Где

?Wн Б, ?Wн. Р - нагрузочные потери электроэнергии за базовый и на регулируемый периоды соответственно;

, - отпуск электроэнергии в сеть в базовом и регулируемом периодах соответственно.

В случае принятия на обслуживание сетевого оборудования в регулируемом периоде, неучтенного при расчете нагрузочных потерь базового периода, нагрузочные потери электроэнергии в таком оборудовании на регулируемый период рассчитываются дополнительно. В случае демонтажа сетевого оборудования в регулируемом периоде, учтенного при расчете нагрузочных потерь базового периода, нагрузочные потери в таком оборудовании на регулируемый период исключаются из расчетов.

Потери электроэнергии, обусловленные допустимыми погрешностями системы учета электроэнергии, на регулируемый период для ТСО определяются:

? Wпогр. Р = , (14)

Где

?Wпогр. Б, % - потери электроэнергии, обусловленные допустимыми погрешностями системы учета электроэнергии, за базовый период в относительных единицах (Методика расчета приведена в приложении 1 к настоящей Инструкции).

Потери электроэнергии, обусловленные допустимыми погрешностями системы учета электроэнергии, на регулируемый период для ФСК и МСК определяются:

? Wпогр. Р = . (15)

Технологические потери электроэнергии при ее передаче по электрическим сетям ТСО, ФСК и МСК по абсолютной величине (?WТПЭ. Р) на регулируемый период определяются:

?WТПЭ. Р = ? Wу-п. Р + ? Wн. Р + ? Wпогр. Р, (16)

Где

? Wу-п. Р - условно-постоянные потери электроэнергии на регулируемый период.

Норматив технологических потерь электроэнергии при ее передаче по электрическим сетям (далее - НТПЭ) определяется в процентах по электрической сети в целом и рассчитывается по формуле:

, (17)

где WOC. P - отпуск электроэнергии в сеть ТСО в регулируемом периоде.

Определение технологических потерь электроэнергии в электрических сетях ТСО в целом и по уровням напряжения осуществляется в следующем порядке:

В базовом периоде:

определяется на каждом уровне напряжения сети отпуск электроэнергии в сеть (с учетом приема электроэнергии из сети смежного напряжения);

определяются условно-постоянные потери электроэнергии в целом и по уровням напряжения;

определяются нагрузочные потери электроэнергии в целом и по уровням напряжения;

определяются потери электроэнергии, обусловленные допустимыми погрешностями системы учета электроэнергии, в целом и по уровням напряжения.

В регулируемом периоде:

определяется на каждом уровне напряжения сети прогнозное значение отпуска электроэнергии в сеть (с учетом приема электроэнергии из сети смежного напряжения);

нагрузочные потери электроэнергии по уровням напряжения определяются в соответствии с формулой (13);

нагрузочные потери электроэнергии в целом определяются как сумма нагрузочных потерь электроэнергии по уровням напряжения;

потери электроэнергии, обусловленные допустимыми погрешностями системы учета электроэнергии, определяются в соответствии с формулой (14) и распределяются по уровням напряжения

технологические потери электроэнергии определяются в соответствии с формулой (16) в целом и по уровням напряжения.

Расчет для 6кВ:

Рисунок 5. Норматив технологических потерь электроэнергии при ее передаче по электрическим сетям 6кВ участка НГ-2 г. Новочеркасска.

Расчет для 0,4кВ:

Рисунок 6. Норматив технологических потерь электроэнергии при ее передаче по электрическим сетям 0,4кВ участка НГ-2 г. Новочеркасска.

