Экономия электроэнергии в трансформаторах
Основные пути снижения потерь электроэнергии
ЭКОНОМИЯ ЭЛЕКТРИЧЕСКОЙ ЭНЕРГИИ В СИСТЕМАХ ПРОМЫШЛЕННОГО ЭЛЕКТРОСНАБЖЕНИЯ
Около 70% электроэнергии, вырабатываемой электростанциями, расходуется на промышленных предприятиях, поэтому вопрос экономии электроэнергии в промышленных установках имеет огромное значение. Экономия электроэнергии на промышленных предприятиях может быть получена за счет уменьшения потребления ее приемниками (электродвигатели, электропечи, электрические светильники) и уменьшения потерь электроэнергии в различных элементах
системы электроснабжения (трансформаторы, реакторы, линии и пр.).
При передаче электроэнергии от источников питания до приемников теряется от 10 до 15% электроэнергии, отпущенной с шин электростанций; остальная часть (85 — 90% электроэнергии) расходуется приемниками.
Экономия только 1% электроэнергии на каждом предприятии может в совокупности освободить огромные мощности в энергосистемах.
1. Применение энергосберегающих технологий
2. Выбор рациональных напряжений
3. Сокращение числа трансформаций и доведение загрузки трансформатора до оптимальных значений
4. Выбор наиболее рациональной схемы электороснабжения путем технико – экономического сравнения вариантов
5. Выбор рационального расположения ГПП
6. Решение вопросов компенсации реактивной мощности в соответствии с действующими инструкциями
7. снижение потерь электроэнергии при эксплуатации и модернизации систем электроснабжения
На промышленном предприятии силовые трансформаторы устанавливают на главных понизительных, на цеховых и на специальных подстанциях: преобразовательных, электропечных, сварочных и др. Потери электроэнергии в трансформаторах являются неизбежными, но необходимо стремиться, чтобы эти потери были доведены до возможного минимума путем правильного выбора мощности и числа силовых трансформаторов, а также рационального режима их работы. Кроме того, следует стремиться к уменьшению потерь электроэнергии путем исключения холостых ходов трансформаторов при малых загрузках. Это мероприятие имеет особое значение при эксплуатации цеховых трансформаторов предприятий, работающих в одну или две смены, а также в выходные дни.
Обычно на предприятиях в свободные от работы смены или выходные дни ведутся ремонтные работы, испытания оборудования и т. д. для производства таких работ также требуется электроэнергия, но в значительно меньшем количестве, чем в рабочие дни. Включение всех цеховых трансформаторов вызывает большие нерациональные потери за счет потерь холостого хода трансформаторов. Для устранения таких потерь рекомендуется использовать резервные связи (перемычки) на стороне низшего напряжения цеховых трансформаторов. При этом целесообразно питать установки: для ремонтных работ, ночного, охранного и дежурного освещения по всей территории предприятия и, включая в работу только один — два трансформатора в разных точках сети.
В условиях действующих промышленных предприятий при отсутствии запроектированной схемы такого питания можно путем незначительной реконструкции сети обеспечить целесообразный режим работы силовых трансформаторов. Ограничение холостых ходов имеет большое значение также для таких установок, как сварочные и электропечные.
Работа трансформаторов в режиме холостого хода или близком к нему вызывает излишние потери не только в самом трансформаторе, но и во всей системе питания из-за низкого коэффициента мощности при холостом ходе трансформатора.
Источник
Экономия электроэнергии в силовых трансформаторах
Вопросы рационального использования топливно-энергетических ресурсов являются на нынешнем этапе одними 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 ее у потребителей.
Возможности для снижения расхода энергоресурсов имеются на всех этапах. По расчетам, в настоящее время лишь 30% содержащейся в энергоресурсах потенциальной энергии доходит до конечных потребителей и расходуется в качестве “полезной энергии”.
Снижение потерь электроэнергии в электрических сетях – важная составляющая общего комплекса энергосберегающих мероприятий. Электроэнергия является единственным видом продукции, транспортировка которой осуществляется за счет расхода определенной части самой продукции, поэтому потери электроэнергии при ее передаче неизбежны. Задача состоит в определении их оптимального уровня и поддержании фактических потерь на этом уровне..
Потери электроэнергии в сетях Минэнерго РФ в последние годы лет колеблются в диапазоне 10 – 15% отпуска электроэнергии в сеть. Поэтому задача снижения потерь энергии и рационального ее использования является весьма актуальной.
В результате изучения этого раздела вы будете знать:
– факторы, влияющие на величину потерь энергии;
– способы снижения потерь энергии.
– рассчитывать экономию электроэнергии. В зависимости от применяемых мероприятий экономии ее в сети.
Вопросы рационального использования электроэнергии неразрывно связаны с проектированием системы электроснабжения и снижением потерь энергии в электрических сетях.
Снижение потерь энергии в электрических сетях – важная составляющая всего комплекса энергосберегающих мероприятий. Электроэнергия является единственным видом продукции, транспортировка которой осуществляется за счет расхода определенной части самой продукции. Поэтому потери энергии при ее передаче неизбежны, задача состоит в определении их оптимального уровня и поддержании фактических потерь на оптимальном уровне.
Исходя из их физической природы и специфики методов определения количественных значений потерь их делят на четыре составляющие [12]:
1) технические потери электроэнергии, обусловленные физическими процессами, происходящими при передаче электроэнергии по электрическим сетям и выражающимися в преобразовании части электроэнергии в тепло в элементах сетей. Сюда относятся:
-нагрузочные потери в линиях, силовых трансформаторах и автотрансформаторах;
-потери холостого хода в трансформаторах и автотрансформаторах;
-потери на корону в воздушных линиях.
Технические потери не могут быть измерены. Их значения получают расчетным путем на основе известных законов электротехники.
