close

Вход

Забыли?

вход по аккаунту

0,4 кВ

код для вставкиСкачать
ОТКРЫТОЕ АКЦИОНЕРНОЕ ОБЩЕСТВО
«НАУЧНО-ИССЛЕДОВАТЕЛЬСКИЙ ИНЖИНИРИНГОВЫЙ ЦЕНТР
МЕЖРЕГИОНАЛЬНЫХ РАСПРЕДЕЛИТЕЛЬНЫХ СЕТЕВЫХ КОМПАНИЙ»
НИИЦ
МРСК
Концепция
построения
распределительной электрической
сети
с использованием напряжения 0,95 кВ
НИИЦ
Основные технические решения
2014 г.
Цели
НИИЦ
МРСК
Разработка альтернативных вариантов
электроснабжения потребителей
Создание условий для эффективного
функционирования низковольтных электрических сетей
НИИЦ
Повышение надежности электроснабжения
потребителей
2
Задачи
НИИЦ
МРСК
Адаптация низковольтных электрических сетей
к росту нагрузок
Обеспечение нормированного качества электрической
энергии у потребителя
НИИЦ
Сокращение технических и коммерческих потерь
электрической энергии
3
НИИЦ
МРСК
Пример баланса электроэнергии
Показатели баланса электроэнергии по электрической сети
филиала "Нижновэнерго" ОАО «МРСК Центра и Приволжья» в
период 2009-2012 гг.
2009
Показатели
2011
2012
ед. изм.
Всего
Отпуск в сеть
2010
млн. кВт.ч. 16 559,40
0,4 кВ
3 194,69
Всего
0,4 кВ
Всего
18 127,00 2 800,20 18 443,70
0,4 кВ
Всего
0,4 кВ
3 221,00
17 911,30 3 140,50
млн. кВт.ч
1 750,00
404,90
1 836,00
624,40
1 697,30
606,10
% от
отпуска в
сеть
НИИЦ
10,00
19,40
9,50
19,20
Фактические
потери
10,60
722,00
22,60
1 902,00
10,50
14,50
4
НИИЦ
МРСК
Оценка потерь электроэнергии
Потери электроэнергии по электрической сети 0,4 кВ Богородского
РЭС за 2013 г.
8,00
7,00
16,75 %
% от отпуска в сеть
6,00
13,4 %
5,00
4,00
3,00
2,00
1,00
0,00
3,35 %
НИИЦ
Фактические потери
1
Технические потери
Коммерческие потери
5
НИИЦ
МРСК
Оценка потерь электроэнергии
Структура фактических потерь электроэнергии по сети 0,4 кВ
Богородского РЭС за 2013 г.
20%
80%
НИИЦ
Технические потери
Коммерческие потери
6
Пилотный объект внедрения
НИИЦ
МРСК
Вариант применения традиционной схемы электроснабжения
ТП №1
АВ
0,4 кВ
АВ
БКТП
Т
6/0,4 кВ
400 кВА
0,4 кВ
Т
6/0,4 кВ
250 кВА
ВНТ
ВНТ
ВНТ
6 кВ АСБ-10 3х150
6 кВ АСБ-10 3х150
ТП №3
ВНТ
ВНТ - Выключатели нагрузки 6 кВ;
ТСиловой трансформатор 6/0,4 кВ
АВ - Автоматический выключатель 0,4 кВ
Т
6/0,4 кВ
250 кВА
НИИЦ
Установленная
мощность
вновь проектируемых КТП
определена
с
учетом
требований СП 31-110-2003
ТП №2
ВНТ
Т
6/0,4 кВ
250 кВА
0,4 кВ
0,4 кВ
АВ
АВ
7
Пилотный объект внедрения
НИИЦ
МРСК
Вариант применения индивидуальных ТП 0,55/0,23 кВ и 0,95/0,4 кВ с
совместной подвеской сетей 0,4 кВ и 0,95 кВ
БКТП
Lэфф.0,95кВ=890 м
Lэфф.0,4кВ=390 м
Т
6/0,95/0,4
ВНТ
Пр
0,4 кВ
АВ
0,95 кВ
630 кВА
АВ
0,95/0,4
25 кВА
0,55/0,23
16 кВА
НИИЦ
ВНТ - Выключатель нагрузки 6 кВ
Пр - Предохранитель 6 кВ;
Т - Силовой трехобмоточный трансформатор 6/0,95/0,4 кВ мощностью 630 кВА;
АВ - Автоматический выключатель
8
Характеристика пилотного объекта
Протяженность
отходящих
низковольтных линий
Количество
индивидуальных
трансформаторных
подстанций
НИИЦ
МРСК
ВЛ 0,4 кВ (Ф1 – 333 м; Ф8 – 341 м)
ВЛ 0,95 кВ (Ф9 - 856 м; Ф10 – 939 м)
Суммарная длина с ответвлениями- 4,9км
Однофазных мощностью 16 кВА – 37 шт.
Трехфазных мощностью 25 кВА – 49 шт.
Отклонение
напряжения в
электрически
удаленной точке
ВЛ 0,4 кВ (Ф1 – 3,51%; Ф8 – 2,9%)
ВЛ 0,95 кВ (Ф9 – 2,68%; Ф10 – 3,39 %)
Сечение
магистрального
провода
СИП 2 - 70 мм2
НИИЦ
9
НИИЦ
МРСК
Компоновка БКТП 6(10)/ 0,95/0,4 кВ
1 524
№
1 000
2
7
8
2 835
6
820
9
5
Наименование
Кол.
1
Трансформатор силовой масляный
6(10)/0,95/0,4 кВ
1
2
Распределительное устройство
6(10)кВ
1
3
Распределительное устройство 0,4 кВ
1
4
Распределительное устройство 0,95 кВ
1
5
Электрообогреватель
1
6
Щит охранной сигнализации
1
7
Щит учета
1
8
Щит собственных нужд
1
9
Щит источника бесперебойного
питания
1
Однолинейные схемы индивидуальных
трансформаторных подстанций
С одним
подключением
от ВЛ 0,95 кВ
FV
С двумя
подключениями
от ВЛ 0,95 кВ
Т 10 кВА
от ВЛ 0,95 кВ
FV
Т 25 кВА
Wh
Wh
QF1 (0,22 кВ)
Iн.т.р.= 32 А
QF2 (0,22 кВ)
Iн.т.р.= 32 А
QF1 (0,22 кВ)
Iн.т.р.= 32 А
QF2 (0,22 кВ)
Iн.т.р.= 32 А
QF3 (0,22 кВ)
Iн.т.р.= 32 А
к потребителю к потребителю к потребителю
к потребителю к потребителю
Т - силовые трансформаторы 0,55/0,23 кВ и 0,95/0,4 кВ
P - рубильник с блоком предохранителей 0,95 кВ
QF - автоматические выключатели 0,22 кВ
Wh - цифровой счетчик электрической энергии с
GSM модулем
FV - ограничитель перенапряжения
FV
P (0,95 кВ)
Iн.пл.вст.= 20 А
Т 16 кВА
Wh
к потребителю
С тремя подключениями
P (0,95 кВ)
Iн.пл.вст.= 16 А
P (0,95 кВ)
Iн.пл.вст.= 10 А
QF1 (0,22 кВ)
Iн.т.р.= 32 А
НИИЦ
МРСК
Шкаф учета электроэнергии:
 устанавливается на
железобетонной опоре (СВ 110-5)
 степень защиты IP54
 с запирающейся дверью
НИИЦ
11
Компоновка оборудования индивидуальной
подстанции
НИИЦ
МРСК
Общий вид опоры с
индивидуальным однофазным
трансформатором 0,55/0,23 кВ
и навесным оборудованием
НИИЦ
12
Компоновка оборудования индивидуальной
подстанции
НИИЦ
МРСК
Установка
на опоре индивидуального
однофазного
трансформатора и ОПН
НИИЦ
13
Индивидуальный
однофазный трансформатор
НИИЦ
МРСК
Общий вид и характеристика однофазного трансформатора
Тип трансформатора
ОМГ-16/1
Номинальная мощность, кВА
16
Номинальное напряжение обмоток, кВ 0,55 (ВН)
0,23 (НН)
Потери Х.Х., Вт
65
Потери К.З., Вт
305
Габариты трансформатора, мм H
700
НИИЦ
Dбака
500
Dтр-ра
600
Масса трансформатора (полная), кг
120
14
Компоновка оборудования индивидуальной
подстанции
НИИЦ
МРСК
Установка
на опоре разъединителя с
предохранителями и
шкафа учета
электроэнергии
НИИЦ
15
Компоновка оборудования индивидуальной
подстанции
НИИЦ
МРСК
Общий вид
шкафа учета
электроэнергии
НИИЦ
16
Технико-экономическое
сравнение вариантов
НИИЦ
МРСК
Сравнительный анализ суммарных затрат, приведенных к
последнему году эксплуатации (горизонт расчета - 30 лет)
Вид затрат
Вариант №1
(традиционная
электрическая сеть
0,4 кВ)
Вариант №2
(комбинированная
распределительная электрическая
сеть 0,4-0,95 кВ с применением
индивидуальных ТП 0,95/0,4 кВ и
0,55/0,23 кВ)
Стоимость строительства,
тыс. руб.
24 177
12 819
1003
1292
5 811
6 419
30 991
20 530
Суммарные
эксплуатационные
затраты, тыс. руб.
Затраты
на
потери
электроэнергии, тыс. руб.
НИИЦ
Суммарные затраты, тыс.
руб.
Итоговые затраты на реконструкцию распределительной сети по
Варианту №2 ниже аналогичного показателя по Варианту №1 на 33,8%.
17
НИИЦ
МРСК
Электрическая сеть 0,95 кВ
Гибкость исполнения сети 0,95 кВ
Сложность
несанкционированного
подключения к сети 0,95 кВ
Схема расположения
2-х т р-ров на одной опоре
Схема расположения
3-х т р-ров на одной опоре
Возможность
установки
дополнительных
трансформаторов
на одну опору (до
3-х шт.)
ТП 10/0,95 кВ
Эффективная длина линии 0,95 кВ может составить до 2000 м
Возможность технологического присоединения новых
потребителей без строительства дополнительных ТП (при
наличии резервной мощности трансформатора)
Преимущества сетей с индивидуальными
ТП 0,95/0,4 кВ и 0,55/0,23 кВ
НИИЦ
МРСК
Эффективная длина линии 0,95 кВ увеличивается в среднем в
3 раза (при сопоставимой нагрузке потребителей)
Сложность несанкционированного подключения к сетям 0,95 кВ
Адаптивность сетей 0,95 кВ к росту нагрузки
Обеспечение нормированного уровня отклонения напряжения у
удаленных потребителей (групп потребителей)
Нормативные требования к проектированию, строительству
и эксплуатации сетей 0,4 кВ, применяемы к сетям 0,95 кВ
НИИЦ
Возможность выполнения совместной подвески сетей 0,4 кВ
и 0,95 кВ без изменения габаритов воздушной линии
19
Критерии выбора пилотных объектов
НИИЦ
МРСК
Фактические потери электроэнергии по ТП (фидера 0,4 кВ) - более 25% от
отпуска в сеть конкретного фидера 0,4 кВ
Отпуск в сеть (по отдельно рассматриваемому фидеру) – более
400 тыс. кВт.ч. /год
Загрузка трансформаторов в ТП более 30 %
Отклонение напряжения в электрически удаленной точке - более 10 %
Длина фидера 0,4 кВ – более 0,5 км
НИИЦ
Населённый пункт с динамично развивающейся жилой застройкой
Экономическая не целесообразность строительства потребительских ТП и
питающих линий 6-10 кВ (отпаек)
20
Сравнение технических потерь электроэнергии при
напряжении сети 0,38 кВ и 0,95 кВ
(виртуальная модель )
Отклонение, % =
НИИЦ
МРСК
∆, − ∆, ∙ %
∆,
При отпуске в сеть более 400 тыс. кВт.ч технические потери по сети 0,95 кВ
электроэнергии снижаются на 5-10 % и более
НИИЦ
Среднестатистическая величина снижения коммерческих
потерь электроэнергии
З0 %
от величины
фактических
потерь
Выбор пилотных объектов
Письмо ОАО «Россети»
№ БР/74/1091 от 05.06.2014
Рассылка в ДЗО ОАО «Россети» критериев и опросных
листов для определения пилотных зон
ОАО «МРСК Северного Кавказа», ОАО «МРСК
Сибири», ОАО «МОЭСК», ОАО «Тюменьэнерго»,
ОАО «Янтарьэнерго»
Перечень электросетевых объектов, предлагаемый
для внедрения инновационной сети 0,95 кВ
НИИЦ
ОАО «НИИЦ МРСК»
Предложено к рассмотрению - 45 объектов
Отобрано для внедрения сети 0,95 кВ – 7 объектов
НИИЦ
МРСК
Наименованиее фидера
Отпуск электроэнергии в сеть за 2013
г., тыс. кВт.ч.
Фактические потери электроэнергии
за 2013 г., % от отпуска в сеть
Технические потери электроэнергии
за 2013 г., % от отпуска в сеть
Коммерческие потери, % от
фактических потерь
Ф-1
Ф-1
1298
1148
34
34
8
9
76
73
Ф-5
854
33
11
Ф-2
Ф-1
Ф-1
Ф-1
Ф-1
1179
32
10
574
511
683
717
33
33
31
30
11
11
9
10
НИИЦ
5
4
-41
-57
10
10
309
273
Фактические
потери при
0,95 кВ
Максимальный эффект, тыс. кВт.ч.
97
56
% от отпуска в сеть
20
20
Отклонение, %
3531
1260
Технические
потери при
0,95 кВ
АС-25
АС-25
АС25, 35
АС35, 25
А-25
А-26
А-25
А-25
% от отпуска в сеть
Количество потребителей на каждой
линии, шт.
66
66
70
68
Отклонение напряжения в
электрически удаленной точке
каждой линии, %
68
Длина каждой линии без учетов
вводов в дом, м
67
Тип и сечение провода/кабеля
каждой линии
Результаты расчета
НИИЦ
МРСК
2195
18
43
4
-60
10
197
1583
2755
1,315
3100
1395
15
18
14
20
14
69
36
26
72
35
5
5
5
7
4
-55
-53
-59
-28
-57
10
10
10
9
9
264
133
118
148
151
Порядок действий
(дорожная карта)
НИИЦ
МРСК
Действие
Участники
Срок исполнения
Выбор пилотных объектов
ОАО «МРСК Северного Кавказа», ОАО
«МРСК Юга», ОАО «Кубаньэнерго»,
ОАО «МРСК Северо-Запада»
27.10.2014
Подготовка опросной формы в
соответствии с письмом ОАО
«Россети» БР/74/1091 от 05.06.2014
ОАО «МРСК Северного Кавказа», ОАО
«МРСК Юга», ОАО «Кубаньэнерго»,
ОАО «МРСК Северо-Запада» с ОАО
«Россети»
27.10.2014
Подготовка типового технического
задания на внедрение
инновационной электрической
напряжением 0,95 кВ
ОАО «Россети», ОАО «НИИЦ МРСК»,
ЗАО «СоюзЭнергоИндустрия»
31.10.2014
Согласование пилотных объектов и
ТЗ с ОАО «Россети»
Определение ориентировочной
пообъектной стоимости внедрения
инновационной сети 0,95 кВ
НИИЦ
ОАО «МРСК Северного Кавказа», ОАО
«МРСК Юга», ОАО «Кубаньэнерго»,
ОАО «МРСК Северо-Запада»
17.11.2014
ОАО «НИИЦ МРСК», ЗАО
«СоюзЭнергоИндустрия»
28.11.2014
НИИЦ
МРСК
СПАСИБО ЗА ВНИМАНИЕ
НИИЦ
25
Протяженность распределительных
электрических сетей ОАО «Россети»
110220кВ;
11%
35кВ;
8%
220кВ;
0,2%
0,4 кВ;
35%
6-20кВ;
46%
НИИЦ
МРСК
Напряжение
линии
Протяженность,
тыс. км.
0,4 кВ
800,0
6-20 кВ
1112,0
35 кВ
120,0
110 - 220 кВ
230,0
Всего
2262,0
НИИЦ
26
проблемы
Текущее состояние
электрических сетей напряжением 0,4 кВ
НИИЦ
МРСК
• Высокая степень износа
53,8 % ВЛ 0,4 кВ и 55 % КТП 6 (10)/0,4 кВ находятся
в эксплуатации более 30 лет.
• Низкая надежность
До 100 отключений на 100 км сетей 0,4 кВ в год.
• Высокий уровень потерь электрической энергии
Около 20 % от отпуска в сеть
• Низкий уровень автоматизации сетей
• Недостаточная пропускная способность сетей
• Малая эффективная длина линий 0,4 кВ при
подключении потребителей с большой удельной
нагрузкой на вводе.
НИИЦ
27
1/--страниц
Пожаловаться на содержимое документа