3. Мероприятия по снижению потерь электроэнергии

3.1 Общая характеристика мероприятий по снижению потерь электроэнергии

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 (МСП) могут быть условно разделены на три группы:

организационные, к которым относятся МСП по совершенствованию эксплуатационного обслуживания электрических сетей и оптимизации их схем и режима (мало затратные и беззатратные МСП);

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

3.1.1 Организационные аспекты МСП

внедрение программного обеспечения, проведение расчетов по выбору МСП и оценке их экономических показателей;

разработка плана мероприятий;

выпуск организационно-распорядительных документов, устанавливающих ответственность подразделений за те или иные составляющие потерь и проведение мероприятий по их снижению в установленные планом сроки;

разработка системы стимулирования персонала к снижению потерь электроэнергии;

введение системы контроля за проведением работ по снижению потерь электроэнергии и соответствующей системы их учета и анализа;

выделение средств и материальных ресурсов для приобретения необходимого оборудования, его доставки и установки;

установление в договорах электроснабжения условий потребления реактивной энергии потребителями в соответствии с действующими нормативными документами.

3.1.2 Определение эффективности технических мероприятий и мероприятий по совершенствованию технического учета электроэнергии

К техническим мероприятиям по снижению потерь электроэнергии (МСП) относят мероприятия по реконструкции, модернизации и строительству сетей. Большинство из них связано с установкой дополнительного оборудования и предусматривается на стадии проектирования сетей. В условиях эксплуатации рассматривается, как правило, эффективность внедрения МСП с незначительными капитальными вложениями. К ним относят, например, ввод КУ 6 - 10 кВ и ниже, замену недогруженных и перегруженных трансформаторов из имеющегося их фонда или путем перемещения их с одной подстанции на другую, ввод в работу устройств автоматического регулирования напряжения на трансформаторах и КУ внедрение последовательных регулировочных трансформаторов с поперечным регулированием и др. [6]

К приоритетным техническим мероприятиям в распределительных сетях 10 (6) кВ относятся:

в проектах, предусматривающих при реконструкции перевод действующих сетей 6 кВ на повышенное напряжение 10 кВ, рекомендуется использовать установленное оборудование при соответствии его характеристик повышенному напряжению;

увеличение доли сетей на напряжение 35 кВ;

применение столбовых трансформаторов 10 (6) /0,4 кВ малой мощности для сокращения протяженности сетей напряжением 0,4 кВ;

применение самонесущих изолированных и защищенных проводов для ВЛ напряжением 10 кВ;

использование максимально допустимого сечения проводов в электрических сетях напряжением 0,4 - 6 (10) кВ с целью адаптации их пропускной способности к росту нагрузок в течение всего срока службы;

усиление элементов действующей сети путем прокладки новых линий или замены проводов и кабелей на большие сечения;

проведение работы по компенсации реактивных нагрузок;

внедрение устройств автоматического регулирования напряжения под нагрузкой, вольтодобавочных трансформаторов, средств встроенного регулирования напряжения;

внедрение нового экономического электрооборудования, в частности, трансформаторов с уменьшенными активными и реактивными потерями холостого хода, установка конденсаторных батарей, встроенных в КТП и ЗТП;

комплексная автоматизация и телемеханизация электрических сетей, применение коммутационных аппаратов нового поколения;

применение средств дистанционного определения мест повреждения в электрических сетях для сокращения времени поиска и ликвидации аварии.

Оценку влияния на потери мощности и энергии в сетях любых технических МСП производят сравнением потерь, рассчитанных до

проведения мероприятия и после него.

Мероприятия по совершенствованию технического учета электроэнергии проводят с двумя основными целями:

составление балансов электроэнергии по подстанции, разомкнутой сети или району электрических сетей и разработка мероприятий по снижению коммерческих потерь в случае несоответствия суммы показаний приборов учета электроэнергии, установленных у потребителей, и прибора технического учета;

обеспечение расчетов потерь мощности и электроэнергии в сетях и выбор МСП достоверной информацией о нагрузках узлов.

В составе мероприятий по совершенствованию учета следует предусматривать:

применение приборов учета (электросчетчики, измерительные реформаторы) более высокого класса точности измерения;

осуществление мер по предупреждению несанкционированного доступа к клеммам средств измерений;

внедрение автоматизированных систем учета, сбора и передачи информации;

проведение организационных и технических мероприятий по предупреждению, выявлению и устранению безучетного потребления электрической энергии.