2) расход электроэнергии на собственные нужды подстанций, необходимый для обеспечения работы технологического оборудования подстанций и жизнедеятельности обслуживающего персонала. Расход электроэнергии на собственные нужды подстанций регистрируется счетчиками, установленными на трансформаторах собственных нужд;
3) потери электроэнергии, обусловленные инструментальными погрешностями ее измерения (инструментальные потери). Эти потери получают расчетным путем на основе данных о метрологических характеристиках и режимах работы используемых приборов;
4) коммерческие потери, обусловленные хищениями электроэнергии, несоответствием показаний счетчиков оплате за электроэнергию бытовыми потребителями и другими причинами в сфере организации контроля за потреблением энергии. Коммерческие потери не имеют самостоятельного математического описания и, как следствие, не могут быть рассчитаны автономно. Их значение определяют как разницу между фактическими (отчетными) потерями и суммой первых трех составляющих.
Структура потерь электроэнергии в сельских электрических сетях по данным [37] приведена в таблице 12.1.
Структура потерь электроэнергии в сетях сельскохозяйственного назначения
| Наименование элемента электрической сети | Доля потерь электроэнергии в % от общего количества |
| Линии электропередачи напряжением 0,4 кВ | 34 |
| Трансформаторные подстанции 10/0,4 кВ | 26 |
| Линии электропередачи напряжением 6 -10 кВ | 25 |
| ПС 35 – 110 кВ сельскохозяйственного назначения | 6 |
| ВЛ 35 – 110 кВ, питающие ПС сельскохозяйственного назначения | 9 |
| Итого: | 100 |
Эти мероприятия раздели условно на мероприятия по снижению потерь энергии при проектировании системы электроснабжения и при эксплуатации уже существующих электроустановок [12].
Мероприятия по снижению потерь энергии
| Эксплуатационные мероприятия | Мероприятия при проектировании (реконструкции) системы электроснабжения |
| 1. Поддержание оптимального уровня напряжения на шинах питающих подстанций | 1. Правильный выбор местоположения подстанции и схемы сети |
| 2. Отключение малозагруженных трансформаторов на двухтрансформаторных подстанциях | 2. Сокращение радиуса ВЛ 10 кВ (разукрупнение подстанций) |
| 3. Ограничение холостого хода двигателей | 3. Перевод сети на более высокое номинальное напряжение |
| 4. Переключение обмоток у малозагруженных электродвигателей с “треугольника” на “звезду” | 4. Применение трансформаторов с РПН |
| 5. Замена устаревшего оборудования на новое, имеющее более высокий КПД | 5. Установка в сетях компенсирующих и симметрирующих устройств |
Рассмотрим возможные пути экономии электроэнергии в существующих электрических сетях.
При загрузке силового трансформатора на 30 % нагрузочные потери примерно равны потерям холостого хода. В среднем на каждой трансформации теряется до 7 % передаваемой мощности. Работа трансформатора в режиме холостого хода или близком к нему вызывает излишние потери электроэнергии не только в самом трансформаторе, но и по всей системе электроснабжения (от источника питания до самого трансформатора) из-за низкого коэффициента мощности.
В целях экономии электроэнергии целесообразно отключать мало загруженные трансформаторы при сезонном снижении нагрузки.
Потери активной мощности в двухобмоточных трансформаторах определяются:
где ΔΡ хх – потери активной мощности холостого хода трансформатора при номинальном напряжении, кВт;
ΔΡ кз – потери активной мощности короткого замыкания трансформатора при номинальном напряжении, кВт;
k 3 – коэффициент загрузки трансформатора k 3 =S/S н ;
S н – номинальная мощность трансформатора;
S – фактическая мощность трансформатора.
Потери активной электроэнергии в трансформаторе определяются по формуле 2.41 (см. раздел 2).
Приведенные потери активной мощности, т.е. потери с учетом потерь, как в самом трансформаторе, так и в элементах системы электроснабжения (от генераторов электростанций до рассматриваемого трансформатора) в зависимости от реактивной мощности, потребляемой трансформатором, определяют по выражению
| D P ¢ = D P ¢ ХХ + D P ¢ КЗ k 2 , | 12.2 |
где D P ¢ ХХ приведенные активные потери мощности холостого хода;
D P ¢ КЗ – приведенные активные потери мощности короткого замыкания
| D P ¢ ХХ = D P ХХ +K П × Q ХХ , | 12.3 |
К п – коэффициент изменения потерь или экономический эквивалент реактивной мощности, характеризующий активные потери от источника питания до трансформатора, приходящиеся на 1 квар пропускаемой реактивной мощности, кВт/квар (значения коэффициента К п приведены в табл.12.3);
Q xх – потери реактивной мощности холостого хода при номинальном первичном напряжении;
| D P ¢ КЗ = D P КЗ +K П × Q К.З. , | 12.4 |
где Q кз – потери реактивной мощности короткого замыкания при номинальном первичном токе.
Коэффициент изменения потерь в трансформаторах
| Характеристика трансформатора и системы электроснабжения | К П , кВт/квар | ||
| В часы минимума нагрузки | В часы максимума нагрузки | Среднее значение | |
| Понижающие трансфрматоры 110/35/10 кВ | 0,1 | 0,06 | 0,08 |
| Понижающие трансформаторы 6 – 10/0,4 кВ | 0,15 | 0,1 | 0,12 |
С учетом (12.30) и (12.4) приведенные потери реактивной мощности в трансформаторе можно определить:
Потери реактивной мощности определяются
где I xx – ток холостого хода трансформатора, %.
где U к – напряжение короткого замыкания трансформатора, %.
Приведенные потери электроэнергии
(сравни с формулой (2.41), раздел 2)
Экономически целесообразный режим работы трансформаторов. Экономически целесообразный режим работы трансформаторов определяют в зависимости от суммарной нагрузки и числа параллельно включенных трансформаторов, обеспечивающих минимум потерь электроэнергии
где n – число включенных трансформаторов одинаковой мощности.