3.2 Демонтаж и замена недогруженных силовых трансформаторов 6/0,4 кВ

Замена недогруженного трансформатора на подстанции трансформатором меньшей мощности производиться, если прогнозируемый на 4 - 5 дет коэффициент его загрузки в режиме наибольших нагрузок меньше нижнего предела экономически целесообразной загрузки, а установка трансформ агора меньшей мощности не приводит к его перегрузке в нормальном режиме работы.

При выполнении этих условий и осуществлении замены недогруженного трансформатора на трансформатор меньшей мощности, снижаются потери электроэнергии холостого хода и увеличиваются нагрузочные потери. Однако суммарное снижение потерь электроэнергии получаемое при замене недогруженного трансформатора на подстанции на трансформатор меньшей мощности получается из-за того, что абсолютная величина снижения потерь электроэнергии холостого хода трансформатора меньшей мощности больше чем величина увеличения нагрузочных потерь этого трансформатора. [9]

В качестве наглядного примера для осуществления данного технологического мероприятия приводится ряд диаграмм по рассчитываемым линиям. В некоторых из них видна необходимость замены силовых трансформаторов 6/0,4 кВ.

Рисунок 7. Потери электроэнергии нагрузочные и холостого хода в трансформаторах (НГ-2 Линия-3)

Рисунок 8. Потери электроэнергии нагрузочные и холостого хода в трансформаторах (НГ-2 Линия-5)

Рисунок 9. Потери электроэнергии нагрузочные и холостого хода в трансформаторах (НГ-2 Линия-8)

Рисунок 10. Потери электроэнергии нагрузочные и холостого хода в трансформаторах (НГ-2 Линия-11)

Рисунок 11. Потери электроэнергии нагрузочные и холостого хода в трансформаторах (НГ-2 Линия-13)

Рисунок 12. Потери электроэнергии нагрузочные и холостого хода в трансформаторах (НГ-2 Линия-14)

Рисунок 13. Потери электроэнергии нагрузочные и холостого хода в трансформаторах (НГ-2 Линия-15)

Рисунок 14. Потери электроэнергии нагрузочные и холостого хода в трансформаторах (НГ-2 Линия-16)

Рисунок 15. Потери электроэнергии нагрузочные и холостого хода в трансформаторах (НГ-2 Линия-21)

Рисунок 16. Потери электроэнергии нагрузочные и холостого хода в трансформаторах (НГ-2 Линия-22)

Рисунок 17. Потери электроэнергии нагрузочные и холостого хода в трансформаторах (НГ-5 Линия-507)

Проанализировав выше стоящие диаграммы можно сделать вывод, что в линиях "3" и "22" в связи недогрузкой силовых трансформаторов 6/0,4 кВ требуется замена нескольких из них на трансформаторы меньшей мощности.

3.2.1 Замена недогруженных трансформаторов на участке НГ-2 Линии-3 трансформаторами меньшей мощности.

Таблица 6. Зависимость потерь электроэнергии участка НГ-2 линии-3 от заменяемых трансформаторов.

Wл, МВт чWн, МВт чW?н, МВт чWх. х., МВт ч?W, МВт чИсходные трансформаторы до замены296,26133,974330,235123,064453,299ТП-5 замена с 400кВА на 250кВА; ТП-96 замена с 320кВА на 250кВА; ТП-37 замена с 400кВА на 250кВА294,60035,687330,288107,633437,921

Из результатов расчета видно, что после замены силовых трансформаторов 6/0,4кВ на участке НГ-2 линии-3 наблюдается снижение потерь электроэнергии на 3,392 % из чего следует положительный эффект от проведения данного технологического мероприятия.

Рисунок 18. Диаграмма суммарной эффективности от замены трансформаторов ТП-5, ТП-96, ТП-37 на трансформаторы меньшей мощности.

Рисунок 19. Диаграмма соотношения потерь нагрузочных и холостого хода до и после замены силовых трансформаторов.

3.2.2 Замена недогруженных трансформаторов на участке НГ-2 Линии-22 трансформаторами меньшей мощности

Таблица 7. Зависимость потерь электроэнергии участка НГ-2 линии-22 от заменяемых трансформаторов.

Wл, МВт чWн, МВт чW?н, МВт чWх. х., МВт ч?W, МВт чИсходные трансформаторы до замены131,23042,414173,644130,952304,596ТП-80 замена с 400кВА на 250кВА; ТП-169 замена с 400кВА на 250кВА; ТП-215 замена с 400кВА на 250кВА126,71848,528175,247124,694299,941

Из результатов расчета видно, что после замены силовых трансформаторов 6/0,4кВ на участке НГ-2 линии-22 наблюдается снижение потерь электроэнергии на 1,528 % из чего следует положительный эффект от проведения данного технологического мероприятии

я.

Рисунок 20. Диаграмма суммарной эффективности от замены трансформаторов ТП-80, ТП-169, ТП-215 на трансформаторы меньшей мощности.

Рисунок 21. Диаграмма соотношения потерь нагрузочных и холостого хода до и после замены силовых трансформаторов.

3.2.3 Расчет величины снижения потерь электроэнергии при замене недогруженных силовых трансформаторов 6/0,4кВ

Приведенное к году снижение потерь электроэнергии от данного мероприятия, рассчитывается по формуле:

(18)

где 1,2 - снижение потерь электроэнергии в год получаем от замены и (или) демонтажа 1 МВА мощности недогруженного (недогруженных) силового трансформатора (силовых трансформаторов) в КТП 6-10/0,4 кВ, тыс. кВт ч/МВА годт - Мощность заменяемого (заменяемых) и (или) демонтируемого (демонтируемых) силового трансформатора (силовых трансформаторов) в КТП 6-10/0,4 кВ в предстоящем году, МВА.

Рассчитанное с момента внедрения снижение потерь электроэнергии от данного мероприятия для любого месяца года вычисляется по формуле:

(19)

Где Sт пр месс - мощность недогруженного (недогруженных) силового трансформатора (силовых трансформаторов) в КТП 6-10/0,4 кВ замененного (замененных) и (или) демонтированного (демонтированных) в прошлых месяцах, не считая расчетный, МВАт расч мес - мощность недогруженного (недогруженных) силового трансформатора (силовых трансформаторов) в КТП 6-10/0,4 кВ замененного (замененных) и (или) демонтированного (демонтированных) в расчетном месяце, МВА

В предстоящем году планируется осуществить замену 6 недогруженных силовых трансформаторов в КТП 6/0,4 кВ на силовые трансформаторы меньшей мощности. В феврале планируется замена 2 силовых трансформаторов суммарной мощностью 0,72 МВА, в апреле планируется осуществить замену 3 силовых трансформаторов суммарной мощностью 1,2 МВА, а в октябре - замену 1 силового трансформатора мощностью 0,4 МВА.

Величины снижения потерь электроэнергии в каждом месяце равны:

За февраль:

За март:

За апрель:

За май:

За июнь:

За июль:

За август:

За сентябрь:

За октябрь:

За ноябрь:

За декабрь:

Таким образом, величина снижения потерь электроэнергии от данного мероприятия, рассчитанная с момента его внедрения равна:

Величина снижения потерь электроэнергии, рассчитанная путем приведения к году будет больше величины снижения потерь электроэнергии, рассчитанной с момента внедрения данного мероприятия:

3.2.4 Зависимость потерь электроэнергии участка НГ-2 линии-22 от напряжения

Результаты расчета приведены в таблице, где показана зависимость потерь электроэнергии от напряжения (для линии-22), итоговая цифра за весь год. Как видно из таблицы, нагрузочные потери с ростом напряжения снижаются, а потери холостого хода, наоборот, растут. В результате суммарные потери с ростом напряжения уменьшаются.