Если на подстанции работает n однотипных трансформаторов одинаковой мощности, то
а) при росте нагрузки подключение еще одного, т.е. ( n + 1)-го трансформатора, выгодно при
б) при снижении нагрузки отключение одного трансформатора выгодно
где S å – полная нагрузка подстанции.
При использовании в эксплуатации экономически целесообразного режима работы трансформаторов с целью экономии электроэнергии следует исходить из следующих положений:
1. не должна снижаться надежность электроснабжения потребителей;
2. трансформаторы должны снабжаться устройством АВР;
3. целесообразно автоматизировать операции отключения и включения трансформаторов, однако, для сокращения числа оперативных переключений рекомендуется отключать трансформаторы не более 3 раз в сутки.
Для подстанции с двумя трансформаторами одинаковой мощности, когда работает один трансформатор (из двух), коэффициент загрузки
а когда работают оба трансформатора, коэффициент загрузки каждого из них
В условиях эксплуатации оптимальным коэффициентом загрузки считают такой, который обеспечивает максимальный приведенный КПД т.е.
Однако в условиях эксплуатации не всегда возможно регулировать нагрузку трансформатора для получения оптимального коэффициента загрузки, поскольку нагрузка зависит от условий технологического процесса производства.
Сокращение числа трансформаций. Значительную экономию электроэнергии можно получить за счет сокращения числа трансформаций. Основными причинами излишнего числа трансформаций являются неправильный выбор напряжения (питающей, распределительной сетей) без учета перспективы развития сельскохозяйственного района или предприятия. Использование имеющихся на предприятии двигателей на напряжение 6 кВ при выполнении распределительной сети предприятия на напряжение 10 кВ.
Экономию электроэнергии можно получить, применив при реконструкции или проектировании системы электроснабжения для потребителей II категории однотрансформаторные подстанции с резервированием по НН вместо двухтрансформаторных подстанций.
Известно, что большая часть потерь активной мощности падает на распределительные сети 0,22–10 кВ. Потери активной мощности в линиях определяются по формуле (2.39) (см. раздел 2).
Запишем формулу (2.39) с учетом значения тока, определяемого по формуле (2.40) и сопротивления линии (формулы (2.1, 2.2)).
Отсюда видим, что экономить электроэнергию в линиях можно за счет:
– сокращения длины линий, например, от трансформатора до приемника электроэнергии;
– увеличения сечений линий до экономически целесообразных значений, определяемых технико-экономическими расчетами;
– повышения cosφ электроустановок;
– увеличения напряжения сети.
Сокращение длины линий осуществляется путем:
1. рационального распределения приемников электроэнергии между подстанциями с учетом технологических особенностей производства;
2. более глубокого подвода ВН к местам, где устанавливают понижающие подстанции;
3. рационального выбора мест размещения подстанций.
Значительно уменьшаются потери активной мощности и электроэнергии при увеличении напряжения, так как эти потери обратно пропорциональны квадрату напряжения.
Экономия электроэнергии в трехфазной сети при переводе ее на более высокое напряжение, кВт·ч,
где I 1 и I 2 – максимальные значения токов в каждом проводе сети соответственно при НН и ВН, A; r 01 и r 02 – удельные сопротивления линий сети при НН и ВН, Ом/км (при проведении мероприятий без замены проводов r 01 =r 02 ); t – время максимальных потерь, ч.
При проведении реконструкции сетей (замене сечения проводов, их материала, сокращении длины без изменения напряжения) экономия электроэнергии, кВт·ч,
где I – максимальное значение тока нагрузки одной фазы, A;
r 01 , r 02 , – удельное электрическое сопротивление линий, Ом/км,
l 1 , l 2 – длина данного участка сети до и после реконструкции соответственно, км.
Если средняя загрузка двигателя составляет менее 45 % номинальной мощности, то замена его менее мощным двигателем всегда экономически целесообразна и проверка расчетами не требуется. При нагрузке двигателя более 70 % номинальной мощности его замена нецелесообразна.
При нагрузке электродвигателя в пределах 45 – 70 % номинальной мощности целесообразность его замены двигателем меньшей мощности должна быть обоснована. С этой целью определяют суммарные потери активной мощности в системе электроснабжения и в электродвигателе до замены D P å 1 и после замены D P å 2 двигателя. Если окажется, что D P å 2 D P å 1 , то такая замена целесообразна:
где – Q ХХ – реактивная мощность, потребляемая электродвигателем из сети при холостом ходе, квар;
Q ДНОМ – реактивная мощность двигателя при номинальной нагрузке, квар;
k з = Р/Р дном — коэффициент загрузки двигателя ( Р – средняя нагрузка двигателя, кВт; Р дном – номинальная мощность двигателя, кВт);
k ИП – коэффициент изменения потерь кВт/квар;
D P х – потери активной мощности при холостом ходе двигателя, кВт
D P а.н. прирост активной мощности в двигателе при нагрузке 100%, кВт;
где I хх – ток холостого хода двигателя, А;
U дном – номинальное напряжение двигателя, В;
где h – КПД двигателя при полной нагрузке;
tg φ ном – номинальный коэффициент реактивной мощности двигателя.
где g – расчетный коэффициент, зависящий от конструкции двигателя.
где ΔР х – потери холостого хода в процентах активной мощности, потребляемой двигателем при нагрузке 100 %.
Реактивная мощность потребляется как электроприемниками, так и элементами сети. Реактивная мощность, потребляемая промышленным предприятием, распределяется между отдельными видами приемников электроэнергии следующим образом: 65 % приходится на АД, 20 – 25 % – на силовые трансформаторы и около 10 % – на воздушные электрические сети и другие электроприемники (люминесцентные лампы, реакторы и т.п.).
При передаче потребителям активной Р и реактивной Q мощностей в системе электроснабжения имеют место потери активной мощности
где ΔР а и ΔР р — потери активной мощности при передаче активной и реактивной мощности соответственно.