Таблица 8. Зависимость потерь электроэнергии участка НГ-2 линии-22 от напряжения

U, кВWн, МВт чWх, МВт ч?W6203,424111,454314,8786,2190,286119, 195309,4816,4178,363127, 190305,5536,6167,510135,439302,9496,8157,604143,942301,546

Рисунок 22. Зависимость потерь электроэнергии (участка НГ-2 линии-22) от напряжения

3.3 Замена ответвлений в жилые дома на СИП

При осуществлении данного мероприятия, стараются выполнить замену проводов существующих ответвлений от ВЛ 0,4 кВ к жилым домам в которых произошло естественное увеличение нагрузки на провода с большим сечением, так как это позволяет снизить в них уровень потерь электроэнергии [11,9]. Для выполнения новых ответвлений от ВЛ 0,4 кВ к жилым домам используется СИП, который обладает рядом преимуществ перед голыми проводами, в том числе преимуществами, связанными с уровнем потерь электроэнергии в них.

Приведенное к году снижение потерь электроэнергии от данного мероприятия, рассчитывается по формуле:

(20)

где 0,01 - снижение потерь электроэнергии в год получаемое от замены одного ответвления от ВЛ 0,4 кВ к жилому дому, тыс. кВт*ч/шт*год;отв - количество ответвлении от ВЛ 0,4 кВ к жилым домам, которые планируется заменить в предстоящем году, шт.

Рассчитанное с момента внедрения снижение потерь электроэнергии от данного мероприятия для любого месяца года вычисляется по формуле:

, (21)

где Nотвпрмес - количество ответвлений от ВЛ 0,4 кВ к жилым домам, которые были заменены за прошедшие месяцы, не считая расчетный, шт; Nотврасчмес - количество ответвлений от ВЛ 0,4 кВ к жилым домам, которые планируется заменить в расчетном месяце, шт. В предстоящем году планируется осуществить замену 780 существующих ответвлений от ВЛ 0,4 кВ в жилые дома на новые, выполненные СИП в времени с марта по сентябрь включительно. В течение каждого месяца кроме июня должна производиться замена 130 ответвлений. В июне месяце работ по замене ответвлений не запланировано. Величины снижения потерь электроэнергии в каждом месяце равны:

За март:

тыс. кВт*ч;

За апрель:

тыс. кВт*ч;

За май:

тыс. кВ*ч;

За июнь:

тыс. кВт*ч;

За июль:

тыс. кВт*ч;

За август:

тыс. кВт*ч;

За сентябрь:

тыс. кВт*ч;

Для каждого из оставшихся месяцев:

За октябрь:

тыс. кВт*ч;

За ноябрь:

тыс. кВт*ч;

За декабрь:

тыс. кВт*ч.

Таким образом, величина снижения потерь электроэнергии от данного мероприятия, рассчитанная с момента его внедрения равна:

тыс. кВт*ч.

Величина снижения потерь электроэнергии, рассчитанная путем приведения к году будет больше величины снижения потерь электроэнергии, рассчитанной с момента внедрения данного мероприятия:

тыс. кВт*ч.

Заключение

В данном дипломном проекте мною был выполнен расчет технологических потерь в сети 6; 0,4кВ участка НГ-2 г. Новочеркасска, в качестве базового периода принят 2007г. При общем отпуске в сеть 6кВ 61216 МВт*ч электроэнергии технологические потери составили 1897,26 МВт*ч, то есть 3,099%. Общий отпуск в сеть 0,4кВ составил 59318,879 МВт*ч электроэнергии технологические потери равны 5759,269МВт*ч, то есть 9,709%.

Выполнена технико-экономическая оценка мероприятий по снижению потерь электроэнергии: регулирование напряжения на шинах ЦП на примере участка НГ-2 линии-22, нагрузочные потери с ростом напряжения снижаются, а потери холостого хода, наоборот, растут. В результате суммарные потери с ростом напряжения уменьшаются; замена недогруженных трансформаторов трансформаторами меньшей мощности на примере участка НГ-2 линий "3" и "22", что позволяет снизить потери на 3,392% и 1,528% соответственно; также произведен расчет замены ответвлений в жилые дома на СИП. Величина снижения потерь электроэнергии от данного мероприятия, рассчитанная путем приведения к году составила 7,8 тыс. кВт*ч.