Снижение реактивной мощности, циркулирующей между источником тока и приемником и, следовательно, снижение реактивного тока в генераторах и сетях, называют компенсацией реактивной мощности (КРМ).
Снизить потребление реактивной мощности и потери активной мощности (в соответствии с формулой (12.24))можно двумя способами: без применения и с применением компенсирующих устройств (КУ)
Первый способ – выполняются следующие мероприятия:
1. упорядочение технологического процесса, ведущее к улучшению энергетического режима работы оборудования, к повышению коэффициента мощности cos φ;
2. переключение статорных обмоток АД напряжением до 1 кВ с треугольника на звезду, если их загрузка составляет менее 40 %;
3. установка ограничителей холостого хода АД;
4. замена или отключение силовых трансформаторов, загруженных менее чем на 30 % их номинальной мощности;
5. замена мало загруженных двигателей двигателями меньшей мощности;
6. замена АД на синхронные двигатели той же мощности и применение СД для всех новых установок и при реконструкции существующих, где это возможно по технико-экономическим соображениям;
7. регулирование напряжения, подводимого к двигателю при тиристорном управлении;
8. повышение качества ремонта двигателей с сохранением их номинальных данных;
9. правильный выбор электродвигателей по мощности и типу. Мощность электродвигателей необходимо выбирать в соответствии с режимом производственного оборудования, без излишних запасов.
Второй способ – выполняются следующие мероприятия:
1. применение в качестве КУ батарей конденсаторов;
2. применение в качестве КУ синхронных двигателей.
Основные достоинства батарей конденсаторов следующие:
-малые потери активной мощности (0,3–0,45 кВт на 100 квар);
-отсутствие вращающихся частей и их малая масса (нет необходимости в фундаменте);
-простая и дешевая эксплуатация по сравнению с другими КУ;
-возможность изменения их мощности при необходимости;
-возможность установки в любой точке сети.
В установках напряжением до 1 кВ конденсаторы включаются в сеть и отключаются от сети с помощью автоматических выключателей (автоматов), рубильников или тиристорных ключей. В установках напряжением выше 1 кВ для включения и отключения конденсаторов служат выключатели высокого напряжения или выключатели нагрузки.
Для безопасности обслуживания отключенных конденсаторов при снятии электрического заряда используют разрядные резисторы. В системах промышленного электроснабжения применяются, как правило, комплектные конденсаторные установки.
К недостаткам конденсаторных батарей можно отнести:
1. зависимость генерируемой реактивной мощности Q кб от напряжения и частоты:
где k U , k f – отношение напряжения при отклонении напряжения и частоты сети от номинального значения к напряжению в номинальном режиме;
2. возможность пробоя конденсаторных батарей при наличии высших гармоник тока и напряжения в сети.
Зависимость мощности конденсаторной батареи от квадрата напряжения снижает устойчивость нагрузки, что может привести к лавине напряжения.
Синхронные двигатели широко применяются для привода насосов, вентиляторов, компрессоров и т.д. Такие СД выпускаются с номинальным опережающим cos φ = 0,9 и могут длительно работать в режиме перевозбуждения, т.е. генерации реактивной мощности.
Техническая возможность использования СД в качестве источника реактивной мощности ограничивается максимальной реактивной мощностью, которую он может генерировать без нарушения условий допустимого нагрева обмоток и железных частей ротора и статора. Эта мощность называется располагаемой реактивной мощностью СД и определяется по выражению
где a M – коэффициент допустимой перегрузки СД, зависящий от его загрузки по активной мощности и определяемый по табл. 12.4.
Целесообразная загрузка СД реактивной мощностью определяется дополнительными потерями активной мощности на генерацию реактивной мощности и оказывается значительно ниже располагаемой реактивной мощности.
Максимальная реактивная мощность, генерируемая СД напряжением 6 – 10 кВ, которая может быть передана в сеть напряжением до 1 кВ без увеличения числа трансформаторов n, выбранных по нагрузке
где S т.ном – номинальная мощность трансформатора;
k з – коэффициент загрузки трансформатора;
Значение коэффициента a M в зависимости от типа СД, его номинального напряжения U ном и коэффициента загрузки k з
| Тип СД, U ном (все частоты вращения) | U c /U ном | Значение α м при | ||
| K з = 0,9 | K з = 0,8 | K з = 0,7 | ||
| СДН, 6 – 10 кВ | 0,95 | 1,31 | 1,39 | 1,45 |
| 1,00 | 1,21 | 1,27 | 1,33 | |
| 1,05 | 1,06 | 1,12 | 1,17 | |
| СД, СДЗ, 0,38 кВ | 0,95 | 1,16 | 1,26 | 1,36 |
| 1,00 | 1,15 | 1,24 | 1,32 | |
| 1,05 | 1,10 | 1,18 | 1,25 | |
| 1,10 | 0,90 | 1,06 | 1,15 | |
Чем ниже значение номинальной мощности и частоты вращения СД, тем больше потери в СД на генерацию реактивной мощности.
Достоинством СД как источника реактивной мощности является возможность плавного регулирования выдаваемой им реактивной мощности. В сетях напряжением 0,38 – 0,66 и 6 – 10 кВ для компенсации реактивной мощности следует в первую очередь использовать работающие СД, а затем дополнительно, если необходимо, батареи конденсаторов.
Компенсация реактивной мощности у потребителей позволяет:
– снизить ток в передающих элементах сети, что приводит к уменьшению сечения кабельных и воздушных линий:
где S p , I р , – расчетные полная мощность и ток после компенсации реактивной мощности соответственно; Q ДК – реактивная мощность до компенсации; Q KУ – мощность компенсирующих устройств; Р р – расчетная активная мощность;
– уменьшить полную мощность, что снижает мощность трансформаторов и их число:
где S’ р – расчетная полная мощность до компенсации,
– уменьшить потери активной мощности, а следовательно, и мощности генераторов на электростанциях:
где D P Д.К. , D P П.К. – потери активной мощности до и после компенсации реактивной мощности.
На освещение расходуется в среднем 5 – 10% общего потребления электроэнергии в зависимости от отрасли промышленности: в текстильной – до 30 %; в полиграфической – до 18 %; в электротехнической – до 15 %.
Основными направлениями экономии электроэнергии в осветительных установках и сетях являются следующие:
1. применение наиболее экономичных типов источников света, светильников, систем комбинированного освещения, пускорегулирующей аппаратуры;
2. рациональное размещение светильников;
3. рациональное построение осветительных сетей;
4. нормализация режимов напряжения в осветительных сетях;
5. переход на питание светильников напряжением 0,38 В вместо 0,22 В;
6. повышение коэффициента использования осветительных установок;
7. применение рациональных режимов работы осветительных установок;
8. рациональная эксплуатация осветительных сетей (периодическая чистка светильников, замена ламп, где это необходимо и т.д.);
9. совместное использование систем естественного и искусственного освещения.
Во всех промышленных осветительных установках целесообразнее применять люминесцентные, ртутные, металлогалогенные, натриевые и другие лампы. Возможная экономия электроэнергии за счет перехода на более эффективные источники света приведена в табл. 12.5.
Экономия электроэнергии за счет перехода на более эффективные источники света
| Заменяемые источники света | Среднее значение экономии электроэнергии, % |
| Люминесцентные на : галогенные лампы | 24 |
| Ртутные лампы на: металлогалогенные люминесцентные натриевые | 42 22 45 |
| Лампы накаливания на: металлогалогенные люминесцентные ртутные натриевые | 66 55 42 68 |
Несоответствие показателей качества электроэнергии нормативным значениям вызывает дополнительные (по отношению к номинальному режиму) потери электроэнергии. Из всех показателей качества наибольшие потери электроэнергии вызывают отклонения напряжения от номинального. Так, при снижении напряжения потери возрастают, увеличение же напряжения сказывается на приемниках электроэнергии по-разному. Для АД потери электроэнергии зависят от k 3 и при k 3 = 0,85–1,0 имеют минимальное значение при напряжении, немного большем номинального.
Дополнительные потери электроэнергии имеют место и при несимметричной нагрузке. При коэффициенте несимметрии в пределах его нормативного значения потери электроэнергии для АД составляют 2,4 %, для трансформаторов 4 %, для СД 4,2 % номинальных значений. Примерно такой же уровень (2 – 4 %) потерь электроэнергии при несинусоидальном напряжении в трансформаторах, двигателях, генераторах, кабельных линиях.
Хотя потери электроэнергии от снижения ее качества составляют 2 – 6 % номинальных значений, они напрямую связаны с перегревом оборудования, а следовательно, ведут к интенсивному старению изоляции и к преждевременному выходу ее из строя. Это относится и к несинусоидальности, и к несимметрии напряжения. Так, например, при несимметрии напряжения, равной 4 %, срок службы полностью загруженного АД сокращается в 2 раза; при несимметрии напряжения, равной 5 %, номинальная мощность двигателя уменьшается на 5 – 10%; при несимметрии, равной 10%, – на 20– 50 % в зависимости от исполнения двигателей. На силовые трансформаторы несимметрия оказывает такое же влияние, как и на АД, т.е. вызывает дополнительный нагрев обмоток и снижение срока службы трансформаторов.
В то же время на работу кабельных линий несимметрия не оказывает существенного влияния. При несинусоидальном напряжении сети происходит ускоренное старение изоляции силовых кабелей.
Если электродвигатели и другие электроприемники имеют продолжительность работы на холостом ходу 40–60 % всего времени эксплуатации, то их целесообразно снабжать ограничителями холостого хода. Ограничитель включают в цепь катушки управления магнитным пускателем, и он отключает электоприемник при отсутствии нагрузки. Таким образом снижается потребление электроэнергии.
Для выявления резервов экономии электроэнергии на предприятиях необходимо составлять и анализировать электробалансы для отдельных энергоемких агрегатов и установок, переходя затем к цехам и предприятию в целом. Электробалансы состоят из численно равных приходной и расходной частей. В приходную часть электробаланса включают электроэнергию, полученную от энергосистемы и выработанную собственными источниками (например, ТЭЦ или ДЭС), расходная часть включает следующие основные статьи:
прямые затраты электроэнергии агрегатами и установками на основной технологический процесс с выделением постоянных и нагрузочных потерь в технологическом и электрическом оборудовании;
косвенные затраты электроэнергии на основной технологический процесс вследствие его несовершенства или плохого качества сырья (высокая влажность, загрязненность и т.п.);
затраты электроэнергии на вспомогательные нужды (освещение, вентиляция, цеховой электротранспорт и т.п.);
потери электроэнергии в элементах систем электроснабжения (линиях, трансформаторах, электродвигателях, преобразовательных установках);
отпуск электроэнергии посторонним потребителям в порядке ее перепродажи (поселкам, транспорту и т.п.).
Расходная часть может не содержать статей 2 и 5.
Работа по рациональному использованию электроэнергии на действующих промышленных предприятиях только тогда является эффективной, когда налажены учет и контроль расхода электроэнергии, нормирование электропотребления с учетом специфических особенностей предприятия.
Значительную экономию электроэнергии можно получить от внедрения автоматизированных систем управления (АСУ) на базе компьютерной техники. Экономия достигается за счет точности и скорости отработки отклонений от рациональных режимов, расширения функциональных возможностей, динамического прогнозирования с определением направления и темпа изменения процессов
Экономия энергии от замены устаревшего электрооборудования на современное
где Р 2 – мощность электрооборудования;
Т – время работы оборудования;
η 1 и η 2 –коэффициенты полезного действия оборудования до и после замены оборудования.
Для n-трансформаторной подстанции определить экономичные зоны загрузки трансформаторов при номинальном напряжении. Исходные данные принять по табл. 12.6. В соответствии с заданным графиком нагрузки подстанций (табл. 12.7), вычислить уменьшение потерь электроэнергии за сутки за счет отключения одного из работающих трансформаторов. Составить график включений и отключений трансформаторов в зависимости от графика нагрузки подстанции. Построить графики зависимости ΔΡ = ƒ(К з ). Исходные данные по трансформаторам принять по [ 3.1] или [32,34].
Выполнить расчеты потерь мощности в наиболее мощном трансформаторе по условиям задания 12.1 при отклонении напряжения подведенного к первичной обмотке трансформатора в пределах: 0; ±5%; ±10 %; ±15 % при коэффициентах загрузки трансформатора К з = 0,5; 0,75; 1. По полученным данным построить зависимости ΔP=ƒ(U). Сделать анализ результатов расчета.
Определить экономию электроэнергии от перевода сети с напряжением U 1 на напряжение U 2 , если по линии, выполненной проводом АС, протяженностью l, максимальная нагрузка составляет S макс , число часов использования максимума нагрузки Т макс . Исходные данные принять по таблице 12.8.
Для условий задания 12.3 определить снижение потерь энергии в линии напряжением U 1 при увеличении cosφ 1 = 0,65 до cosφ 2 = 0,9. Оценить влияние компенсации реактивной мощности на уровень напряжения в сети.
Исходные данные для заданий 12.1 и 12.2
| № варианта | Мощность трансформаторов, кВּА | № типового графика нагрузок | |||
| S Н1 | S Н2 | S Н3 | S Н4 | ||
| 1 | 2 | 3 | 4 | 5 | 6 |
| Подстанции напряжением 10/0,4 кВ | |||||
| 1 | 25 | 25 | 25 | 25 | 1 |
| 2 | 40 | 40 | 40 | 40 | 2 |
| 3 | 63 | 63 | 63 | 63 | 3 |
| 4 | 100 | 100 | 100 | 100 | 4 |
| 5 | 160 | 160 | 160 | 160 | 5 |
| 6 | 250 | 250 | 250 | 250 | 6 |
| 7 | 400 | 400 | 400 | 400 | 7 |
| 8 | 630 | 630 | 630 | 630 | 8 |
| 9 | 25 | 40 | – | – | 9 |
| 10 | 25 | 63 | – | – | 10 |
| 11 | 40 | 63 | – | – | 11 |
| 12 | 40 | 100 | – | – | 12 |
| 13 | 63 | 100 | – | – | 13 |
| 14 | 63 | 160 | – | – | 14 |
| 15 | 100 | 160 | – | – | 15 |
| 16 | 100 | 250 | – | – | 1 |
| 17 | 160 | 250 | – | – | 2 |
| 18 | 160 | 400 | – | – | 3 |
| 19 | 250 | 400 | – | – | 4 |
| 20 | 250 | 630 | – | – | 5 |
| 21 | 400 | 630 | – | – | 6 |
| Подстанции напряжением 35/10 кВ | |||||
| 22 | 630 | 630 | 630 | 630 | 7 |
| 23 | 1000 | 1000 | 1000 | 1000 | 8 |
| 24 | 1600 | 1600 | 1600 | 1600 | 9 |
| 25 | 2500 | 2500 | 2500 | 2500 | 10 |
| 26 | 4000 | 4000 | 4000 | 4000 | 11 |
| 27 | 6300 | 6300 | 6300 | 6300 | 12 |
| 28 | 630 | 1000 | – | – | 13 |
| 29 | 630 | 1600 | – | – | 14 |
| 30 | 1000 | 1600 | – | – | 15 |
| 31 | 1000 | 2500 | – | – | 1 |
| 32 | 1600 | 2500 | – | – | 2 |
| 33 | 1600 | 4000 | – | – | 3 |
| 34 | 2500 | 4000 | – | – | 4 |
| 35 | 2500 | 6300 | – | – | 5 |
| 36 | 4000 | 6300 | – | – | 6 |
| 37 | 4000 | 6300 | 4000 | — | 1 |
| 38 | 1600 | 1600 | 1600 | — | 2 |
| 39 | 2500 | 2500 | 1600 | — | 3 |
| 40 | 630 | 630 | 1000 | — | 4 |
| 41 | 1000 | 630 | 1000 | — | 5 |
| Подстанции напряжением 110/10 кВ | |||||
| 42 | 2500 | 2500 | 2500 | 2500 | 7 |
| 43 | 6300 | 6300 | 6300 | 6300 | 8 |
| 44 | 10000 | 16000 | – | – | 9 |
| 45 | 16000 | 25000 | – | – | 10 |
| 46 | 25000 | 40000 | – | – | 11 |
| 47 | 40000 | 63000 | – | – | 12 |
| 48 | 63000 | 80000 | – | – | 13 |
| 49 | 80000 | 125000 | – | – | 14 |
| 50 | 10000 | 10000 | 10000 | 10000 | 15 |
| 51 | 16000 | 16000 | 16000 | 16000 | 1 |
| 52 | 25000 | 25000 | 25000 | 25000 | 2 |
| 53 | 40000 | 40000 | 40000 | 40000 | 3 |
| 54 | 63000 | 63000 | 63000 | 63000 | 4 |
| 55 | 80000 | 80000 | 80000 | 80000 | 5 |
| 56 | 80000 | 80000 | 63000 | — | 10 |
| 57 | 40000 | 4000 | 40000 | — | 11 |
| 58 | 63000 | 63000 | 63000 | — | 12 |
| 59 | 2500 | 2500 | 2500 | — | 13 |
| 60 | 6300 | 6300 | 6300 | — | 14 |
Суточные графики нагрузок потребителей (% от ∑S ном трансформаторов)
| № графика | Часы суток | |||||||||||||||||||||||
| 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 | 35 | 35 | 35 | 35 | 45 | 50 | 60 | 65 | 75 | 90 | 100 | 85 | 60 | 70 | 75 | 75 | 70 | 65 | 60 | 60 | 55 | 50 | 45 | 35 |
| 2 | 10 | 10 | 10 | 10 | 20 | 35 | 35 | 35 | 40 | 35 | 35 | 35 | 35 | 30 | 35 | 35 | 35 | 35 | 35 | 35 | 30 | 25 | 25 | 20 |
| 3 | 20 | 20 | 20 | 20 | 25 | 30 | 45 | 65 | 70 | 75 | 80 | 55 | 40 | 30 | 25 | 25 | 40 | 70 | 100 | 100 | 95 | 95 | 50 | 25 |
| 4 | 25 | 25 | 25 | 25 | 30 | 40 | 60 | 75 | 60 | 45 | 45 | 50 | 55 | 90 | 40 | 50 | 50 | 80 | 100 | 100 | 95 | 85 | 75 | 40 |
| 5 | 20 | 20 | 20 | 20 | 25 | 30 | 40 | 70 | 50 | 40 | 50 | 50 | 60 | 60 | 40 | 40 | 50 | 90 | 100 | 95 | 70 | 50 | 35 | 25 |
| 6 | 35 | 35 | 35 | 35 | 40 | 50 | 65 | 80 | 70 | 75 | 80 | 75 | 65 | 65 | 60 | 60 | 60 | 70 | 85 | 100 | 95 | 80 | 60 | 50 |
| 7 | 45 | 45 | 45 | 55 | 60 | 75 | 85 | 100 | 90 | 85 | 80 | 70 | 65 | 75 | 80 | 95 | 85 | 70 | 80 | 90 | 75 | 55 | 45 | 45 |
| 8 | 45 | 45 | 45 | 50 | 55 | 65 | 80 | 100 | 90 | 75 | 70 | 70 | 70 | 85 | 75 | 65 | 60 | 60 | 50 | 50 | 50 | 45 | 45 | 45 |
| 9 | 60 | 60 | 60 | 60 | 60 | 65 | 75 | 75 | 100 | 85 | 80 | 65 | 65 | 65 | 70 | 80 | 80 | 80 | 65 | 65 | 60 | 60 | 60 | 60 |
| 10 | 100 | 100 | 100 | 100 | 100 | 100 | 100 | 50 | 50 | 100 | 100 | 100 | 100 | 100 | 100 | 100 | 100 | 100 | 60 | 40 | 40 | 60 | 100 | 100 |
| 11 | 100 | 100 | 100 | 100 | 100 | 100 | 100 | 75 | 75 | 60 | 60 | 60 | 60 | 60 | 60 | 60 | 60 | 60 | 50 | 50 | 100 | 100 | 100 | 100 |
| 12 | 50 | 50 | 50 | 50 | 50 | 60 | 75 | 90 | 90 | 100 | 95 | 90 | 85 | 90 | 95 | 95 | 90 | 90 | 90 | 90 | 90 | 90 | 90 | 60 |
| 13 | 50 | 75 | 85 | 80 | 45 | 60 | 75 | 55 | 60 | 80 | 100 | 85 | 50 | 60 | 60 | 80 | 60 | 60 | 80 | 90 | 70 | 45 | 60 | 70 |
| 14 | 50 | 75 | 85 | 80 | 60 | 60 | 45 | 70 | 60 | 100 | 80 | 85 | 50 | 60 | 80 | 60 | 60 | 80 | 90 | 70 | 45 | 60 | 75 | 50 |
| 15 | 35 | 35 | 35 | 35 | 45 | 55 | 70 | 80 | 80 | 85 | 80 | 65 | 65 | 70 | 70 | 75 | 85 | 100 | 95 | 95 | 80 | 70 | 55 | 40 |
Исходные данные для заданий 12.3 и 12.4
| № вар. | U 1 | U 2 | Марка провода | Длина линии l, км | S макс , кВּА | Т макс , час |
| 1 | 6 | 10 | АС-50 | 8 | 1000 | 3500 |
| 2 | 6 | 10 | АС-70 | 5 | 1200 | 4000 |
| 3 | 6 | 10 | АС-35 | 4 | 880 | 3200 |
| 4 | 10 | 20 | АС-70 | 12 | 2500 | 3000 |
| 5 | 10 | 20 | АС-50 | 10 | 2200 | 4000 |
| 6 | 10 | 20 | АС-50 | 7 | 2100 | 3500 |
| 7 | 10 | 20 | АС-70 | 12 | 1800 | 3500 |
| 8 | 10 | 20 | АС-50 | 15 | 2700 | 4000 |
| 9 | 10 | 20 | АС-70 | 13 | 2500 | 3800 |
| 10 | 10 | 35 | АС-70 | 18 | 3000 | 4000 |
| 11 | 10 | 35 | АС-95 | 19 | 2800 | 3600 |
| 12 | 10 | 35 | АС-95 | 17 | 2500 | 4000 |
| 13 | 10 | 35 | АС-70 | 20 | 2800 | 3500 |
| 14 | 10 | 35 | АС-120 | 20 | 2700 | 4500 |
| 15 | 10 | 35 | АС-120 | 15 | 2800 | 5000 |
| 16 | 35 | 110 | АС-70 | 30 | 20000 | 5000 |
| 17 | 35 | 110 | АС-95 | 20 | 15000 | 5500 |
| 18 | 35 | 110 | АС-120 | 25 | 20000 | 4500 |
| 19 | 6 | 10 | АС-35 | 5 | 800 | 4000 |
| 20 | 10 | 35 | АС-70 | 12 | 2000 | 4500 |
| 21 | 35 | 110 | АС-70 | 25 | 18000 | 6500 |
| 22 | 35 | 110 | АС-95 | 17 | 17000 | 5000 |
| 23 | 35 | 110 | АС-120 | 23 | 21000 | 6500 |
| 24 | 35 | 110 | АС-120 | 20 | 22300 | 6200 |
| 25 | 35 | 110 | АС-70 | 15 | 20000 | 7500 |
Рациональное использование электроэнергии предполагает доведение до минимума расхода электроэнергии на единицу производимой продукции. Применительно к электроэнергетическим системам это экономия энергоресурсов при производстве, передаче и потреблении электроэнергии. Одной из основных задач электроснабжения является экономия электроэнергии за счет снижения потерь энергии.
Современные сельские системы электроснабжения для обеспечения требуемой надежности работы содержат многотрансформаторные подстанции напряжением 110/35/10, 110/10, 35/10 и 10/0,4 кВ. При проектировании и в условиях эксплуатации предусматривают экономически целесообразный режим работы трансформаторов, сущность которого состоит в следующем. При наличии на подстанции нескольких трансформаторов, могущих работать на общие шины, число включенных трансформаторов определяется условием минимума потерь мощности в этих трансформаторах при работе их по заданному графику нагрузки. При этом учитывают не только потери активной мощности в самих трансформаторах, но потери активной мощности, возникающие в системе электроснабжения по всей цепочке питания от генераторов электростанции до рассматриваемых трансформаторов из-за потребления трансформаторами реактивной мощности. Эти потери называют приведенными в отличие от потерь в самих трансформаторах.
Число одновременно работающих трансформаторов при переменном графике электрических нагрузок определяется на основании экономичных зон полных мощностей на шинах, которые устанавливаются из условия минимума приведенных потерь активной мощности в трансформаторах.
В зависимости от принятого закона регулирования напряжения на головной подстанции (электростанции), из-за большой протяженности линий электропередач в сельской местности и значительных потерь напряжения в них, напряжение первичной обмотки трансформаторов может отличаться от номинального. В соответствии с режимом нагрузки напряжение может быть меньше номинального (максимум нагрузки) или больше номинального (минимум нагрузки).
Для большинства применяемых в сельскохозяйственном электроснабжении трансформаторах потери активной мощности и ток холостого хода пропорциональны кубу напряжения.
Потери активной мощности в трансформаторах с учетом уровня подводимого напряжения
где U н , – номинальное напряжение первичной обмотки трансформатора;
U, – фактическое значение напряжения трансформатора.
Значения остальных параметров смотри в формулах (12.5, 12.9).
В формулу (12.32) необходимо подставлять мощность, передаваемую через все n трансформаторов.
Кривые приведенных потерь мощности трансформаторов в зависимости от изменения нагрузки показаны на рис. 12.1. Здесь кривые 1 и 2 – приведенные потери мощности при раздельной работе трансформаторов, кривая 3 – суммарные потери активной мощности в трансформаторах 1 и 2 при параллельной работе. Точки пересечения этих кривых (А, В), и соответствующие им нагрузки ( S 1 , S 2 ), определяются графическим способом. Из рис. 12.1 видим, что при изменении нагрузки от 0 до S 1 целесообразна работа первого трансформатора, при изменении нагрузки от S 1 до S 3 в работе должен находиться второй трансформатор, а при нагрузке более S 3 должны включаться оба трансформатора.
| Рис. 12.1. Зависимость приведенных потерь активной мощности в силовых трансформаторах от изменения нагрузки |
Значительные отклонения напряжения от номинального уровня на зажимах электроприемников приводит к изменению выходных параметров и потребляемой мощности, нарушению нормальной работы технологических установок. Сельскохозяйственный потребитель несет убытки, связанные с недополучением продукции и увеличением затрат. Влияние качества напряжения на технико-экономические показатели электроприемников зависит от их типа, загрузки и производственно-технологической схемы использования. В данной работе необходимо проанализировать влияние напряжения на величину потерь энергии в трансформаторах.
Влияние номинального напряжения сети на величину потерь энергии можно проанализировать по известным формулам ((12.13) настоящего раздела. или (5.13, 5.14) стр. 82 [1]). Перевод сети на более высокое номинальное напряжение применяется для повышения пропускной способности линий, когда нагрузка сети достигла предельных для действующего номинального напряжения значений, уменьшения величины токов короткого замыкания для возможности применения коммутационного оборудования с меньшей отключающей способностью. Снижение потерь электроэнергии в этом случае является сопутствующим эффектом.
Потери мощности в электрических сетях можно снизить путем компенсации реактивной мощности. При этом уменьшаются установленные мощности генераторов, разгружаются электрические линии и трансформаторы от перетоков реактивной мощности и одновременно улучшается качество напряжения. Влияние величины реактивной мощности передаваемой по линии на потери энергии можно проанализировать по тем же формулам (5.13, 5.14 стр. 82 [1]). Расчеты провести при неизменной активной мощности передаваемой по линии электропередачи. Определить величину активной мощности передаваемой по линии электропередачи по заданному значению полной мощности (табл. 12.3) при большем коэффициенте мощности. По формуле (5.108, стр.155 [1]) определить компенсацию потерь напряжения в линии при параллельном включении батареи конденсаторов.
- Напишите формулы определения потерь энергии в линии и в трансформаторе.
- Как зависят потери энергии от сечения проводов линии?
- Как зависят потери энергии от напряжения линии?
- Как зависят потери энергии от cosφ нагрузки?
- При какой загрузке трансформатора его КПД имеет максимальное значение?
- Как влияет коэффициент загрузки электродвигателей на потери энергии в сети?
- Как определяется экономия электроэнергии при переводе сети на более высокое напряжение?
- Как определить экономию электроэнергии от повышения cosφ нагрузки?
- Как осуществляется экономия электроэнергии в осветительных сетях?
- Как влияет качество электрической энергии на величину потерь электроэнергии в сети?
Источник