В организационно-экономической части был произведен расчет эффективности замены недогруженных силовых трансформаторов 6/0,4кВ на трансформаторы меньшей мощности. Проведенные расчеты показали, что инвестиции в срок 3,6-3,8 л.

В разделе "Безопасность жизнедеятельности" были рассмотрены вопросы, связанные с анализом производственного травматизма и выбором мероприятий по его предупреждению. Был выполнен расчет по определению устойчивости работы воздушной линии электропередачи при действии урагана.

Решение этих вопросов позволит обеспечить ряд необходимых мер по предотвращению действия на человека вредных и опасных факторов, таких как поражение электрическим током и травматизм.

Список литературы

1. Воротницкий В.Э., Заслонов С.В., Туркина О.В. Методы и средства расчета, анализа и снижения потерь электрической энергии при ее передаче по электрическим сетям. - М: 2006г. - 167 с.

. Инструкция по организации в Министерстве энергетики Российской Федерации работы по расчету и обоснованию нормативов технологических потерь электроэнергии при ее передаче по электрическим сетям - Минюст России от 12 февраля 2009 г. №13314 - 99с.

3. Методические рекомендации расчета нормативных (технологических) потерь электроэнергии в электрических сетях. - М.: Минпромэнерго, 2005. - 24 с.

. Воротницкий В.Э., Калинкина М.А. Расчет, нормирование и снижение потерь электроэнергии в электрических сетях. Учебно-методическое пособие.2-е изд. - М.: ИПК госслужбы, 2002. - 57 с.

. Методические рекомендации по определению потерь электроэнергии в городских электрических сетях напряжением 6 - 0,4 кВ. - М.: РАО "Роскоммунэнерго". 2001. - 49 с.

. Железко Ю.С. Выбор мероприятий по снижению потерь электроэнергии в электрических сетях. - М.: Энергоатомиздат, 1989. - 174 с.

. Железко Ю.С. Инструкция по нормированию, анализу и снижению потерь электроэнергии в электрических сетях и энергоснабжающих организациях. - М.: РАО "ЕЭС России", 2001. - 53 с.

. Железко Ю. С, Артемьев А.В., Савченко О.В. Расчет, анализ и нормирование потерь электроэнергии в электрических сетях: Руководство для практических расчетов. - М.: Изд-во НЦ ЭНАС, 2003. - 276 с.

. Методические указания по расчету эффекта (тыс. кВт*ч) от внедрения мероприятий по снижению технологического расхода электроэнергии на ее передачу по электрическим сетям 0,4-6-10-35-110 кВ ОАО "МРСК Юга" - "Ростовэнерго" - Ростов-на-Дону: Приложение 1 к Приказу филиала ОАО "МРСК Юга" - "Ростовэнерго" № 6 от 11 января 2009г. - 44 с.

. Инструкция по снижению технологического расхода электроэнергии на передачу по электрическим сетям энергосистем и энергообъединений. - М: Союзтехэнерго, 1987 - 84 с.

. Электротехнический справочник: В 3-хт. Т.З. Кн1. Производство, передача и распределение электрической энергии/ под общ. ред. профессоров МЭИ В.Г. Герасимова, П.Г. Грудинского, Л.А. Жукова и др. - 6-е изд. - М.: Энергоиздат, 1982г. - 656 с.

. Свешников В.И., Пономарева Н.А. Оценка экономической эффективности инвестиций в развитие электрических сетей: Методические указания к организационно-экономической части дипломных проектов/ Юж. - Рос. гос. техн. Ун-т. Новочеркасск: ЮРГТУ. 2005, - 35 с.

. Фролов А.В., Бакаева Т.Н. Безопасность жизнедеятельности. Охрана труда: учебн. пос. для вузов/ под общ. ред. А.В. Фролова. - Ростов-н/Д.: Феникс, 2005г. - 736 с.

Содержание Аннотация Введение 1. Характеристика предприятия 1.1 Структура электрических сетей 1.2 Режимные характеристики электрических сетей

Больше работ по теме: