Основные мероприятия по снижению потерь в электрических сетях


СОДЕРЖАНИЕ:

9 Экономия электроэнергии на промышленных предприятиях

9. Экономия электроэнергии на промышленных предприятиях. 9.1 Мероприятия по снижению потерь мощности и электроэнергии.

Основной экономический показатель при оценке потерь — стоимость ЭЭ. Потери ЭЭ отрицательно влияют на технико-экономические показатели сети, так как их стоимость включается в приведенные затраты и в годовые эксплуатационные расходы.

Все мероприятия по снижению потерь ЭЭ делятся на две группы: организационные и технические.

Организационные мероприятия не требуют существенных дополнительных затрат труда, материалов или денежных средств. Они бесспорны по своей целесообразности и требуют дополнительных обоснований.

· Повышение уровня напряжения путём его регулирования существующими средствами < гл. 10 [1]>;

· Сокращение сроков и повышения качества ремонта оборудования энергосистемы;

· Отключение на предприятиях в ночное время и праздничные дни большинства силовых трансформаторов;

· Отключение малонагруженных (менее 60%)трансформаторов.

· Выравнивание годовых и суточных графиков нагрузки при том же электропотреблении. Упорядочение технологических процессов производства, повышения ритмичности существенно снижает потери активной мощности и ЭЭ, уменьшается суммарный максимум энергосистемы и потребная мощность электростанций.

Технические мероприятия требуют существенных дополнительных затрат. Их перечень вытекает из основной формулы расчёта потерь (1.4).

S 2 P 2 + Q 2 P 2 Q 2

∆P = * R = * R = * R + * R =

· Перевод сети на более высокое напряжение Uном;

· Применение проводов большого сечения (снижение сопротивления R );

· Замена перегруженных трансформаторов на более мощные (снижение сопротивления R);

· Компенсация реактивной мощности.

Целесообразность технических мероприятий должна обосновываться экономическими расчётами.

9.2. Экономия электроэнергии в системах промышленного электроснабжения

9.2.1. Общие положения

Бережное, рациональное расходование всех видов ресурсов — важный принцип любой системы хозяйствования.

Работа по экономии электроэнергии должна быть постоянной работой энергетиков, технологов, производственников предприятия.

9.2.2.Экономия электроэнергии в трансформаторах, линиях, шинах, распределительных сетях напряжением до 1кв.

При передаче ЭЭ от источника питания до приёмника теряется 10 — 15% ЭЭ. Уменьшение потерь на транспорт ЭЭ актуален. На ПП трансформаторы устанавливают на главных понизительных подстанциях, цеховых подстанциях, специальных подстанциях (преобразовательные, печные, сварочные и т.д.

Уменьшение потерь ЭЭ в трансформаторах достигается:

· Путём правильного выбора числа трансформаторов (карта оперативных переключений трансформаторов в зависимости от технологического режима)

· Исключения холостого хода трансформаторов для сварочных аппаратов, механизмов с приводом с помощью асинхронных двигателей;

· Изменением числа работающих трансформаторов на предприятиях с одно или двухсменной работой;

· Наличие резервных связей между трансформаторными подстанциями на стороне 0,4 кВ для питания ночного, охранного или дежурного освещения с помощью одного или двух трансформаторов разных точек заводской сети.

Работа трансформаторов в режиме ХХ или близкого к нему вызывает лишние потери в самом трансформаторе (потери ХХ в магнитопроводе) и в системе электроснабжения из-за реактивного электропотребления (низкий коэффициент мощности cosj, tgj). Определяют потери мощности для различного числа включённых трансформаторов при известных коэффициентах загрузки b и составляют для дежурного персонала оперативную карту переключений трансформаторов в зависимости от технологического режима работы цеха . При автоматизированной системе управления электроснабжением возможно автоматическое переключение при снижении нагрузки.

Эффективность отключения одного или группы трансформаторов цеховой сети определяют по формуле

S DР = n * (DPx + kип * DQx) + 1/n (DPк + kип * DQк) *b 2 ,

где n — число включённых трансформаторов; DPx, DPк — активные потери ХХ и КЗ трансформатора, кВт (потери в стали и меди); DQx = Sн * Ixx / 100 , DQк =

= Sн * uк/100 — реактивные потери ХХ и КЗ трансформатора, кВАр; Ixx — ток ХХ трансформатора, %; uк — напряжение КЗ трансформатора, %; kип — коэффициент изменения потерь; b — Sср/Sнт — коэффициент загрузки трансформатора; Sср — средняя нагрузка трансформатора, кВА.

Уменьшение потерь ЭЭ в питающих линиях:

1. Уменьшение тока в линии.

· Использование резервных и параллельно работающих линий;

· Повышение напряжения в распределительных сетях .

2. Применение шинопроводов в цехах (большая надёжность, большая перегрузочная способность, упрощение и удешевление схемы электроснабжения).

При расчёте потерь ЭЭ в шинопроводах необходимо учитывать неравномерность распределения тока по сечению шин ( увеличение потерь), индуктивный перенос активной мощности из одной фазы в другую( неравенство активных сопротивлений фаз при несимметричном их расположении), потери мощности в ближайших к шинопроводу металлических частях . Уменьшить потери ЭЭ в шинопроводах можно изменением местоположения шин в пакете ( расположение шин в пакете АВСАВСАВС вместо ААА ВВВ ССС.

3. Симметрирование токов по фазам трёхфазной системы.

Равномерность загрузки фаз обеспечивают в первую очередь за счёт правильного распределения однофазных и трёхфазных нагрузок по фазам, применение нейтралеров на вводах и заземление оболочек кабеля. Мероприятия по выравниванию нагрузок фаз целесообразно проводить в трансформаторах, загруженных более чем на 30% номинальной мощности. В трансформаторах с загрузкой менее 30% номинальной мощности неравномерностью нагрузки можно пренебречь, так как нагрузочные потери незначительно превышают потери ХХ.

4. Установка понижающих трансформаторов с высшим напряжением 110,35,10,6 кВ вблизи приёмников ЭЭ и сокращение длины цеховых сетей 0,4 кВ.

5. Разукрупнение подстанций: с мощностью 1000 кВА с вторичным напряжением 400 В и с мощностью 1600 — 2500 кВА с вторичным напряжением 660 В.

6. Применение глубокого ввода напряжения 35 кВ.

Применение распределительных сетей 6 и 10 кВ ставит технический предел их использования в связи с ростом электрических нагрузок.

Система электроснабжения 35 кВ позволяет выполнить сети с более дешёвыми воздушными ЛЭП и значительно уменьшить потери ЭЭ в распределительных сетях, сократить число трансформаторов за счёт укрупнения трансформаторных подстанций.

9.3 Экономия электроэнергии за счёт специальных средств и улучшения проектирования систем электроснабжения

1.Исключение или уменьшение числа дополнительных устройств в системах электроснабжения для повышения качества электроэнергии позволяет экономить значительное количество электроэнергии:

· Использование трансформатора со схемой соединения обмоток «звезда-зигзаг» вместо трансформатора «звезда-звезда» позволяет значительно уменьшить несимметрию тока и напряжения в трёхфазной системе электроснабжения без применения специальных симметрирующих устройств (СУ);

· Использование выпрямительных устройств по 12, 24-фазной схемам выпрямления позволяет значительно уменьшить несинусоидальность тока и напряжения без применения специальных фильтрокомпенсирующих устройств (ФКУ).

2.Установление рационального шага номинальных мощностей.

При шаге, равном 1,35 шкала мощностей равна 100,135, 180, 240, 320, 560, 750, 1000 кВА и т.д. Наличие такого ряда мощностей обеспечивает при проектировании или реконструкции систем электроснабжения выбор трансформатора без значительного завышения номинальной мощности. При существующем шаге номинальных мощностей 1,6 ( мощность равна 100,160, 250, 400, 630, 1000 кВА и т. д. увеличивает их установленную мощность и снижает коэффициент их использования.

Низкая эффективность использования установленной трансформаторной мощности определяется также завышением на стадии проектирования расчётных электрических нагрузок. Завышение расчётных электрических нагрузок вызвано следующими причинами:

· Изменились показатели электрических нагрузок в связи с использованием нового оборудования и технологий, применением автоматизированных систем управления технологическим процессом;

· Электрические нагрузки, рассчитанные по принятой методике упорядоченных диаграмм, завышает действительную нагрузку на 20-200%.

3.Проектирование систем электроснабжения с учётом особенностей технологического процесса уменьшает количество трансформаторов и повышает их коэффициент использования

9.4. Экономия электроэнергии при эксплуатации цехового электрооборудования

1. Эксплуатация электрического и механического оборудования в соответствии с техническими требованиями, обеспечивающая первоначальный КПД.

2. Планово предупредительный ремонт электрооборудования с обязательным выполнением работ, уменьшающих потери ЭЭ:

· Смазка подшипников электродвигателей для уменьшения потери на трение и нагрев материалов;

· Очистка воздушных фильтров системы подачи воздуха принудительного охлаждения двигателей, очистка вентиляционных каналов от пыли. Это уменьшает нагрев электродвигателей и потери ЭЭ;

· Проверка болтовых соединений шинопроводов 0,4 — 10 кВ и контроль переходного сопротивления. Это уменьшает потери ЭЭ;

· Измерение сопротивления и других характеристик изоляции электрических машин, трансформаторов, аппаратов управления, кабелей и проводов. Поддержание сопротивления изоляции на высоком уровне ( не менее 1 кОм на 1 В рабочего напряжения)- важное средство надёжности электрооборудования;

· Очистка ламп, осветительной аппаратуры, светильников и стёкол оконных проёмов. Это позволяет экономить 10 — 15 % ЭЭ на освещение;

· Применение ограничителей ХХ на оборудовании, имеющим межоперационное время ( время ХХ ) 10 с и более. Это приводит к экономии электроэнергии.

Эффективность применения ограничителей ХХ определяется с помощью диаграммы рис. 25.4 [2]. Для пользования диаграммой необходимо иметь среднюю мощность ХХ Рхх, кВт, определяемую замером нагрузки привода на ХХ; номинальную мощность привода Рном, кВт; количество циклов в час n, цикл/час, время ХХ tx, c. По этим данным определяют параметры диаграммы: а = Рх/Рном, b = 1/ (4tx). По параметрам a и b находят показатель эффективности e. С его помощью определяют часовую экономию ЭЭ системой электропривода, кВт.ч: DЭ = n * Pном * tx / 3600.

· Замена ненагруженных электродвигателей электродвигателями меньшей мощности.

При коэффициенте использования электродвигателя 0,45 (если нет технологической необходимости) замена всегда целесообразна. Замена электродвигателя при коэффициенте использования 0,45 ¸0,7 решают на основании технико-экономических расчётов. Критерием эффективности замены служит разность суммарных потерь активной мощности в двигателях при установившейся нагрузке DP = Pсум1— P сум2.

Суммарные потери электроэнергии в электродвигателях определяют по формуле

Pсум = [ Qx * (1 — k 2 иа) + k 2 иа * Qном] * kип + DPx + k 2 иа * DРном,

где Qx = √ 3 * Uном * Ix — реактивная мощность ХХ, кВАр; Ix — ток ХХ, А; Uном — номинальное напряжение, В; kиа = Рср/Рном — коэффициент использования по активной мощности; Рср — средняя нагрузка электродвигателя, кВт; Рном — номинальная мощность, кВт; Qном = Рном * tgφном / ηд — реактивная мощность при номинальной нагрузке, кВАр; ηд — номинальный КПД; tgφном — номинальный коэффициент реактивной мощности двигателя; kип — коэффициент изменения потерь; ∆Рх = Рном * < (1- ηД) / ηД>* < γ / ( 1 - γ ) >— потери активной мощности при ХХ, кВт; ∆Рном * < (1- ηД) / ηД>* < γ / ( 1 + γ ) >— потери активной мощности при 100 % — ой загрузке, кВт; γ — ∆Рх / ∆Рном — расчётный коэффициент, зависящий от конструкции двигателя, определяют по формуле

Вопрос о замене электродвигателя решают с учётом технологического процесса и перспективой увеличения производства.

Основные мероприятия по снижению потерь в электрических сетях

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;

Р – нагрузка сети 0,38 кВ;

n – число трансформаторов.

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
Каждый электрик должен знать:  Вирусы вымогатели и вредоносное ПО и как с этим бороться

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.

  1. Напишите формулы определения потерь энергии в линии и в трансформаторе.
  2. Как зависят потери энергии от сечения проводов линии?
  3. Как зависят потери энергии от напряжения линии?
  4. Как зависят потери энергии от cosφ нагрузки?
  5. При какой загрузке трансформатора его КПД имеет максимальное значение?
  6. Как влияет коэффициент загрузки электродвигателей на потери энергии в сети?
  7. Как определяется экономия электроэнергии при переводе сети на более высокое напряжение?
  8. Как определить экономию электроэнергии от повышения cosφ нагрузки?
  9. Как осуществляется экономия электроэнергии в осветительных сетях?
  10. Как влияет качество электрической энергии на величину потерь электроэнергии в сети?

Возможности снижения потерь в электрических сетях

В настоящее время в электрических сетях имеет место рост фактических (отчётных) потерь электроэнергии. За 10 лет суммарные потери электроэнергии в сетях всех классов напряжения увеличились с 78 до 107,5 млрд. кВт/ч (с 10,1 до почти 13 %). Технические потери превышают 74%, коммерческие – соответственно – 26 %. В отдельных сетевых компаниях фактические потери электроэнергии превышают 30 % при обоснованных технических потерях 5–12 %. В сетях напряжением 220 кВ и ниже потери электроэнергии составляют 78 % от общих потерь, из них:

— в сетях 110–220 кВ – 28 %,

— в сетях 35 кВ – 16 %

— в сетях 10 – 0,4 кВ – 34 %.

Потери электроэнергии, не зависящие от нагрузки («условно-постоянные»), составляют 24,7%, «нагрузочные потери» (зависимые от величины передаваемой по сети мощности) – 75,3 % от общих потерь.

В составе нагрузочных потерь:

— 86 % – потери в ЛЭП,

— 14 % – в трансформаторах.

В условно-постоянных потерях:

67 % – потери холостого хода трансформаторов,

11 % – потери в собственных нуждах подстанций,

22 % – прочие потери.

Анализ динамики абсолютных и относительных потерь электроэнергии в сетях России, режимов их работы и загрузки показывает, что практически отсутствуют весомые причины роста технических потерь, обусловленных физическими процессами передачи и распределения электроэнергии. Основная причина потерь – увеличение коммерческой составляющей.

Основными факторами роста технических потерь являются:

— использование устаревших видов электрооборудования;

— несоответствие используемого электрооборудования существующим нагрузкам;

— неоптимальные установившиеся режимы в сетях РСК по уровням напряжения и реактивной мощности;

— влияние оптового рынка электроэнергии на режимы сетей.

Основными факторами роста коммерческих потерь являются:

— недопустимые погрешности измерений электроэнергии (несоответствие приборов учёта классам точности, трансформаторов тока существующим нагрузкам, нарушение сроков поверки и неисправности приборов учёта);

— использование несовершенных методов расчёта количества отпущенной электроэнергии при отсутствии приборов учёта;

— несовершенство методов снятия показаний с приборов учёта и выписки квитанций непосредственно абонентами бытового сектора;

— рост бездоговорного и неучтённого потребления электроэнергии (хищений);

— искажение объёмов отпуска электроэнергии потребителям.

Структура коммерческих потерь электроэнергии в распределительных электрических сетях.

Фактические потери, т.е. разница между отпущенной в сеть и оплаченной электроэнергией, укрупнено имеют четыре составляющие:

1) технические потери, обусловленные физическими процессами, происходящими при передаче электроэнергии по электрическим сетям и выражающимися в преобразовании части электроэнергии в тепло в элементах сетей;

2) расход электроэнергии на собственные нужды подстанций и плавку гололёда, необходимый для обеспечения работы технологического оборудования подстанций, ЛЭП и жизнедеятельности обслуживающего персонала;

3) потери электроэнергии, обусловленные инструментальными погрешностями её измерения (инструментальные потери);

4) коммерческие потери, обусловленные хищениями электроэнергии, несоответствием оплаты за электроэнергию бытовыми потребителями показаниям приборов учёта, задержкой платежей, неоплатой счетов 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 (отчётными) потерями и суммой первых трёх составляющих, представляющих собой технологические потери.

Коммерческие потери электроэнергии – проявление «человеческого фактора». Они имеют организационные, экономические, психологические и юридические корни. Имеющиеся статистические данные свидетельствуют о практически повсеместном росте потерь электроэнергии. В отдельных регионах они достигли 15–20% от полезного отпуска электроэнергии, а в муниципальных городских и районных электрических сетях их доля составляет 25–50%. Убытки от коммерческих потерь на современном этапе оцениваются около 30 млрд. рублей в год. Недоимка по налогообложению в бюджеты всех уровней превышает 7 млрд. рублей в год.

Анализ динамики и структуры потерь электроэнергии свидетельствует о росте потерь в тех энергосистемах, где доля бытовой и мелкомоторной нагрузки значительна. Если принять во внимание, что коммерческие потери сосредоточены в основном в сетях 0,4–10 кВ и по объективным причинам загрузка электрических сетей 0,4 кВ будет увеличиваться в связи с опережающим ростом бытового потребления электроэнергии, доля потерь в распределительных сетях в ближайшие годы также будет расти. Несомненно, обеспечение точного инструментального учёта отпущенной и потреблённой электроэнергии является важным вопросом, на который обращают внимание многие специалисты, говоря о необходимости снижения потерь электроэнергии в электрических сетях. Однако это не снимает проблему коммерческих потерь в целом, а лишь позволяет энергоснабжающим предприятиям наладить более точный инструментальный учёт отпущенной потребителям электроэнергии, и за счёт этого получить от них дополнительные финансовые средства.

В общем случае составляющие коммерческих потерь электроэнергии здесь предлагается объединить в три группы:

— обусловленные погрешностями измерений отпущенной в сеть и полезно отпущенной электроэнергии потребителям;

— обусловленные занижением полезного отпуска из-за недостатков энергосбытовой деятельности и хищения электроэнергии;

— обусловленные задолженностью по оплате за потреблённую электроэнергию.

Кроме вышеперечисленных составляющих коммерческих потерь, относящихся к последним двум группам, выделим ещё четыре дополнительные составляющие.

1) потери, обусловленные умышленным занижением сумм платежей со стороны потребителей. Появление таких потерь наиболее вероятно там, где прибор учёта находится на территории собственника – физического лица, и доступ к нему для контролирующего персонала энергосбытового предприятия затруднён по юридическим причинам.

2) потери, связанные с затратами энергоснабжающего предприятия на выполнение мероприятий по истребованию долгов и выявлению фактов хищения электроэнергии (судебные, транспортные расходы и др.).

3) потери, вызванные действиями диспетчерского персонала энергосетевой компании (оптового поставщика электроэнергии) и связанные с введением режима ограничения потребляемой мощности для энергоснабжающего предприятия (ограничение мощности при возникновении угрозы потери устойчивости энергосистемы из-за дефицита генерирующих мощностей или при возникновении большой задолженности у энергоснабжающего предприятия перед оптовым поставщиком электроэнергии).

4)потери из-за нарушения качества электроэнергии и законного отказа потребителя от полной оплаты некачественной электроэнергии или дополнительными затратами энергоснабжающей организации на ликвидацию последствий нарушения качества электроэнергии (ремонт электрооборудования, проведение мероприятий по локализации и ликвидации причин нарушения качества электроэнергии и др.).

Обобщённая структура коммерческих потерь электроэнергии в распределительных сетях представлена на рис. 2.3. (Источник: Журнал «Электротехнические комплексы и системы управления»,www.v-itc.ru/electrotech)

Анализ структуры коммерческих потерь электроэнергии (рис. 2.3) позволяет сформулировать основные направления повышения эффективности функционирования энергоснабжающего предприятия. Это разработка и внедрение мероприятий, связанных с:

— совершенствованием организационной деятельности на предприятии;

— предотвращением и выявлением фактов хищения электроэнергии, в том числе обнаружением мест несанкционированного подключения к ЛЭП;

— контролем своевременности и полноты платежей за потреблённую электроэнергию;

— реализацией функций оперативного диспетчерского управления на уровне каждого потребителя;

— контролем качества электроэнергии и оперативным устранением причин, вызывающих нарушение качества электроэнергии.

Рисунок 2.3 – Структура коммерческих потерь электроэнергии

Семь способов борьбы с потерями в воздушных электрических сетях

Причины потерь электроэнергии в воздушных линиях и способы борьбы с ними, на основе практического опыта.

Вероятно, каждый, кто имеет дом в деревне, живет в частном секторе в городе или строит свой дом, со временем столкнется с проблемой нестабильности электросети. Это выражается в резких бросках напряжения, проблемах защиты электроприборов при грозах, длительных периодах сильно завышенного или сильно заниженного напряжения в электросети.

Многие из этих проблем связаны с особенностями воздушных электрических линий, другие, с невыполнением элементарных правил прокладки линий и их обслуживания. К сожалению, в нашей стране все более внедряется в жизнь лозунг: «Спасение утопающих – дело рук самих утопающих». Поэтому, попробуем рассмотреть эти проблемы и способы их решения подробнее.

Откуда берутся потери в электрических сетях?

Во всем виноват Ом.

Для тех кто, знаком с законом Ома, не трудно вспомнить, что U=I*R. Это значит, что падение напряжения в проводах электролинии пропорционально ее сопротивлению и току через нее. Чем больше это падение, тем меньше напряжение в розетках у вас дома. Поэтому сопротивление линии электропередач нужно снижать. Причем ее сопротивление складывается из сопротивления прямого и обратного провода — фазы и нуля от трансформатора подстанции до вашего дома.

Непонятная реактивная мощность.

Вторым источником потерь является реактивная мощность или точнее реактивная нагрузка. Если нагрузка чисто активная, например это лампы накаливания, электронагреватели, электроплитки, то электроэнергия потребляется практически полностью ( кпд более 90%, cos стремится к 1). Но это идеальный случай, обычно нагрузка имеет емкостной или индуктивный характер. Реально косинус фи потребителя величина изменяемая по времени и имеет значение от 0.3 до 0.8, если не применять специальных мер.

При реактивной нагрузке имеет место явление неполного поглощения энергии, ее отражения от нагрузки и циркуляция паразитных токов в проводах. При этом получаются дополнительные потери в проводах на нагрев, броски напряжения и тока, приводящие к неисправностям. Например, частично нагруженный асинхронный электродвигатель электропилы или пилорамы имеет cos 0.3- 0.5. Кроме тепловых потерь, при наличии мощной реактивной нагрузки сильно «врут» электросчетчики.

Из статистики известно, что по причине, нескомпенсированной реактивной мощности потребитель теряет до 30% электроэнергии. Для того чтобы ликвидировать такие типы потерь, используются компенсаторы реактивной мощности. Такие устройства серийно выпускаются промышленностью. Причем они бывают от «однорозеточного» варианта, до устройств, устанавливаемых на трансформатор подстанции.

Оборотни в фуфайках.

Третьим источником потерь, является банальное воровство электроэнергии. Казалось бы, этим должны заниматься правоохранительные органы, но они не имеют отделов энергоаудита. Поэтому, третьим источником потерь тоже должен заниматься потребитель, т.к. по закону у него должен стоять общедомовой или общехозяйственный счетчик и за воровство паршивой овцы платит все стадо.

Оценка потерь в линии на конкретном примере.

Активное сопротивление линии R=(ρ*L)/ S, где ρ — удельное сопротивление материала провода, L- его длина, S – поперечное сечение. Для меди удельное сопротивление составляет 0,017, а для алюминия 0,028 Ом*мм2/м. Медь имеет почти в два раза меньшие потери, но она гораздо тяжелее и дороже алюминия, поэтому для воздушных линий обычно выбирают алюминиевые провода.

Таким образом, сопротивление одного метра алюминиевого провода, сечением 16 квадратных миллиметров, составит (0.028 х 1)/16=0.0018 Ом. Посмотрим, каковы будут потери в линии длиной 500 м, при мощности нагрузки 5 кВт. Так как ток течет по двум проводам, то длину линии удваиваем, т.е. 1000 м.

Сила тока при мощности 5 кВт составит: 5000/220=22.7 А. Падение напряжения в линии U=1000х0.0018х22.7=41 В. Напряжение на нагрузке 220-41=179 В. Это уже меньше допустимых 15% снижения напряжения. При максимальном токе 63 А, на который рассчитан этот провод ( 14 кВт), т.е. когда свои нагрузки включат ближайшие соседи, U=1000х0.0018х63=113 В! Именно поэтому в моем дачном доме по вечерам еле светится лампочка!

Способы борьбы с потерями.

Первый простейший способ борьбы с потерями.

Первый способ основан на снижении сопротивления нулевого провода. Как известно ток течет по двум проводам: нулевому и фазному. Если увеличение сечения фазного провода достаточно затратное (стоимость меди или алюминия плюс работы по демонтажу и монтажу), то сопротивление нулевого провода можно уменьшить достаточно просто и очень дешево.

Этот способ использовался с момента прокладки первых линий электропередач, но в настоящее время из-за «пофигизма» или незнания часто не используется. Заключается он в повторном заземлении нулевого провода на каждом столбе электролинии или (и) на каждой нагрузке. В этом случае параллельно сопротивлению нулевого провода подключается сопротивление земли между нулем трансформатора подстанции и нулем потребителя.

Если заземление сделано правильно, т.е. его сопротивление менее 8 Ом для однофазной сети, и менее 4 Ом для трехфазной, то удается существенно (до 50%) снизить потери в линии.

Второй простейший способ борьбы с потерями.

Второй простейший способ тоже основан на снижении сопротивления. Только в этом случае необходимо проверять оба провода — ноль и фазу. В процессе эксплуатации воздушных линий из-за обрыва проводов образуется места локального повышения сопротивления – скрутки, сростки и т.д. В процессе работы в этих местах происходит локальный разогрев и дальнейшая деградация провода, грозящая разрывом.

Такие места видны ночью из-за искрения и свечения. Необходимо периодически визуально проверять электролинию и заменять особо плохие ее отрезки или линию целиком.

Для ремонта лучше всего применить самонесущие алюминиевые изолированные кабели СИП. Они называются самонесущими, т.к. не требуют стального троса для подвески и не рвутся под тяжестью снега и льда. Такие кабели долговечны (срок эксплуатации более 25 лет), есть специальные аксессуары для легкого и удобного крепления их к столбам и зданиям.

Третий способ борьбы с потерями.

Понятно, что третьим способом является замена отслужившей «воздушки» на новую.

В продаже имеются кабели типов СИП-2А, СИП-3, СИП-4. Сечение кабеля выбирают не менее 16 квадратных миллиметров, он может пропускать ток до 63 А, что соответствует мощности 14 кВт при однофазной сети и 42 кВт при трехфазной. Кабель имеет двухслойную изоляцию и покрыт специальным пластиком, защищающим изоляцию проводов от солнечной радиации. Примерные цены на СИП можно посмотреть здесь: http://www.eti.su/price/cable/over/over_399.html. Двухпроводный СИП кабель стоит от 23 руб. за погонный метр.

Четвертый способ борьбы с потерями.

Этот способ основан на применении специальных стабилизаторов напряжения на входе в дом или другой объект. Такие стабилизаторы бывают как однофазного, так и трехфазного типа. Они увеличивают cos и обеспечивают стабилизацию напряжения на выходе в пределах + — 5%, при изменении напряжения на входе + — 30%. Их мощностной ряд может быть от сотен Вт до сотен кВт.

Вот несколько сайтов посвященных стабилизаторам : http://www.enstab.ru, http://www.generatorplus.ru, http://www.stabilizators.ru/, http://www.aes.ru. Например, приведенный на сайте http://www.gcstolica.ru/electrotech/stabilizer/x1/ однофазный стабилизатор «Лидер», мощностью 5 кВт, стоит 18500 руб. Отметим однако, что из-за перекоса фаз и потерь в электролинии, напряжение на входе стабилизатора может падать ниже 150 В. В этом случае, срабатывает встроенная защита и вам ничего не остается, как снизить свои потребности в электроэнергии.

Пятый способ компенсации потерь электроэнергии.

Это способ использования устройств компенсации реактивной мощности. Если нагрузка индуктивная, например различные электромоторы, то это конденсаторы, если емкостная, то это специальные индуктивности. Посмотреть примеры реализации можно здесь: http://www.emgerson.ru/produkciya/krm, http://www.nucon.ru/dictionary/kompensator-reaktivnoi-moshnosti.php, http://www.sdsauto.com/kompensator_moschnosti.html, http://www.vniir.ru/production/cat/cat/abs-vniir-ukrm.pdf и т.д.

Шестой способ – борьба с воровством электроэнергии.

По опыту работы, самым эффективным решением является вынос электросчетчика из здания и установка его на столбе линии электропередачи в специальном герметичном боксе. В этом же боксе устанавливаются вводный автомат с пожарным УЗО и разрядники защиты от перенапряжений.

Седьмой способ борьбы с потерями.

Этот способ снижения потерь за счет использования трехфазного подключения. При таком подключении снижаются токи по каждой фазе, а следовательно потери в линии и можно равномерно распределить нагрузку. Это один из самых простых и самых эффективных способов. Как говорят: «Классика жанра».

Выводы.

Если вы хотите снизить потери электроэнергии, то сначала сделайте аудит ваших электросетей. Если вы сами не в состоянии это сделать, то сейчас много организаций готовы помочь вам за ваши деньги. Надеюсь, что советы, приведенные выше, помогут осознать с чего начать и к чему стремиться. Все в ваших силах. Желаю успехов!

Please verify you are a human

Access to this page has been denied because we believe you are using automation tools to browse the website.

This may happen as a result of the following:

  • Javascript is disabled or blocked by an extension (ad blockers for example)
  • Your browser does not support cookies

Please make sure that Javascript and cookies are enabled on your browser and that you are not blocking them from loading.

Reference ID: #3abcb9b0-10c5-11ea-aa07-658346a90758

Расчет потери электроэнергии в электрических сетях

Актуальным вопросом в современной электроэнергетике являются потери электроэнергии, которые тесно переплетаются с финансовой составляющей. Это своего рода резерв получения дополнительной выгоды, повышение рентабельности производственного процесса. Попытаемся разобраться со всеми гранями этого вопроса и дать четкое представление о тонкостях потерь электроэнергии в сетях.

Что такое потери электрической энергии?

Под потерями электроэнергии в широком смысле следует понимать разницу между поступлениями в сети и фактическим потреблением (полезным отпуском). Расчет потерь предполагает определение двух величин, что выполняется через учет электрической энергии. Одни стоят непосредственно на подстанции, другие у потребителей.

Потери могут рассчитываться в относительных и абсолютных величинах. В первом случае исчисление выполняется в процентах, во втором – в киловатт-часах. Структура разделена на две основных категории по причине возникновения. Общие потери именуются фактическими и являются основой эффективности работы подразделения.

Где выполняется расчет?

Расчет потерь электроэнергии в электрических сетях выполняется по следующим направлениям:

  1. Для предприятий, генерирующих энергию и отдающих в сеть. Уровень зависит от технологии производства, правильности определения собственных нужд, наличия технических и коммерческих учетов. Потери генерации ложатся на коммерческие организации (включаются в стоимость) или добавляются в нормативы и фактические величины на районы или предприятия электрических сетей.
  2. Для высоковольтной сети. Передача на дальние расстояния сопровождается высоким уровнем потерь электроэнергии в линиях и силовом оборудовании подстанций 220/110/35/10 кВ. Рассчитывается путем определения норматива, а в более совершенных системах через приборы электронного учета и автоматизированных систем.
  3. Распределительные сети, где происходит разделение потерь на коммерческие и технические. Именно в этой области сложно прогнозировать уровень величины из-за фактора сложности обвязки абонентов современными системами учета. Потери при передаче электроэнергии рассчитываются по принципу поступило за минусом платы за потребленную электрическую энергию. Определение технической и коммерческой части выполняется через норматив.

Технические потери: физические причины появления и где возникают

Сущность технических потерь заключается в несовершенстве технологии и проводников, используемых в современной электроэнергетике. В процессе генерации, передачи и трансформации электроэнергии возникают физические явления, которые и создают условия утечки тока, нагрев проводников или прочие моменты. Технические потери могут возникать в следующих элементах:

  1. Трансформаторы. Каждый силовой трансформатор обладает двумя или тремя обмотками, посередине которого расположен сердечник. В процессе трансформации электроэнергии с большего на меньшего в этом элементе происходит нагрев, что и предполагает появление потерь.
  2. Линии электропередач. При транспортировке энергии на расстояния происходит утечка тока на корону для ВЛ, нагрев проводников. На расчет потерь в линии влияют следующие технические параметры: длина, сечение, удельная плотность проводника (медь или алюминий), коэффициенты потерь электроэнергии, в частности, коэффициент распределенности нагрузки, коэффициент формы графика.
  3. Дополнительное оборудование. К этой категории необходимо отнести технические элементы, которые участвуют в генерации, транспортировке, учете и потреблении электроэнергии. Величины для этой категории в основном постоянные или учитываются через счетчики.

Для каждого вида элементов электрической сети, для которой рассчитываются технические потери, имеется разделение на потери холостого хода и нагрузочные потери. Первые считаются постоянной величиной, вторые зависят от уровня пропуска и определяются для анализируемого периода, зачастую за месяц.

Коммерческие потери: основное направление повышения эффективности в электроэнергетике

Коммерческие потери электроэнергии считаются сложно прогнозируемой величиной, так как зависят от потребителей, от их желания обмануть предприятие или государство. Основой указанных проблем являются:

  1. Сезонная составляющая. В представленное понятие вкладывается недоплата физических лиц по реально отпущенной электрической энергии. К примеру, в Республике Беларусь существует 2 причины появления «сезонки» — это наличие льгот по тарифам и оплата не на 1, а на 25 число.
  2. Несовершенство приборов учетов и их неправильная работа. Современные технические средства для определения потребленной энергии значительно упростили задачу абонентской службе. Но электроника или неправильно налаженная система учета может подвести, что и становится причиной рост коммерческих потерь.
  3. Воровство, занижение показаний счетчиков коммерческими организациями. Это отдельная тема для разговора, которая предполагает различные ухищрения физических и юридических лиц по сокращению расходов на электрическую энергию. Все это сказывается на росте потерь.

Фактические потери: общий показатель

Для расчета фактических потерь необходимо сложить коммерческую и техническую составляющую. Однако реальный расчет этого показателя осуществляется по-другому, формула потерь электроэнергии следующая:

Величина потерь = (Поступления в сеть – Полезный отпуск – Перетоки в другие энергосистемы – Собственные нужды) / (Поступления в сеть – Беспотерьные – Перетоки – Собственные нужды) * 100%

Зная каждый элемент, определяют фактические потери в процентном отношении. Для вычисления требуемого параметра в абсолютных величинах необходимо выполнить расчеты только числителя.

Какие потребители считаются беспотерьными и что такое перетоки?

В представленной выше формуле используется понятие «беспотерьные», которое определяется по коммерческим приборам учета на подстанциях высокого напряжения. Предприятие или организация самостоятельно несут расходы на потери электроэнергии, которые учитываются прибором учета в точке подключения к сетям.

Что касается перетоков, то они также относятся к беспотерьным, хотя высказывание не совсем корректное. В общем понимании это электрическая энергия, которая из одной энергосистемы отправляется в другую. Учет осуществляется также с использованием приборов.

Собственные нужды и потери электрической энергии

Собственные нужды необходимо отнести к особой категории и разделу фактических потерь. Для работы электросетей требуются затраты на поддержание функционирования подстанций, расчетно-кассовых центров, административных и функциональных зданий РЭСов. Все эти величины фиксируются и отражаются в представленном параметре.

Методики расчета технических потерь на предприятиях электроэнергетики

Потери электроэнергии в электрических сетях осуществляется по двум основным методикам:

  1. Расчет и составление норматива потерь, что реализовывается через специальное программное обеспечение, куда закладывается информация по топологии схемы. Согласно последней определяются нормативные величины.
  2. Составление небалансов для каждого элемента электрических сетей. В основе этого метода лежит ежедневное, еженедельное и ежемесячное составление балансов в высоковольтной и распределительных сетях.

Каждый вариант обладает особенностями и эффективностью. Необходимо понимать, что выбор варианта зависит и от финансовой стороны вопроса.

Расчет норматива потерь

Расчет потерь электроэнергии в сетях во многих странах СНГ и Европы осуществляется с применением данной методологии. Как отмечалось выше, процесс предполагает использование специализированного софта, в котором имеются нормативные величины и топология схемы электрических сетей.

Для получения информации о технических потерях от сотрудника организации потребуется внести характеристики пропуска по фидеру активной и реактивной энергии, определить максимальные значения по активной и реактивной мощности.

Необходимо отметить, что погрешность таких моделей может доходить до 25 % только при расчете потерь электроэнергии в линии. К представленному методу следует относиться в качестве математической, примерной величине. В этом и выражается несовершенство методологии просчета технических потерь в электрических сетях.

Используемое программное обеспечение для расчета

На текущий момент существует огромное количество программного софта, который выполняет расчет норматива технических потерь. Выбор того или иного продукта зависит от стоимости обслуживания, региональности и других важных моментов. В Республике Беларусь основной программой считается DWRES.

Софт разрабатывался группой ученых и программистов Белорусского Национального Технического Университета под руководством профессора Фурсанова Н.И. Инструмент для расчета норматива потерь специфичен, обладает рядом системных достоинств и недостатков.

Для рынка России особой популярностью пользуется ПО «РПТ 3», который разрабатывался специалистами ОАО «НТЦ Электроэнергетики». Софт весьма неплохой, выполняет поставленные задачи, но также обладает рядом отрицательных сторон. Тем не менее расчет нормативных величин осуществляется в полной мере.

Составление небаланса в высоковольтных и распределительных сетях

Потери электроэнергии технического плана можно выявить через другой метод. О нем уже говорилось выше – предполагается, что все высоковольтные или распределительные сети обвязаны приборами учета. Они помогают определить величину максимально точно. Кроме этого, подобная методика обеспечивает реальную борьбу с неплательщиками, воровством и неправильное использование энергооборудования.

Следует отметить, что подобный подход, несмотря на эффективность, неприменим в современных условиях. Для этого необходимы серьезные мероприятия с большими затратами на реализацию обвязки всех потребителей электронными учетами с передачей данных (АСКУЭ).

Как сократить технические потери: способы и решения

Снизить потери в линиях, трансформаторных подстанциях помогают следующие направления:

  1. Правильно выбранный режим работы оборудования, загрузка мощностей влияет на нагрузочные потери. Именно поэтому диспетчер обязан выбирать и вести наиболее приемлемый режим работы. К представленному направлению важно отнести выбор точек нормального разрыва, расчеты загруженности трансформаторов и так далее.
  2. Замена оборудование на новое, которое обладает низкими показателями холостого хода или лучше справляются с нагрузочными потерями. Для линий электропередач предполагается замена проводов на большее сечение, использование изолированных проводников.
  3. Сокращение времени обслуживания оборудования, что ведет к снижению расхода энергии на собственные нужды.

Сокращение коммерческой составляющей потерь: современные возможности

Потери электроэнергии по коммерческой части предполагают использование следующих методов:

  1. Установка приборов учетов и систем с меньшей погрешностью. На текущий момент оптимальными считаются варианты с классом точности 0,5 S.
  2. Использование автоматизированных систем передачи информации, АСКУЭ, которые призваны убрать сезонные колебания. Контроль за показаниями является условием борьбы с воровством и занижением данных.
  3. Осуществление рейдов по проблемным адресам, которые определяются через систему балансов распределительной сети. Последнее актуально при обвязке абонентов современными учетами.
  4. Применение новых технологий по определению недоучета систем с трансформаторами тока. Специализированные приборы распознают коэффициент смещения тангенса вектора распределения электрической энергии.

Потери электроэнергии в электрических сетях – важный показатель, который обладает существенным потенциалом для коммерческих организаций энергетического бизнеса. Сокращение фактических потерь приводит к росту получаемой прибыли, а это влияет на рентабельность. В заключение необходимо отметить, что оптимальный уровень потерь должен составлять 3-5 % в зависимости от района.

Методические рекомендации Методические рекомендации по определению потерь электрической энергии в городских электрических сетях напряжением 10(6)-0,4 кВ.

РОССИЙСКОЕ АКЦИОНЕРНОЕ ОБЩЕСТВО ЗАКРЫТОГО ТИПА «РОСКОММУНЭНЕРГО»

ЗАКРЫТОЕ АКЦИОНЕРНОЕ ОБЩЕСТВО «АСУ МОСОБЛЭЛЕКТРО»

ПО ОПРЕДЕЛЕНИЮ ПОТЕРЬ

В ГОРОДСКИХ ЭЛЕКТРИЧЕСКИХ СЕТЯХ

НАПРЯЖЕНИЕМ 10(6)-0,4 кВ

Основные организационно-технические мероприятия по снижению потерь электрической энергии

РАЗРАБОТАНЫ Российским акционерным обществом «Роскоммунэнерго» и ЗАО «АСУ Мособлэлектро»

СОГЛАСОВАНЫ Госэнергонадзором Минэнерго России (09.11.00 №32-01-07/45)

УТВЕРЖДЕНЫ Заместителем председателя Госстроя России 23.04.01

Методические рекомендации по определению потерь электрической энергии в городских электрических сетях напряжением 10(6)-0,4 кВ позволяют выполнять технически обоснованные расчеты, анализировать уровень потерь электрической энергии, разрабатывать мероприятия по оптимизации конфигурации и режимов работы городских электрических сетей по критерию минимизации потерь.

В соответствии с Рекомендациями по укрупненной оценке нормативов условно-постоянных и переменных потерь электрической энергии, утвержденными ФЭК России (постановление от 17.03.00 № 14/10), настоящие Методические рекомендации определяют требования к схемно-техническому методу, используемому для обоснования уточненных значений потерь электрической энергии при передаче и распределении с учетом реальной структуры электрических сетей и исходной информации.

В Методических рекомендациях рассмотрены основные организационно-технические мероприятия, направленные на снижение технологического расхода электрической энергии при ее передаче и распределении.

ОБЩИЕ ПОЛОЖЕНИЯ

1. Настоящие «Методические рекомендации по определению потерь электрической энергии в городских электрических сетях напряжением 10(6)-0,4 кВ» (далее — Методика) предназначена для применения организациями системы жилищно-коммунального хозяйства, эксплуатирующими городские электрические сети напряжением 10(6)-0,4 кВ.

2. В Методике рассматриваются положения, относящиеся к определению потерь электроэнергии в трансформаторах (Δ W тр ) и линиях электропередачи (Δ W л ).

3. Другие составляющие технологического расхода электроэнергии при ее передаче и распределении определяются:

— погрешность измерения активной электроэнергии (Δ W и ) по Методическим указаниям РД 34.11.325-90, утвержденным Главтехуправлением Минэнерго СССР 12.12.90 [1];

4. Методика содержит порядок определения потерь электроэнергии методом поэлементного расчета и средних нагрузок, которые рекомендуются как предпочтительные для разомкнутых сетей 10(6) кВ.

Применение поэлементного метода расчета позволяет рассчитывать потери по отдельным конкретным элементам (распределительные линии 10(6) кВ; трансформаторы 10(6)/0,4 кВ; распределительные линии 0,4 кВ), а также по сети в целом.

5. Для выполнения расчетов и анализа потерь электроэнергии в городских электрических сетях должны использоваться программы расчетов с применением ЭВМ, имеющие сертификат соответствия. До внедрения программ, расчеты потерь в сетях могут проводиться без использования ЭВМ с соблюдением требований настоящей Методики.

Описание одной из рекомендуемых программ приведено в приложении к настоящей Методике. К использованию для расчета потерь электроэнергии допускаются программы, рекомендованные Госэнергонадзором или Госстроем России.

6. Для объективной оценки и анализа значений потерь электрической энергии целесообразно выполнение следующих видов расчетов:

ретроспективные — выполняются по ретроспективным (отчетным) данным;

оперативные — выполняются по оперативным (текущим) данным, получаемым через устройства телеизмерений;

перспективные — выполняются по прогнозируемым (планируемым) показателям с учетом выполнения мероприятий по оптимизации работы электрической сети.

7. Ретроспективные расчеты выполняются в целях:

определения структуры потерь по элементам (группам элементов) электрической сети;

выявления элементов сети, имеющих повышенные потери;

выявления величин потерь электроэнергии, не входящих в номенклатуру технически обоснованных, и составляющих безучетное потребление;

определения эффективности внедряемых мероприятий по снижению потерь электроэнергии;

составления баланса электроэнергии по системе электроснабжения в целом, по структурным подразделениям предприятия и подстанциям, и разработки мероприятий по снижению небалансов.

8. Оперативные расчеты выполняются в целях:

текущего контроля за значениями потерь электроэнергии и их изменением во времени;

оперативной корректировки режимов и схем электрических сетей в целях минимизации потерь;


определения ожидаемых потерь электроэнергии за месяц, квартал, год;

формирования базы данных, используемых при прогнозировании потерь электроэнергии и выполнении перспективных расчетов.

9. Перспективные расчеты выполняются для:

определения ожидаемых потерь электроэнергии на планируемый и дальнейшие годы;

расчета ожидаемой эффективности планируемых мероприятий по снижению потерь;

сравнения вариантов реконструкции электрических сетей по уровню потерь электроэнергии.

10. Расчеты потерь электроэнергии должны базироваться на данные суточных графиков тока нагрузки и напряжения на шинах ЦП и РП, приходящихся на период контрольных замеров в зимний максимум и летний минимум нагрузок.

Измерения проводятся при нормальном режиме работы электрической сети.

Кроме того, необходимо иметь величину токов трехфазного короткого замыкания на шинах ЦП или реактанс системы ( R с ; Х с ).

11. Для выполнения расчетов потерь в сети 0,4 кВ измерения токов нагрузки фаз и напряжения в начале и конце линии должны производиться одновременно. Токовые нагрузки измеряются на всех фазах и в нулевом проводе.

12. Результаты расчетов используются для анализа структуры технологического расхода электроэнергии на ее передачу и распределение, выявления элементов с повышенными потерями, разработки мероприятий по снижению потерь электрической энергии, а также при обосновании их размера для целей установления тарифов на электрическую энергию или размера платы за услуги по ее передаче и распределению.

13. На основании выполненных расчетов потерь электроэнергии предприятия должны проводить структурный анализ потерь электроэнергии (по элементам сети), по результатам которого разрабатываются ежегодные планы мероприятий по снижению потерь электроэнергии в сетях.

14. Для анализа потерь электрической энергии и достоверности отчетных экономических показателей работы электрических сетей ежегодно должен составляться баланс, в состав которого включаются следующие показатели:

— поступление электроэнергии с шин ЦП в городскую распределительную сеть ( W п );

— отпуск электроэнергии потребителям ( W o );

— расход электроэнергии на собственные ( W сн ) и хозяйственные нужды ( W хн );

— потери электроэнергии в силовых трансформаторах (Δ W тр ) ;

— потери электроэнергии в распределительных линиях (Δ W л );

— погрешности измерений (Δ W и ) .

Значение фактического небаланса (НБ) определяются по формулам, приведенным в [ 2 ].

Если фактическое значение НБ превышает его допустимое значение, необходимо выявить причины этого и принять меры по их устранению.

МЕТОДИКА ОПРЕДЕЛЕНИЯ ПОТЕРЬ ЭЛЕКТРОЭНЕРГИИ

15. Подготовка исходных данных для расчета потерь электроэнергии

15.1. Для выполнения расчетов потерь электрической энергии используется утвержденная принципиальная электрическая схема питающей и распределительной сети 10(6)-0,4 кВ в нормальном режиме ее работы с указанием на ней всех центров питания (ЦП), распределительных пунктов (РП), типов реакторов, марок, сечений и длин всех кабельных (КЛ) и воздушных (ВЛ) линий, номера сетевых и абонентских трансформаторных подстанций (ТП). На ТП должны быть указаны номера ячеек, данные силовых трансформаторов, коммутирующих аппаратов. На ЦП и РП указываются номера секций и ячеек, наименование питающих и распределительных линий, отходящих от данных секций. Кроме того, на схеме сети должны быть проставлены токоразделы, соответствующие нормальному режиму работы электросети.

15.2. При расчетах потерь электрической энергии используются фактические данные, полученные из автоматизированной системы контроля и учета, а при ее отсутствии — результаты контрольных замеров за расчетный период.

16. Определение потерь электроэнергии в сетях напряжением 10(6) кВ

16.1. Исходными данными для расчета потерь электрической энергии в сети напряжением 10(6) кВ являются:

общее количество активной электроэнергии W п (кВт-ч), поступившей в распределительную сеть за расчетный период;

количество активной W A (кВт-ч) и реактивной W р (кВАр∙ч) энергии, поступившей в каждую линию напряжением 10(6) кВ за расчетный период;

суточные почасовые графики нагрузки I ( t ) (А) на шинах ЦП для рабочих суток зимнего максимума и летнего минимума нагрузок, выбранные для контрольных замеров в расчетный период;

сведения о продолжительности отключения линий в течение расчетного периода, ч;

данные о фактической величине расхода электрической энергии за расчетный период (кВт∙ч, %) на передачу ее и распределение.

16.2. Расчет потерь электрической сети 10(6) кВ по программам на ЭВМ выполняется для каждого участка линии, отходящей от шин ЦП до абонента. До внедрения программ расчетов потерь на ЭВМ уровень потерь электрической энергии в электрических сетях может быть определен по нижеприведенным формулам.

16.3. Потери электроэнергии в каждой линии сети определяются по следующей формуле:

где ΔW A потери активной энергии в активном сопротивлении линии (ф-2);

ΔW « A — потери активной энергии в активном сопротивлении линии при передаче реактивной мощности

16.4. Потери активной и реактивной электроэнергии в распределительной линии за расчетный период времени t :

где K э — коэффициент эквивалентности сопротивления распределительной линии;

R , X активное и реактивное сопротивления распределительной линии, Ом;

t расчетный период (за вычетом продолжительности отключения линии), ч;

I мин , I макс — соответственно минимальное и максимальное значение нагрузки на головном участке линии, взятые из суточных графиков нагрузки, снятые в зимний максимум и летний минимум, приходящихся на период контрольных замеров, А;

β — коэффициент формы графика нагрузки.

16.5. Коэффициент эквивалентности сопротивления позволяет для упрощения расчета заменить разветвленную распределительную линию некоторым эквивалентным сопротивлением, по которому протекает ток головного участка линии, при условии сохранения неизменными потери мощности для определенного момента.

Коэффициент эквивалентности K э определяется по графику рис. 1 в зависимости от отношения R г.у / R и места сосредоточения мощной нагрузки (номинальной мощности ТП) вдоль распределительной линии ( R г.у — активное сопротивления головного участка распределительной линии, Ом)

где r o — удельное расчетное активное сопротивление 1 км кабеля (провода) головного участка, Ом/км;

I г.у — длина кабеля (провода) головного участка от ЦП до места присоединения суммарной нагрузки, км.

Для определения места сосредоточения мощной нагрузки вдоль распределительной линии поступают следующим образом. Количество нагрузок (ТП) распределительной линии делят пополам. По обе стороны предполагаемого сечения определяют суммарную установленную мощность трансформаторов ТП. В зависимости от того, по какую сторону сечения (в начале или в конце линии) суммарная установленная мощности больше, используются кривые 1 и 2 на графике рис. 1 . Если имеется ответвление, то его условно заменяют сосредоточенной нагрузкой и суммарной установленной мощностью в месте присоединения ответвления.

1 — мощная нагрузка сосредоточена в начале линии;

2 — мощная нагрузка сосредоточена в конце или середине линии.

Рис. 1. Зависимость коэффициента эквивалентности сопротивления распределительной линии:

При выполнении расчетов на ЭВМ с использованием программных средств замена разветвленных линий эквивалентной нагрузкой не требуется, расчет потерь на ЭВМ выполняется для каждого участка сети 10(6) кВ.

16.6. Активное и индуктивное сопротивления распределительной линии определяют:

где r oi , х oi — условное активное и индуктивное сопротивления 1 км кабеля (провода) одного сечения i -го участка, Ом∙км;

I i — длина i -го участка, км;

k — число участков распределительной линии.

16.7. Средний ток нагрузки для каждой линии за расчетный период (год) определяется:

где U cp — среднее напряжение на шинах ЦП за расчетный период.

При наличии суточных графиков напряжения, снятых на шинах ЦП, можно определить наиболее вероятное (мода распределения U (М) ) значения напряжения (приложение 8 п. 7).

16.8. Относительное значение среднего тока нагрузки для каждой линии определяют:

где I мин , I макс — минимальный и максимальный ток, взятый из суточных графиков замеров нагрузок в период контрольных замеров в расчетный период.

16.9. Из усредненного графика Δ I ср = ƒ( β ) по значению Δ I ср находится коэффициент формы годового графика нагрузки β рис. 2 [6]

16.10. Для определения потерь электроэнергии для всей сети определяются потери электроэнергии для каждой линии по формуле (1) и затем суммируются:

где m число распределительных линий.

Относительные потери электроэнергии в сети 10(6) кВ за расчетный период:

17. Определение потерь электроэнергии в силовых трансформаторах напряжением 10(6)/0,4 кВ

17.1. Исходными данными для расчета потерь электрической энергии в силовых трансформаторах являются:

тип трансформаторов, мощность;

номинальный ток, потери холостого хода и короткого замыкания (по паспортным данным);

сведения об отключении трансформаторов в течение расчетного периода;

средний максимальный рабочий ток трансформатора, взятый из суточных графиков нагрузки в период контрольных замеров:

количество активной энергии, поступившей в силовые трансформаторы, W тр , количество активной энергии, поступившей в абонентские трансформаторы W тр.а (кВт∙ч) за расчетный период.

17.2. Годовые потери электроэнергии в силовом трансформаторе определяются:

где t — число часов работы трансформатора за расчетный период;

τ — время максимальных потерь (условное время, в течение которого потери в активном сопротивлении элемента сети при постоянной максимальной нагрузке были бы равны потерям энергии в том же элементе за расчетный период времени при действительном графике нагрузки), ч;

Δ Р х.х. i , Δ Р к.з. i — потери мощности холостого хода и короткого замыкания, кВт;

K з коэффициент загрузки трансформатора в период годового максимума, определяемый как

где I н i — номинальный ток i -го трансформатора, А;

I ср.макс — средний максимальный ток по суточным графикам в период контрольных замеров.

17.3. Приближенно величину т определяют по следующей формуле:

где Т- число часов использования максимальной нагрузки, ч.

17.4. Число часов использования максимальной нагрузки Т определяется по формуле:

где U тр.н. — номинальное линейное напряжение трансформатора на низкой стороне.

На основании расчетных величин Т и τ можно построить график зависимости τ = ƒ(Т) приложение 2 [7].

17.5. Годовые потери электроэнергии во всех трансформаторах определяются:

где n число трансформаторов в электрической сети.

17.6. Относительная величина потерь электроэнергии в силовых трансформаторах:

где W тр количество электроэнергии поступившей в силовые трансформаторы, кВт∙ч:

18. Определение величины потерь электрической энергии в сети напряжением 0,4 кВ

18.1. Исходными данными для определения потерь электроэнергии в целом по сети 0,4 кВ или по какому-либо району указанной сети являются:

количество электроэнергии W н.н (кВт∙ч), поступившей в сеть напряжением 0,4 кВ за расчетный период;

фазные напряжения на всех трех фазах отходящей линии U , U , U и токи I а , I б , I в , измеренные на шинах ТП;

фазные напряжения U , U , U измеренные в конце линии.

Измерения выполняются в дни контрольных замеров в расчетный период.

18.2. Потери электроэнергии в линиях 0,4 кВ рассчитываются по формулам:

для кабельной линии

для воздушной линии

где Δ U ср i — среднее падение напряжения в конце распределительной линии, В;

I ср i , — средний ток линии 0,4 кВ в ее начале на ТП в момент замера Δ U ср i .

18.3. Относительные потери электроэнергии в кабельной сети с коммунально-бытовой нагрузкой определяются:

где K д.п.ср — коэффициент дополнительных потерь, возникших из-за неравномерной загрузки фаз;

Δ U ср — средние относительные потери напряжения для сети низкого напряжения, %.

18.4. Определение относительных потерь напряжения (в %) для сети напряжением 0,4 кВ производится по измерениям фазных напряжений в начале и в конце линии и подсчитывается как среднее фазное значение напряжения в начале и в конце линии в дни контрольных замеров:

среднее значение потери напряжения в линиях:

средний процент потерь напряжения для одной ТП:

средний процент потерь напряжения для всех ТП, на которых проводились замеры:

где n число ТП, на которых были выполнены контрольные замеры.

Средний процент потерь мощности в сети 0,4 кВ:

где K м/н коэффициент, определяющий отношение потери мощности к потери напряжения (для приближенных вычислений принимать K м/н = 0,75 [4]).

18.5. Число часов максимальных потерь τ рекомендуется определять по формуле 13 или из графика τ = ƒ( T ) ( приложение 2 ).

18.6. Средний коэффициент дополнительных потерь для сети напряжением до 0,4 кВ равен:

где n число распределительных линий, включенных в расчет;

K д.п i — коэффициент дополнительных потерь при неравномерной нагрузке фаз распределительной линии определяют:

где R o , R ф — соответственно активные сопротивления нулевого и фазного проводов, Ом;

K н i — коэффициент неравномерности нагрузки фаз распределительной линии, который равен:

где I а i , I в i , I c i — соответственно значения токов (А) фаз А, В, С головного участка распределительной линии 0,4 кВ;

I ср i среднее значение токов (А) фаз А, В, С.

Коэффициенты K 2 н i и K д.п можно определить по приложениям 3 и 4.

18.8. Относительная величина потерь электроэнергии в сети с воздушными линиями и коммунально-бытовой нагрузкой определяется:

18.9. Относительная величина потерь электроэнергии в линии с одной нагрузкой равна:

18.10. Потери электроэнергии в сети напряжением 0,4 кВ будут равны:

МЕРОПРИЯТИЯ ПО СНИЖЕНИЮ ПОТЕРЬ ЭЛЕКТРИЧЕСКОЙ ЭНЕРГИИ В ГОРОДСКИХ ЭЛЕКТРИЧЕСКИХ СЕТЯХ

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

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

Потери энергии в рационально построенных и нормально эксплуатируемых сетях не должны превышать обоснованного технологического расхода энергии при ее передаче и распределении. Мероприятия по снижению потерь энергии должны 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.

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

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

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

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

21. К организационным мероприятиям могут относиться:

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

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

— снижение несимметрии (неравномерности) загрузки фаз;

— рациональная загрузка силовых трансформаторов.

22. К приоритетным техническим мероприятиям в распределительных сетях 10 (6)-0,4 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;

— сокращение радиуса действия и строительство ВЛ 0,4 кВ в трехфазном исполнении по всей длине;

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

— перевод сетей низкого напряжения с 220 В на 380 В;

применение самонесущих изолированных и защищенных проводов для ВЛ напряжением 0,4-10 кВ;

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

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

— проведение работы по компенсации реактивных нагрузок;

— поддержание значений показателей качества электроэнергии в соответствии с требованием ГОСТ 13109-97;

— внедрение устройств автоматического регулирования напряжения под нагрузкой, вольт добавочных 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 аварий.

23. В состав мероприятий по совершенствованию учета следует предусматривать:

— применение приборов учета (электросчетчики, измерительные трансформаторы) 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 выявления и устранению безучетного потребления электрической энергии.

24. Характерной особенностью режима работы электрических сетей 0,4 кВ является неравномерность загрузки фаз.

— Величина потерь мощности при неравномерной нагрузке фаз Δ Р н может быть выражена как

где Δ Р с — потери мощности при симметричной нагрузке фаз, кВт;

K д.п — коэффициент дополнительных потерь при неравномерной нагрузке.

Выравнивание нагрузок производится переключением нагрузки с более загруженной фазы на менее загруженные после проведения замеров нагрузок по фазам линии и анализа результатов.

Отрицательное влияние несимметрии, которую нельзя устранить выравниванием нагрузок по фазам, можно уменьшить:

заменой силовых трансформаторов со схемой соединения обмоток «звезда/звезда» на трансформаторы со схемой «звезда/зигзаг» или «треугольник/звезда», которые менее чувствительны к несимметрии нагрузок;

увеличением сечения нулевого провода в линии 0,4 кВ до сечения фазного провода.

В приложении 5 приводится пример расчета эффективности мероприятий выравнивания нагрузки фаз в сети 0,4 кВ.

25 . Важным мероприятием по сокращению технологического расхода электроэнергии является увеличение эффективности использования трансформаторов за счет сезонного отключения одного из двух трансформаторов двухтрансформаторной подстанции. При этом отключается трансформатор, работающий с наименьшей нагрузкой, и его нагрузка переводится на другой трансформатор. Пример расчета эффективности данного мероприятия приводится в приложении 6 .

26 . Сокращение потерь электроэнергии достигается заменой трансформаторов при устойчивом недоиспользовании их мощности. При коэффициенте загрузки трансформатора 10(6)/0,4 кВ меньше 0,5, имеет место существенное относительное увеличение потерь электроэнергии за счет потерь холостого хода.

Снижение потерь электроэнергии в результате замены трансформаторов определяется по формуле:

где ΔРх.х.1, ΔРх.х.2 потери мощности холостого хода трансформаторов, кВт;

ΔРкз.1, ΔРкз.2 — потери мощности короткого замыкания трансформаторов, кВт;

Т — время использования максимальной нагрузки;

τ — время максимальных потерь.

В приложении 7 приведен пример расчета эффективности замены малозагруженных трансформаторов трансформаторами меньшей мощности.

Приложение 1
(справочное)

Номенклатура элементов расхода электроэнергии на собственные нужды подстанции (из приложения 3 к типовой инструкции)

Номенклатура включает расход электроэнергии на следующие цели:

— обогрев, освещение, вентиляция помещений (ЗРУ; проходная);

— зарядно-подзарядные устройства аккумуляторных батарей;

— питание оперативных цепей и цепей управления (на подстанциях с переменным оперативным током);

— обогрев ячеек КРУН (с аппаратурой релейной защиты, автоматики телемеханики, счетчиками, приводами масляных выключателей);

— небольшие по объему ремонтные работы, выполняемые в процессе эксплуатации;

— дренажные насосы, мелкие станки, приспособления.

Номенклатура элементов расхода электроэнергии на хозяйственные нужды электрических сетей (из приложения 4 к типовой инструкции)

В номенклатуру входит расход электроэнергии на следующие объекты и виды работ:

— ремонтные, механические и столярные мастерские;

— автохозяйство (база механизации);

— склады оборудования и материалов;

— административные здания предприятий электрических сетей, помещения различного назначения (учебные кабинеты, библиотека, медпункт, бытовые помещения, специализированные лаборатории, убежища);

— монтажные наладочные работы, капитальный, средний и аварийно-восстановительный ремонты зданий и оборудования, выполняемые персоналом электросетей; те же работы, выполняемые подрядными организациями, если по условиям договора с подрядчиком сетевое предприятие принимает на себя необходимый при выполнении этих работ расход электроэнергии.

Приложение 2

Зависимость τ =ƒ(T)

Приложение 3

Коэффициент неравномерности нагрузки фаз K н 2 в сетях 0,4 кВ

АНАЛИЗ ПОТЕРЬ И МЕРОПРИЯТИЙ ПО ИХ СНИЖЕНИЮ.

Потери электроэнергии в электрических сетях — важнейший показатель экономичности их работы, наглядный индикатор состояния системы учета электроэнергии, эффективности энергосбытовой деятельности энергоснабжающих организаций. Этот индикатор все отчетливей свидетельствует о накапливающихся проблемах, которые требуют безотлагательных решений в области развития, реконструкции и технического перевооружения электрических сетей, совершенствования методов и средств их эксплуатации и управления, повышения точности учета электроэнергии, эффективности сбора денежных средств за поставленную потребителям электроэнергию и т. п.

В настоящее время почти повсеместно наблюдается рост абсолютных и относительных потерь электроэнергии при одновременном уменьшении отпуска в сеть. Так, с 1994 по 1998 гг. абсолютные потери электроэнергии в сетях АО-энерго России увеличились с 67,7 до 78,6 млрд. кВт·ч, а относительные — с 8,74 до 10,81%. В электрических сетях России в целом относительные потери выросли с 10,09 до 12,22%.

По мнению международных экспертов, относительные потери электроэнергии при ее передаче и распределении в электрических сетях большинства стран можно считать удовлетворительными, если они не превышают 4-5%. Потери электроэнергии на уровне 10% можно считать максимально допустимыми с точки зрения физики передачи электроэнергии по сетям [1]. Это подтверждается и докризисным уровнем потерь электроэнергии в большинстве энергосистем бывшего СССР, который не превышал, как правило, 10%. Так как сегодня этот уровень вырос в 1,5-2, а по отдельным электросетевым предприятиям — даже в 3 раза, очевидно, что на фоне происходящих изменений хозяйственного механизма в энергетике, кризиса экономики в стране проблема снижения потерь электроэнергии в электрических сетях не только не утратила свою актуальность, а наоборот — выдвинулась в одну из задач обеспечения финансовой стабильности организаций.
Типовой перечень мероприятий по снижению потерь электроэнергии в электрических сетях достаточно хорошо известен и включен в отраслевую инструкцию [2]. В общем виде классификация мероприятий представлена на схеме.
Как показывают расчеты, основной эффект в снижении технических потерь электроэнергии может быть получен за счет технического перевооружения, реконструкции, повышения пропускной способности и надежности работы электрических сетей, сбалансированности их режимов, т. е. за счет внедрения капиталоемких мероприятий. Эти мероприятия нашли отражение в концепциях развития и техперевооружения электрических сетей на период до 2010 г., разработанных институтами «Энергосетьпроект» и РОСЭП («Сельэнергопроект»).

Основными из этих мероприятий, помимо включенных в [2], для системообразующих электрических сетей 110 кВ и выше являются следующие:

налаживание серийного производства и широкое внедрение регулируемых компенсирующих устройств (управляемых шунтируемых реакторов, статических компенсаторов реактивной мощности) для оптимизации потоков реактивной мощности и снижения недопустимых или опасных уровней напряжения в узлах сетей;
строительство новых линий электропередачи и повышение пропускной способности существующих линий для выдачи активной мощности от «запертых» электростанций для ликвидации дефицитных узлов и завышенных транзитных перетоков;
развитие нетрадиционной и возобновляемой энергетики (малых ГЭС, ветроэлектростанций, приливных, геотермальных ГЭС и т. п.) для выдачи малых мощностей в удаленные дефицитные узлы электрических сетей.
Очевидно, на ближайшую и удаленную перспективу останутся актуальными оптимизация режимов электрических сетей по активной и реактивной мощности, регулирование напряжения в сетях, оптимизация загрузки трансформаторов, выполнение работ под напряжением и т. п.

К приоритетным мероприятиям по снижению технических потерь электроэнергии в распределительных электрических сетях 0,4-35 кВ относятся:

использование 10 кВ в качестве основного напряжения распределительной сети;
увеличение доли сетей с напряжением 35 кВ;
сокращение радиуса действия и строительство ВЛ (0,4 кВ) в трехфазном исполнении по всей длине;
применение самонесущих изолированных и защищенных проводов для ВЛ напряжением 0,4-10 кВ;
использование максимального допустимого сечения провода в электрических сетях напряжением 0,4-10 кВ с целью адаптации их пропускной способности к росту нагрузок в течение всего срока службы;
разработка и внедрение нового, более экономичного, электрооборудования, в частности, распределительных трансформаторов с уменьшенными активными и реактивными потерями холостого хода, встроенных в КТП и ЗТП конденсаторных батарей;
применение столбовых трансформаторов малой мощности (6-10/0,4 кВ) для сокращения протяженности сетей напряжением 0,4 кВ и потерь электроэнергии в них;
более широкое использование устройств автоматического регулирования напряжения под нагрузкой, вольтодобавочных трансформаторов, средств местного регулирования напряжения для повышения качества электроэнергии и снижения ее потерь;
комплексная автоматизация и телемеханизация электрических сетей, применение коммутационных аппаратов нового поколения, средств дистанционного определения мест повреждения в электрических сетях для сокращения длительности неоптимальных ремонтных и послеаварийных режимов, поиска и ликвидации аварий;
повышение достоверности измерений в электрических сетях на основе использования новых информационных технологий, автоматизации обработки телеметрической информации.
Необходимо сформулировать новые подходы к выбору мероприятий по снижению технических потерь и оценке их сравнительной эффективности в условиях акционирования энергетики, когда решения по вложению средств принимаются уже не с целью достижения максимума «народнохозяйственного эффекта», а с целью получения максимума прибыли данного АО, достижения запланированных уровней рентабельности производства, распределения электроэнергии и т. п.

В условиях общего спада нагрузки и отсутствия средств на развитие, реконструкцию и техперевооружение электрических сетей становится все более очевидным, что каждый вложенный рубль в совершенствование системы учета сегодня окупается значительно быстрее, чем затраты на повышение пропускной способности сетей и даже на компенсацию реактивной мощности. Совершенствование учета электроэнергии в современных условиях позволяет получить прямой и достаточно быстрый эффект. В частности, по оценкам специалистов, только замена старых, преимущественно «малоамперных» однофазных счетчиков класса 2,5 на новые класса 2,0 повышает собираемость средств за переданную потребителям электроэнергию на 10-20%. В денежном выражении по России в целом это составляет порядка 1-3 млрд. руб в год. Нижняя граница этого интервала соответствует тарифам на электроэнергию, верхняя — возможному их увеличению.

Решающее значение при выборе тех или иных мероприятий по совершенствованию учета и мест их проведения имеют расчеты и анализ допустимых и фактических небалансов электроэнергии на электростанциях, подстанциях и в электрических сетях в соответствии с Типовой инструкцией РД 34.09.101-94 [3].

О сновным и наиболее перспективным решением проблемы снижения коммерческих потерь электроэнергии является разработка, создание и широкое применение автоматизированных систем контроля и учета электроэнергии (АСКУЭ), в том числе для бытовых потребителей, тесная интеграция этих систем с программным и техническим обеспечением автоматизированных систем диспетчерского управления (АСДУ), обеспечение АСКУЭ и АСДУ надежными каналами связи и передачи информации, метрологическая аттестация АСКУЭ.

Однако эффективное внедрение АСКУЭ — задача долговременная и дорогостоящая, решение которой возможно лишь путем поэтапного развития системы учета, ее модернизации, метрологического обеспечения измерений электроэнергии, совершенствования нормативной базы.

На сегодняшний день к первоочередным задачам этого развития относятся:

осуществление коммерческого учета электроэнергии (мощности) на основе разработанных для энергообъектов и аттестованных методик выполнения измерений (МВИ) по ГОСТ Р 8.563-96. Разработка и аттестация МВИ энергообъектов должны проводиться в соответствии с типовыми МВИ — РД 34.11.333-97 и РД 34.11.334-97 [4];
периодическая калибровка (поверка) счетчиков индукционной системы с целью определения их погрешности;
замена индукционных счетчиков для коммерческого учета на электронные счетчики (за исключением бытовых индукционных однофазных счетчиков);
создание нормативной и технической базы для периодической поверки измерительных трансформаторов тока и напряжения в рабочих условиях эксплуатации с целью оценки их фактической погрешности;
создание льготной системы налогообложения для предприятий, выпускающих АСКУЭ и энергосберегающее оборудование;
совершенствование правовой основы для предотвращения хищений электроэнергии, ужесточение гражданской и уголовной ответственности за эти хищения, как это имеет место в промышленно развитых странах;
создание нормативной базы для ликвидации «бесхозных» потребителей и электрических сетей, обеспечение безубыточных условий их принятия на баланс и обслуживание энергоснабжающими организациями;
создание законодательной и технической базы для внедрения приборов учета электроэнергии с предоплатой.
Очень важное значение на стадии внедрения мероприятий по снижению потерь электроэнергии в сетях имеет так называемый человеческий фактор, под которым понимается:
обучение и повышение квалификации персонала;
осознание персоналом важности для предприятия в целом и для его работников лично эффективного решения поставленной задачи;
мотивация персонала, моральное и материальное стимулирование;
связь с общественностью, широкое оповещение о целях и задачах снижения потерь, ожидаемых и полученных результатах.
Для того чтобы требовать от персонала Энергосбыта, предприятий и работников электрических сетей выполнения нормативных требований по поддержанию системы учета электроэнергии на должном уровне, по достоверному расчету технических потерь, выполнению мероприятий по снижению потерь, персонал должен знать эти нормативные требования и уметь их выполнять. Кроме того, он должен хотеть их выполнять, т. е. быть морально и материально заинтересованным в фактическом, а не в формальном снижении потерь. Для этого необходимо проводить систематическое обучение персонала не только теоретически, но и практически, с переаттестацией и контролем усвоения знаний (экзаменами). Обучение должно проводиться для всех уровней — от руководителей подразделений, служб и отделов до рядовых исполнителей.
Руководители должны уметь решать общие задачи управления процессом снижения потерь в сетях, исполнители — уметь решать конкретные задачи. Целью обучения должно быть не только получение новых знаний и навыков, но и обмен передовым опытом, распространение этого опыта во всех предприятиях энергосистемы.
Однако одних знаний и умений недостаточно. В энергоснабжающих организациях должна быть разработана, утверждена система поощрения за снижение потерь электроэнергии в сетях, выявление хищений электроэнергии с обязательным оставлением части полученной прибыли от снижения потерь (до 50%) в распоряжении персонала, получившего эту прибыль.
Необходимы, очевидно, новые подходы к нормированию потерь электроэнергии в сетях, которые должны учитывать не только их техническую составляющую, но и систематическую составляющую погрешностей расчета потерь и системы учета электроэнергии.
Очень важен контроль со стороны руководителей энергосистемы, предприятий, районов, электросетей и Энергосбыта за эффективностью работы контролеров, мастеров и монтеров РЭС с целью предотвращения получения личного дохода непосредственно с виновников хищений, «помощи» потребителям по несанкционированному подключению к сетям и т. п.
В конечном счете, должен быть создан такой экономический механизм, который ставил бы в прямую зависимость премирование персонала от его активности и эффективности в области снижения потерь.

Структура потерь электрической энергии
и мероприятия по их снижению

Потери электрической энергии в системах электроснабжения являются основным показате­лем их экономичной работы и характеристикой состояние учета электроэнергии в этих системах

Величина потерь включает в себя две составляющие:

1. технические потери, характеризующие техническое состояние сетей и режимы их работы.

Технические потери разделяют на:

— нагрузочные потери DWн

— потери холостого хода DWx

— потери на корону DWкор

Классифицируют потери по группам элементов сетей (потери в линиях, трансформаторах. Реакторах и т.д). Отраслевая инструкция выделяет 7 составляющих потерь.

2. «коммерческие» потери

Из общей величины технических потерь около 78 % приходится на электрические сети 110 кВ и ниже, в том числе 33,5 % – на сети 0,4–10 кВ

Анализ динамики абсолютных и относительных потерь электроэнергии в электрических сетях России, режимов работы сетей и их загрузка показывает, что практически отсутствуют весомые причины роста технических потерь. К ним в основном относится рост потерь электроэнергии на корону в линиях 110 кВ и выше из-за избытков реактивной мощности в часы минимума нагрузки и рост загрузки низковольтных сетей из-за увеличения доли бытового потребления электроэнергии.

Изучение зависимости относительных потерь электроэнергии в энергосистемах от доли потребления промышленностью (в % от полезного отпуска) показывает, что чем выше доля промышленного потребления, тем ниже уровень относительных потерь. И наоборот, в энергосистемах с незначительной промышленной и значительной бытовой нагрузкой относительные потери электроэнергии, как правило, значительно выше.

Основная же причина роста потерь – увеличение коммерческой составляющей

Коммерческие потери сосредоточены в основном в сетях 0,4–10 кВ, и общая доля потерь в них от суммарных по стране в целом составляет около 60 %. Учитывая, что загрузка электрических сетей 0,4 кВ увеличивается в связи с опережающим ростом бытового потребления электроэнергии, доля потерь в распределительных сетях также растет. Соответственно необходимо увеличиваться усилия по снижению потерь в сетях именно этого класса напряжения.

| следующая лекция ==>
Как создать систему АСКУЭ. | Коммерческие потери, обусловленные занижением полезного отпуска из-за недостатков энергосбытовой деятельности

Дата добавления: 2015-09-02 ; просмотров: 2309 ; ЗАКАЗАТЬ НАПИСАНИЕ РАБОТЫ

Молибог Вячеслав Геннадьевич

Электротехнический факультет

Кафедра Электрических систем

Специальность «Электричeские системы и сети»

Разработка рекоммендаций по снижению и учету потерь мощности в электрических сетях

Научный руководитель: к.т.н., доц. Ларина Инна Ивановна

Реферат по теме выпускной работы

Введение

Электрическая энергия является единственным видом продукции, для перемещения которого от мест производства до мест потребления не используются другие ресурсы. Для этого расходуется часть самой передаваемой электроэнергии, поэтому ее потери неизбежны, задача состоит в определении их экономически обоснованного уровня.
Потери электроэнергии в электрических сетях – важнейший показатель экономичности их работы, наглядный индикатор состояния системы учета электроэнергии, эффективности энергосбытовой деятельности энергоснабжающих организаций. Этот индикатор свидетельствует о проблемах, которые требуют безотлагательных решений в развитии, реконструкции и техническом перевооружении электрических сетей, совершенствовании методов и средств их эксплуатации и управления, в повышении точности учета электроэнергии, эффективности сбора денежных средств за поставленную потребителям электроэнергию и т.п.
Рост потерь энергии в электрических сетях определен действием вполне объективных закономерностей в развитии всей энергетики в целом. Основными из них являются: тенденция к концентрации производства электроэнергии на крупных электростанциях; непрерывный рост нагрузок электрических сетей, связанный с естественным ростом нагрузок потребителей и отставанием темпов прироста пропускной способности сети от темпов прироста потребления электроэнергии и генерирующих мощностей.
В связи с развитием рыночных отношений в стране значимость проблемы потерь электроэнергии существенно возросла. Разработка методов расчета, анализа потерь электроэнергии и выбора экономически обоснованных мероприятий по их снижению ведется уже более 30 лет. В связи со сложностью расчета потерь и наличием существенных погрешностей, в последнее время особое внимание уделяется разработке методик нормирования потерь электроэнергии.
Методология определения нормативов потерь еще не установилась. Не определены даже принципы нормирования. Мнения о подходе к нормированию лежат в широком диапазоне — от желания иметь установленный твердый норматив в виде процента потерь до контроля за «нормальными» потерями с помощью постоянно проводимых расчетов по схемам сетей с использованием соответствующего программного обеспечения. По полученным нормам потерь электроэнергии устанавливаются тарифы на электроэнергию. Регулирование тарифов возлагается НКРЭ Украины. Энергоснабжающие организации должны обосновывать уровень потерь электроэнергии, который они считают целесообразным включить в тариф, а энергетические комиссии — анализировать эти обоснования и принимать или корректировать их .

Нормирование потерь

Анализ зарубежного опыта показывает, что рост потерь электроэнергии в сетях — это объективный процесс для стран с кризисной экономикой и реформируемой энергетикой, признак имеющихся разрывов между платежеспособностью потребителей и тарифами на электроэнергию, показатель недостаточности инвестиций в сетевую инфраструктуру и систему учета электроэнергии, отсутствия полномасштабных автоматизированных информационных систем по сбору и передаче данных о полезном отпуске электроэнергии, структуре потоков электроэнергии по ступеням напряжения, балансам электроэнергии в электрических сетях [3].
В странах, где перечисленные факторы имеют место, потери электроэнергии в электрических сетях, как правило, высоки и имеют тенденцию к росту. Динамика потерь в отечественных электрических сетях за последние 10-12 лет показывает, что наша страна в этом смысле не является исключением.
Стоимость потерь — это часть затрат на передачу и распределение электроэнергии по электрическим сетям. Чем больше потери, тем выше эти затраты и соответственно тарифы на электроэнергию для конечных потребителей. Известно, что часть потерь является технологическим расходом электроэнергии, необходимым для преодоления сопротивления сети и доставки потребителям выработанной на электростанциях электроэнергии. Этот технологически необходимый расход электроэнергии должен оплачиваться потребителем. Он-то, по существу, и является нормативом потерь.
Потери, обусловленные неоптимальными режимами работы электрической сети, погрешностями системы учета электроэнергии, недостатками в энергосбытовой деятельности, являются прямыми убытками энергоснабжающих организаций и, безусловно, должны снижаться.

Структура потерь

В основе норматива потерь лежат технические потери электроэнергии в электрических сетях, обусловленные физическими процессами передачи и распределения электроэнергии, определяемые расчетным путем и включающие «переменные» и условно-постоянные потери, а также нормативный расход электроэнергии на собственные нужды подстанций [2] .

Рисунок 1. Структура потерь электроэнергии

В норматив потерь должны включаться:

  • потери холостого хода в трансформаторах, батареях статических конденсаторов и статических компенсаторов, шунтирующих реакторах, синхронных компенсаторах (СК) и генераторах, работающих в режиме СК;
  • потери на корону в линиях; расход электроэнергии на собственные нужды подстанций;
  • прочие обоснованные и документально подтвержденные условно-постоянные потери;
  • нагрузочные переменные потери в электрических сетях;
  • потери в связи с погрешностями приборов учета электроэнергии.


Рисунок 2. Структура потерь электроэнергии

Классификация мероприятий по снижающимся при их реализации структурным составляющим потерь электроэнергии

Рисунок 3. Классификация мероприятий

Все мероприятия можно условно распределить на пять групп:

  • группа 1: мероприятия, реализация которых приводит к снижению технических потерь электроэнергии;
  • группа 2: мероприятия, реализация которых приводит к снижению потерь, обусловленных допустимыми погрешностями приборов учета;
  • группа 3: мероприятия, реализация которых приводит к снижению коммерческих потерь электроэнергии;
  • группа 4: мероприятия, реализация которых приводит к снижению технических и коммерческих потерь электроэнергии;
  • группа 5: мероприятия, реализация которых приводит к снижению коммерческих потерь и потерь, обусловленных допустимыми погрешностями приборов учета.

Можно подчеркнуть, что такое деление условно, но оно имеет право на существование. Для сетевых компаний с существенной долей сетей 10–0,38 кВ и большим количеством абонентов категорий «население» и «непромышленные потребители» наибольший эффект приносит реализация некоторых мероприятий группы 3, а также всех мероприятий групп 4 и 5. Для компаний с преобладающей долей сетей от 35 кВ и выше наиболее актуальными следует считать мероприятия групп 1 и 2, а также частично группы 5. Для сетевых организаций с протяженными замкнутыми сетями высокого напряжения, осуществляющих существенный транзит электроэнергии, особую важность представляют мероприятия группы 1 [2].

Этапы программы снижения потерь электроэнергии

В любом случае первый этап разработки комплексной многолетней программы снижения потерь электроэнергии следует начинать с детального анализа полного перечня мероприятий и выбора наиболее эффективных и приемлемых для специфики рассматриваемой организации.
Следующим важным моментом является необходимость определения так называемого относительного эффекта от реализации мероприятий. Дело в том, что при планировании мероприятий и расчете планового эффекта формируется величина абсолютного эффекта в кВт.ч. Но так как практически любая (во всяком случае крупная) сетевая организация реализовывала мероприятия по снижению потерь и в предыдущий отчетный период, то при определении суммарного эффекта на последующие годы необходимо считать и относительный эффект, причем желательно еще и по каждой структурной составляющей фактических потерь электроэнергии. Это можно сделать при помощи формулы:

где i — структурная составляющая потерь электроэнергии (1 — технические, 2 — коммерческие или 3 — потери, обусловленные допустимыми погрешностями приборов учета — см. рис. 1);
j — год, на который планируется реализация мероприятий по снижению потерь электроэнергии;
Wэффi — относительный эффект от реализации мероприятий по снижению потерь в году j по отношению к предшествующему году по i-й структурной составляющей потерь.
Тогда суммарный относительный эффект по всем трем структурным составляющим потерь можно определить, как:

Очередность мероприятий

Не все из представленных в перечне способов снижения потерь электроэнергии имеют одинаковую эффективность. Кроме того, возможности персонала сетевой компании также не безграничны. В силу указанных причин приходится расставлять приоритеты. Если рассмотреть компанию, на балансе которой имеются сети всех классов напряжения (от 0,38 кВ до 110 кВ и выше), то ранжировка мероприятий должна иметь примерно следующий вид (рис.4). Нумерация мероприятий, используемых в таблице соответствует группе мероприятий согласно рис.2 и номеру по используемому на рисунке списку.

Рисунок 4. Ранжировка мероприятий по срокам реализации

Красным цветом выделены наиболее приоритетные с точки зрения эффективности мероприятия, реализовывать которые необходимо постоянно. Выполнение большей части этих мероприятий не требует дополнительных затрат и зависит от штатной структуры сетевой организации и от того, как поставлена в компании работа с персоналом. Вторая группа, выделенная синим, также позволяет существенно снизить потери, особенно вызванные ненормативными условиями работы комплексов учета электроэнергии. Но их реализация уже требует существенного вложения денег. Третья группа мероприятий (зеленый цвет) направлена в основном на развитие электросетей, повышение их надежности и улучшение качества электроэнергии. Так как сопутствующим эффектом этих мероприятий является снижение потерь электроэнергии (хотя и меньшее по сравнению с другими группами), то их тоже нужно предусматривать в долгосрочных перспективных планах развития сетевой компании, особенно учитывая наметившийся в последнее время рост нагрузок потребителей.
Наиболее важным обстоятельством при планировании деятельности по снижению потерь электроэнергии в электрических сетях является построение некоей «вертикали власти» (в виде согласованного и утвержденного документа) всех участников данного процесса с четко прописанными механизмами ответственности задействованных предприятий и организаций, а также способами стимулирования персонала, занимающегося рассматриваемыми вопросами. Только при таком подходе можно ставить серьезные цели по снижению потерь электроэнергии в электрических сетях, разрабатывать долгосрочную стратегию и получить близкий к ожидаемому, а иногда даже больший, результат [1].

Обзор исследований

Проблема расчета потерь электроэнергии волнует энергетиков уже очень долго. Однако, в настоящее время выпускается очень мало книг по данной теме, т.к мало что изменилось в принципиальном устройстве сетей. Но при этом выпускается достаточно большое количество статей, где производится уточнение старых данных и предлагаются новые решения проблем, связанных с расчетом, нормированием и снижением потерь электроэнергии.
В статье Воротницкого В.Э., Заслонова С.В. и Калинкини М.А. «Программа расчета технических потерь мощности и электроэнергии в распределительных сетях 6 — 10 кВ» подробно описана программа для расчета технических потерь электроэнергии РТП 3.1 Ее главным достоинством является простота в использовании и удобный для анализа вывод конечных результатов, что существенно сокращает трудозатраты персонала на проведение расчета.
Статья Воротницкого В.Э., Загорского Я.Т. и Апряткина В.Н. «Расчет, нормирование и снижение потерь электроэнергии в городских электрических сетях» посвящена уточнению существующих методов расчета потерь электроэнергии, нормированию потерь в современных условиях, а также новым методам снижения потерь.
Одной из последних книг, выпущенных по данной теме, является книга Железко Ю.С. «Расчет, анализ и нормирование потерь электроэнергии в электрических сетях» .В ней наиболее полно представлена структура потерь электроэнергии, методы анализа потерь и выбор мероприятий по их снижению. Обоснованы методы нормирования потерь. Подробно описано программное обеспечение, реализующее методы расчета потерь.
В статье Александра Могиленко «Снижение потерь электроэнергии. Подход к планированию и оценке мероприятий» [1] разработаны группы мероприятий по снижению потерь мощности. Мероприятия ранжированы по степени эффективности и долгосрочности.
Исследование потерь мощности и способов их уменьшения активно проводятся в странах, где они велики. К таким странам относятся Украина, Россия да и практически все страны постсоветского пространства. Большое количество статей по данной теме переводится и издается в международных электротехнических журналах, публикуются доклады для конференций.
Международные исследования также сводятся к уточнению данных, поиску новых путей минимизации потерь и усовершенствованию уже существующих.
В рамках ДонНТУ исследования минимизации потерь проводятся регулярно в дипломных работах студентов ВУЗа. Имея данные о существующих сетей или участков сетей, проводятся расчеты потерь, их анализ. Выбираются методы минимизации потерь, применимые на конкретном предприятии, конкретной сети, проводится экономическая оценка мероприятий, их эффективность.

Основные мероприятия по снижению потерь в электрических сетях. Способы уменьшения потерь энергии в эп

Отправить свою хорошую работу в базу знаний просто. Используйте форму, расположенную ниже

Студенты, аспиранты, молодые ученые, использующие базу знаний в своей учебе и работе, будут вам очень благодарны.

Размещено на http://www.allbest.ru/

1. Основная часть

1.1 Общие положения

1.2 Экономия электроэнергии в трансформаторах

1.3 Экономия электроэнергии в линиях

1.4 Экономия электроэнергии в шинах

1.5 Экономия электроэнергии в трёхфазных сетях напряжением до 1000 В с несимметричной нагрузкой

1.6 Экономия электроэнергии за счёт применения повышенных напряжений

1.7 Сокращение или исключение дополнительных устройств в СЭС, которые расходуют значительное количество электроэнергии

1.8 Внесение изменений в тарифную систему оплаты за электроэнергию потребителями, питающимися от энергосистем

1.9 Влияние качества электроэнергии на её перерасход

1.10 Влияние электро-баланса промышленного предприятия на экономию электроэнергии

Список использованной литературы

Проблемы экономии электрической энергии на всех стадиях ее жизненного цикла являются одними из центральных проблем стоящих перед энергетикой. Комплексное решение этих проблем связано с переходом на новые информационные ресурсосберегающие и экологически безопасные технологии производства, передачи и потребления электрической энергии. Необходима минимизации потерь электрической энергии в электрических сетях при ее передаче.

В настоящее время накоплен значительный опыт по моделированию и оптимизации режимов функционирования систем энергетики, т.е. опыт решения задач планирования и управления режимами передачи электрической энергии. Результаты оптимизации структуры и параметров электрических сетей вскрыли значительные резервы экономии непроизводственных потерь электрической энергии до 15-20% от общего объема передаваемой электроэнергии. Однако, некоторые разработанные до настоящего времени модели и методы оптимизации являются детерминированными и не учитывают реальные условия функционирования электрических сетей и рынка электроэнергии. Получаемые с помощью этих методов оптимальные решения, соответствуют только конкретным граничным условиям и находятся, как правило, на границе допустимой области. Естественно, что такие «оптимальные» решения оказываются неприемлемыми на практике. С формальной точки зрения, проблема учета реальных условий функционирования электроэнергетических систем заключается в том, что в моделях математического программирования, к которым сводятся задачи планирования и управления режимами, некоторые параметры целевой функции и ограничений являются случайными величинами. В электроэнергетических системах основным внешними возмущающими факторами являются случайные процессы потребления электрической энергии, а основными внутренними возмущающими факторами являются отказы элементов технологического оборудования.

Известно, что практически 100 % всех электрических сетей и электропотребителей в мире работают на переменном токе.

Электроэнергия в мире повсеместно дорожает, а ее потребление цивилизацией непрерывно увеличивается. Поэтому актуальной проблемой мировой энергетики является экономия электроэнергии переменного тока. Практически все электроприемники обладают индуктивностями. Как известно, индуктивность создает в электрической цепи переменного тока фазовый сдвиг между током и напряжением Во многом именно из-за этого фазового сдвига и возникает огромный перерасход электроэнергии в электрических сетях(так называемая проблема “косинуса фи”- хорошо известна электроэнергетикам). Эта по сути острая проблема перерасхода электроэнергии в цепях с индуктивностями носит глобальный характер в мировой электроэнергетике.

1.1 Общие положения

Около 70% электроэнергии, вырабатываемой электростанциями России, расходуется на промышленных предприятиях. Из этого можно заключить, какое огромное значение имеют вопросы экономии электроэнергии в промышленных установках. Уменьшение потребления электроэнергии путём рационального её использования позволит расширить производство необходимой стране продукции, даст возможность шире применять электроэнергию в быту людей. Экономия электропередачи на промышленных предприятиях может быть получена за счёт уменьшения потребления её приемниками (электродвигатели, электропечи, электросветильники и пр.) и уменьшение потерь электроэнергии в различных элементах системы электроснабжения (трансформаторы, реакторы, линии и т.д.)

При передаче электроэнергии от источников питания до приёмников теряется 10-15% электроэнергии, отпущенной с шин электростанций; остальная часть (85-90 % электроэнергии)расходуется приёмниками. Поэтому задача экономии электроэнергии на промышленных предприятиях должна решаться технологами и энергетиками путём рационального её использования.

Экономия только 1 % электроэнергии на каждом предприятии может в совокупности освободить огромные мощности в энергосистемах. Ниже приведены методы и способы экономии электроэнергии в элементах системы электроснабжения.

электрическая энергия экономия трансформатор

1.2 Экономия э лектроэнергии в трансформаторах

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, однако размер их должен быть доведён до возможного минимума путём правильного выбора мощности и числа силовых трансформаторов, а также рационального режима их работы. Кроме того, следует стремиться к уменьшению потерь электроэнергии путём исключения холостого хода 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 свободное от работы время или в 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 счёт потерь холостого хода трансформаторов. Для устранения таких потерь рекомендуется проектировать новые схемы электроснабжения предусматривая резервные связи (перемычки) на стороне низкого напряжения цеховых трансформаторов. При этом целесообразно питать установки для ремонтных работ, ночного, охранного и дежурного освещения по всей территории предприятия и т.п., включая работу только 1, 2-ух трансформаторов в разных точках сети.

В условиях действующих промышленных предприятий при отсутствии запроектированной схемы такого питания можно путём незначительной реконструкции сети обеспечить целесообразный режим работы силовых трансформаторов. Ограничение холостого хода имеет большое значение также для таких установок, как сварочные и электропечные аппараты.

Следует отметить, что работа трансформаторов в режиме холостого хода или близком к нему вызывает изменение потерь не только в самом трансформаторе, но и во всей системе питания из-за низкого коэффициента мощности при холостом ходе трансформатора

1.3 Э кономия электроэнергии в линиях

Потери электроэнергии в линиях зависят от значения сопротивлений и тока, пропускаемого через линии. Сопротивление действующих линий может считаться практически постоянным. Отсюда следует, что для уменьшения потерь электроэнергии возможен один путь — уменьшение протекающего через них тока. Уменьшить значение тока можно, например, использованием в работе значительного количества резервных линий. При наличии параллельных линий желательно из соображений экономии электроэнергии держать их включенными параллельно. При проектировании системы электроснабжения предприятия необходимо выбирать вариант, при котором отсутствуют реакторы, или вариант с минимальными потерями в реакторах. С этой точки зрения рассматриваемые варианты должны обязательно сопоставляться по технико-экономическим показателям. Так, например, система электроснабжения предприятия на напряжение 6 кВ с реакторами должна сравниваться с системой электроснабжения на напряжение 20 кВ без реакторов.

1.4 Экономия электроэнергии в шинах

При питании мощных приёмников электроэнергии (электрические печи и пр.), как правило, применяют многополюсные шинопроводы. Если применять расположение шин, как указано на рис. 14.1 а , то потери электроэнергии в таком шинопроводе будут значительно больше, чем при расположении показанном на рис. 14.1 б . Это объясняется тем, что при расположении шин, показанном на 14.1 а сильно сказывается «»эффект близости»», при котором резко возрастает индуктивное сопротивление шин и соответственно увеличивается реактивная составляющая тока, что в конечном счёте приводит к увеличению общего тока и соответственно потерь мощности и энергии.

При расположении шин, приведённом на рис. 1б , взаимодействие магнитных полей таково, что их действия взаимно уничтожаются и увеличение реактивного тока незначительно. Потери мощности и электроэнергии в этом случае уменьшаются почти вдвое по сравнению с расположением на рис. 1 а .

А В С А В С А В С А В С

Рис. 1 Ш ихтовка полос шин и шинопроводов.

а) Неправильная, имеющая повышенные потери электроэнергии;

Экономия электроэнергии в трёхфазных сетях напряжением до 1000 В с несимметричной нагрузкой.

При неравномерном распределении нагрузок по фазам трёхфазной системы, потери электроэнергии больше, чем при симметричной нагрузке. Равномерность загрузки фаз должна быть обеспечена в первую очередь за счёт правильного распределения однофазных и двухфазных нагрузок по фазам. Вторым мероприятием для уменьшения асимметрии в сетях напряжением до 1000 В является установка нейтраллеров на вводах заземление свинцовой оболочки кабеля. Экономическая целесообразность второго мероприятия определяется соотношением между затратами на установку нейтраллеров и стоимостью сэкономленной электроэнергии в результате устранения асимметрии нагрузки.

Мероприятия по выравниванию нагрузки фаз целесообразно проводить в трансформаторах, загруженных более чем на 30 % номинальной мощности, неравномерностью нагрузки можно пренебречь, так как нагрузочные потери незначительно превышают потери холостого хода.

1.5 Экономия электроэнергии за счёт п рименения повышенных напряжений

Установка понижающих трансформаторов с высшим напряжением 110, 32, 10 и 6 кВ вблизи приёмников электростанции и сокращение длины цеховых сетей напряжением 0,69-0,23 кВ дают значительную экономию электроэнергии. Однако, чем выше напряжение питающих сетей, тем дороже электрооборудование (кабельные и воздушные линии, выключатели и т.д.). Рекомендованное в своё время для глубокого ввода напряжение 35 кВ не нашло широкого применения в системах промышленного электроснабжения, так как оказалась слишком высоким для большинства промышленных предприятий. Эксплуатация систем промышленного электроснабжения показала, цеховых подстанций целесообразно ограничивать мощность (принцип разукружения подстанций) используемых трансформаторов 1000 кВА с вторичным напряжением 4000 В и 1800-2500 кВА с вторичным напряжением 35 кВ требуется ток равный

При таких незначительных токах для питания цеховых подстанций целесообразно было бы применять воздушные линии со стальными проводами, так как кабели с медными жилами на напряжение 35 кВ имеют минимально допустимое сечение 370 мм 2 с пропускной способностью 11800 кВА, а кабели с алюминиевыми жилами — 350 мм 2 с пропускной способностью 8000 кВА.

Однако прокладка по территории промышленных предприятий воздушных линий напряжением 35 кВ с П-образными и АП-образными опорами практически исключена. Кабелей со стальными жилами напряжением на 35 кВ промышленность не изготовляет. Эти обстоятельства в основном и послужили причиной того, что напряжение 35 кВ не получили широкого применения для распределительных внутренних сетей. Для осуществления глубокого ввода на промышленных предприятиях рационально применять напряжение не 35 кВ, а 20 или 18 кВ (10,5 = 18 кВ).

Напряжение 20 кВ, как показала практика эксплуатации систем электроснабжения в России и за рубежом, позволяет сооружать линии с простыми, дешёвыми свечеобразными опорами (подобно опорам линий 6 и 10 кВ) небольших габаритов, что важно в условиях промышленного предприятия, территория которого, как правило, заполнена различными сооружениями и коммуникациями.

В этом случае для питания трансформаторов мощностью 1800 кВА потребуется ток, равный

Минимальные сечения алюминиевого провода 16-25 мм 2 , выбранные по условиям механической прочности и экономической целесообразности, будут близки к наименьшим сечениям по допустимой плотности тока. Стоимость отключающих аппаратов на напряжение 230 кВ значительно ниже, чем на напряжение 35 кВ.

Применение напряжение 20 кВ для сетей промышленных предприятий позволяет выполнить решение руководящих органов о сокращении расходов электроэнергии на потери в электрических сетях промышленных предприятий.

Применение напряжения 66 В в цеховых сетях также значительно сокращает потери электроэнергии и расход цветового металла. Опыт эксплуатации цеховых сетей напряжением 660 В в ряде отраслей промышленности доказал бесспорные преимущества этого напряжения.

Однако в России для распределительных сетей, которые являются наиболее протяжёнными, в основном применяются напряжения 6 и 10, реже 35 кВ.

Напряжение 6 кВ с точки зрения экономии электроэнергии не является перспективным, но занимает значительное место в системах электроснабжения (СЭС) всех категорий. Анализ сетей напряжением 6 кВ ведётся для того, чтобы показать возможности экономии электроэнергии в распределительных сетях при переходе на напряжение 10 кВ.

Современный быстрый рост электрических нагрузок приводит нередко к техническому пределу использования существующих СЭС. Для улучшения качества напряжения применяют регулирование напряжения у силовых трансформаторов, а для обеспечения питания новых потребителей сооружают параллельно прокладываемые линии. Однако эти меры не решают проблемы обеспечения промышленных предприятий и городов электроэнергией требуемого количества и качества.

Использование в этих случаях напряжения 20 кВ в распределительных сетях позволяет не только значительно уменьшить потери электроэнергии в линиях, но и существенно сократить число трансформаций за счёт укрупнения трансформаторных подстанций. В 1975 году было указание перевести распределительные сети с напряжения 6 кВ на напряжение 10 кВ. Это решение, хотя и является правильным, недостаточно, так как требует значительных затрат на реконструкцию сетей, к моменту завершения которой, в связи с постоянным ростом нагрузок может потребоваться дальнейшее повышение напряжения.

По анализу перевода электрических сетей с напряжения 6 кВ на 20 кВ выполнено много научно-исследовательских работ. Проведённые расчёты при исследовании систем электроснабжения Мособлэнерго, полученные в МЭИ, позволили сделать заключение о том, что при замене напряжения 6 кВ на 20 кВ экономия электроэнергии составит 19,35 млн.руб.

За срок амортизации (около 25 лет) с учётом динамики роста нагрузок общая экономия в результате сокращения составит примерно 2 млрд.руб.

Для реконструкции СЭС проектные организации нередко принимают бесперспективные решения.

Например, в СССР основные возражения электроснабжающих организаций и ведомств, производящих и употребляющих электроэнергию, заключались в следующем: в СССР не выпускали трансформаторы, кабели и аппаратуру на 20 кВ (трансформаторы тока и напряжения, разъединители, изоляторы, реакторы, предохранители и пр.). На эти возражения можно ответить следующим образом:

Трансформаторы напряжением 220/110/35 кВ выпускаемые Министерством электротехнической промышленности, можно за несколько часов переключить со звезды на треугольник и получить трансформаторы напряжением 220-110/20 кВ.

Затруднений по выпуску кабелей 20 кВ не было. Кабели на напряжение 20 кВ у нас выпускались, но цена их была завышена.

Измерительные трансформаторы напряжения на 20 кВ в СССР выпускались серийно.

Измерительные трансформаторы тока на 20 кВ в СССР также выпускались серийно. Не выпускались на эти напряжения лишь трансформаторы тока на малые токи (50/5, 100/5 и т.д.), однако производство их на базе выпускаемых не вызвало бы особых затруднений.

При производстве комплектных распределительных устройств разъединители не требуются. Для других случаев стоимость на напряжение 20 кВ и процесс его производства совершенно не измениться по сравнению с разъединителями на напряжение 10 кВ, так как высота изолятора изменяется мало, а масса фарфора возрастает всего на 2 %.

Изоляторы на напряжение 20 кВ могут выпускаться в любом необходимом количестве, при этом уменьшится число выпускаемых изоляторов на напряжение 6 кВ.

Выпуск выключателей на напряжение 20 кВ и токи 400-2000 А действительно потребовались. Выключатели на токи выше 2000 А в СССР серийно не изготовлялись. На небольшой период времени (2-3 года) можно было воспользоваться выключателями на токи менее 2000 А, производимыми серийно в соцстранах, например в Болгарии. Применение выключателей на напряжение 20 кВ привело к резкому уменьшению количества выключателей в СЭС. При этом они обеспечивали значительно большую пропускную способность. Схемы электроснабжения стали проще и надёжнее. Затраты цветного металла уменьшились.

Реакторов на напряжение 20 кВ могло бы и не потребоваться, если исследовать установку двух последовательно включенных реакторов напряжением 6-10 кВ, выпускаемых нашей промышленностью.

Положение с плавкими предохранителями аналогично положению с выключателями, но значительно проще в решении. Удорожание предохранителей составляет не более 1 %.

1.6 Сокращение или исключение дополнительных устройств в СЭС, которые расходуют значите льное количество электроэнергии

В настоящее время при симметрировании трёхфазной системы применяют симметрирующие устройства (СУ). В этом между цеховым трансформатором и приёмниками в СУ теряется дополнительно не менее 10 % электроэнергии и требуется установка (будем говорить упрощённо) ещё одного устройства по мощности, равного мощности питающего трансформатора. Исключить СУ можно с заменой питающего трансформатора со схемой соединения обмоток звезда-звезда трансформатором со схемой соединения обмоток звезда-зигзаг. При этом потери и стоимость трансформатора возрастут на 2-3 %. Но за счёт исключения СУ сокращаются потери электроэнергии на 5-8 % и отпадает необходимость в производстве симметрирующего оборудования.

Аналогичное положение имеет место при установки дополнительных фильтрокомпенсирующих устройств (ФКУ) при несинусоидальности формы кривой тока и напряжения. Устанавливая выпрямительные устройства по 12-24 фазной схеме, можно значительно сократить несинусоидальность и обойтись без ФКУ.

1.7 Внесение изменений в тарифную систему оплаты за электроэнергию потребителя ми, питающимися от энергосистем

Не только шаг стандартных номинальных мощностей трансформаторов, но проводимая тарифная политика способствует завышению устанавливаемых мощностей трансформаторов. В настоящее время потребитель штрафуется в десятикратном размере за перерасход электроэнергии (даже кратковременный), а при её недоиспользовании взимается штраф в полном размере неупотребляемой электроэнергии.

На основании приведённых научно-исследовательских работ можно утверждать, что и штрафы и сокращённая шкала номинальных мощностей трансформаторов приводят к низкому коэффициенту использования трансформаторной мощности.

1.8 Влияние качества электроэнергии на её перерасход

Всякое ухудшение качества электроэнергии влечёт за собой её перерасход. Такое положение справедливо и для тех случаев, когда это ухудшение лежит в пределах нормы и соответствует ГОСТ. При перерасчётах, связанных с проектированием и эксплуатацией СЭС, не учитывают потери, возникающие в устройствах, применяемых для поддержания напряжения на допустимом уровне. Так, например, для трансформаторов с устройствами РПН это потери в регулирующих устройствах.

На основании большого количества исследований, проведённых в МЭИ, можно утверждать, что установка регулирующих устройств любого типа (за исключением технологических) обусловлена выбором нерационального номинального напряжения для СЭС. Поэтому при проектировании и эксплуатации СЭС следует по возможности не применять регулирующие устройства (симметрирующие, фильтрокомпенсирующие и т.д.), так как они приводят к дополнительным капиталовложениям, загружают заводы и министерства электротехнической промышленности ненужными заказами, увеличивают расход чёрных и цветных металлов, изоляции и самое главное, вызывают большие потери электроэнергии.

В последнее время обращают внимание и на такой показатель качества, как отклонение частоты напряжения от номинальных значений, который также приводят к потерям электроэнергии. Производственные затраты обусловленные некачественной электроэнергией не оцениваются и не учитываются, что все-таки делать необходимо. Для этого целесообразно разработать приборы, которые на каждом производстве давали бы возможность сопоставлять количество и качество продукции предприятия, как функцию от качества электроэнергии.

Существующие в настоящее время санкции, направленные на повышение качества электроэнергии, являются, как правило, односторонними, например, штрафование потребителей за перерасход или недоиспользование заявленной электроэнергии, в то время, как питающие энергосистемы не несут никакой материальной ответственности за плохое качество отпускаемой электроэнергии.

1.9 Влияние электробаланса промышленного предприяти я на экономию электроэнергии

Для того чтобы сэкономить электроэнергию, необходимо прежде всего знать, на какие цели и в каком количестве она расходуется. Определение статей расхода электроэнергии и является основной задачей составления электробаланса промышленных предприятий.

Ежегодное составление электробаланса позволяет наблюдать за результатами мероприятий по рационализации электрохозяйства промышленного предприятия. Так например, анализируя изменение общего и удельного расходов электроэнергии на производство сжатого воздуха, можно сделать вывод о рациональности мероприятий, проводимых в компрессорных установках с целью уменьшения расхода электроэнергии.

Электробаланс промышленного предприятия должен состоять из приходной и расходной частей (активной и реактивной мощностей). В приходную часть включается электроэнергия полученная от энергосистемы или от сетей других потребителей, а также выработанная электрическими установками предприятия (генераторы промышленных ТЭС и ГЭС, СК и конденсаторы).

Электроэнергия повсеместно дорожает, а ее потребление в мире непрерывно увеличивается. Более 80 % электроэнергии потребляется в мире именно на переменном токе. Поэтому актуальной проблемой мировой энергетики является снижение электропотребления и повышение коэффициента полезного действия КПД всех электроприемников переменного тока. Трансформаторы и асинхронные электрические машины переменного тока — это самые массовые индуктивные электроприемники. Их применяют повсеместно от бытовой электротехники, компьютеров, городской электросети до тягового ж/д электропривода и электропривода прокатных станов. Все они потребляет излишнюю электроэнергию. Асинхронные электрические машины наиболее распространены в мире благодаря простоте конструкции и хорошим регулировочным свойствам.

Практически все существующие электроприемники переменного тока обладают индуктивностями и бесполезно расходуют излишнюю электроэнергию из сети на ее электромагнитную перезарядку в реактивные интервалы времени, а потом снова отдают эту запасенную энергию в сеть путем обмена индуктивными токами с питающей сетью переменного тока дважды за период.

Экономию электроэнергии в них можно обеспечить путем устранения этих реактивных интервалов возврата реактивного тока в сеть и бесполезного расходования запасаемой электромагнитной энергии индуктивностей — путем разрыва цепи в реактивные интервалы времени и использовать эту запасенную энергию с пользой внутри самой этой нагрузки

В трехфазных индуктивных нагрузках со вторичным контуром можно обеспечить экономию электроэнергии посредством принудительной циркуляции реактивных токов по фазам путем прерывания электронными ключами фазных токов в реактивные интервалы времени (при несовпадения по знакам фазных токов и напряжений индуктивностей).

Максимальный режим экономии электроэнергии в индуктивных нагрузках достигается быстродействующим разрывом тока индуктивности в момент его максимума — дважды за период переменного тока. Рекуперацию электроэнергии обеспечивают благодаря полезному использованию противоэдс самоиндукции при разрыве фазных индуктивных обмоток с током.

Физическая сущность этого “разрывного” метода радикальной экономии электроэнергии в индуктивных электроприемниках состоит в возникновении и полезном использовании явления электромагнитной самоиндукции для полезного использования электромагнитной энергии индуктивностей в самой нагрузке.

Предложен оригинальный многообмоточный трансформатор с коммутатором в первичной обмотке, циркуляцией реактивных токов и цепью рекуперации электроэнергии между первичной и вторичной обмотками в “ реактивные” интервалы времени. Экономия электроэнергии составляет 80-100%

Предложены метод циркуляции реактивных токов в многофазной АЭМ в “реактивные” интервалы и метод рекуперации электроэнергии посредством оригинальной автогенераторной схемы многообмоточной асинхронной вентильной машины. Экономия электроэнергии — 80-100%.

Предложена оригинальная многообмоточная асинхронная вентильная машина с коммутатором в первичной обмотке, циркуляцией реактивных токов и цепью рекуперации электроэнергии между первичной и вторичной обмотками в “ реактивные” интервалы времени. Экономия электроэнергии составляет 80-100%.

Проблема экономии электроэнергии становится все более актуальной в мире и поэтому предлагаемые в докладе методы ее экономии имеют важное практическое и научное значение. Существующие многочисленные электропотребители переменного тока, содержащие индуктивности(трансформаторы, асинхронные электрические машины), пока неэкономично расходуют потребляемую электроэнергию, поскольку бесполезно обмениваются реактивными токами и реактивной энергией индуктивностей с питающей электросетью. Этот бесполезный реактивный энергообмен сети и индуктивных электроприемников реактивными токами дважды за период, для экономии электроэнергии, вполне можно устранить разными методами. В том числе методом конденсаторной компенсации реактивной мощности, резонансными методами настройки электроприемников на единичный входной коэффициент мощности и метод с использованием компенсирующий конденсаторов и электронным(ими) ключом(ами), включенными последовательно в цепи электропитания последовательно с индуктивной (ыми) обмоткой(ами).

В результате отключения индуктивной нагрузки от сети переменного тока в данные “реактивные” интервалы времени бесполезный переток реактивных токов устраняется. Запасенная ранее реактивная энергия индуктивности длительное время сохраняется внутри многофазных электроприемников благодаря явлению круговой циркуляции ее по фазам индуктивной нагрузки, что и приводит к существенной экономии электроэнергии.

Данный метод циклического отключения индуктивной нагрузки от сети в “реактивные” интервалы позволит получить экономию электроэнергии до 20-30%.

Радикальная экономия электроэнергии индуктивными электропотребителями (до 100%) может быть достигнута при быстродействующей коммутации тока потребления дважды за период в моменты его максимума.

Эффективность этого ”разрывного” метода экономии электроэнергии заключается в полезном использовании возникающей при разрыве тока в индуктивности явления электромагнитной самоиндукции Для его реализации индуктивные электрические нагрузки (потребители) должны иметь замкнутые вторичные электрические и электромагнитные контура. В асинхронных электрических машинах вторичным электрическим и электромагнитным контурами служит ее статорный магнитопровод и ротор, в трансформаторах — их магнитопроводы и вторичные обмотки.

СПИСОК ИСПОЛЬЗОВАННОЙ ЛИТЕРАТУРЫ

1. Арсеньев Г.В. Энергетические установки. — М.: Высшая школа, 1991.

2. Общая электротехника. Под ред. В.С. Пантюшина. — М.: Высшая школа, 1970.

3. Федоров А.А., Каменева В.В. Основы электроснабжения промышленных предприятий. — М.: Энергоатомиздат. 1984.

4. Коновалова Л.Л., Рожкова Л.Д. Электроснабжение промышленных предприятий и установок. — М.: Энергоатомиздат, 1989.

5. Липкин Б.Ю. Электроснабжение промышленных предприятий. — М.: Высшая школа, 1990.

6. Липкин Б.Ю., Князевский Б.А. Электроснабжение промышленных предприятий. — М.: Высшая школа, 1986.

7. Рожкова Л.Д., Козулин В.С. Электрооборудование станций и подстанций. — М.: Энергоатомиздат, 1987.

Размещено на Allbest.ru

Подобные документы

Классификация потерь в системе электроснабжения промышленного предприятия. Влияние коэффициента мощности сети на потери электроэнергии. Пути уменьшения потерь в системе электроснабжения промышленных предприятий за счет компенсации реактивной мощности.

дипломная работа , добавлен 08.06.2020

Определение токов в элементах сети и напряжений в ее узлах. Расчет потерь мощности в трансформаторах и линиях электропередач с равномерно распределенной нагрузкой. Приведенные и расчетные нагрузки потребителей. Мероприятия по снижению потерь мощности.

презентация , добавлен 20.10.2013

Повышение качества электрической энергии за счет снижения несимметрии на тяговых подстанциях переменного тока системы тягового электроснабжения с помощью трансформаторных приставок. Закон изменения коэффициента напряжений по обратной последовательности.

контрольная работа , добавлен 12.03.2020

Влияние отклонения показателей качества электрической энергии от установленных норм. Параметры качества электрической энергии. Анализ качества электрической энергии в системе электроснабжения городов-миллионников. Разработка мероприятий по ее повышению.

дипломная работа , добавлен 21.01.2020

Мероприятия по уменьшению объема энергетических ресурсов на предприятии. Годовое потребление электроэнергии. Годовые потери электроэнергии в трансформаторах и кабелях и суммарное годовое потребление с учетом потерь. Основные схемы электроснабжения.

курсовая работа , добавлен 08.06.2015

Характеристика источников электроснабжения и потребителей электроэнергии. Определение расчетных нагрузок по предприятию и цехам. Расчет токов короткого замыкания. Определение потерь энергии в элементах систем электроснабжения. Выбор источника света.

дипломная работа , добавлен 29.07.2012

Понятие системы электроснабжения как совокупности устройств для производства, передачи и распределения электроэнергии. Задача электроснабжения промышленных предприятий. Описание схемы электроснабжения. Критерии выбора электродвигателей и трансформаторов.

курсовая работа , добавлен 02.05.2013

Роль электроснабжения в технологическом процессе. Оценка потребителей электроэнергии, их влияние на качество электроэнергии. Электроснабжение цехов предприятия. Расчёт системы электрического освещения. Расчёт мощности трансформатора и выбор подстанции.

дипломная работа , добавлен 24.09.2012

Энергоэффективные источники света. Механизм работы энергосберегающей лампы и лампы накаливания. Преимущества использования электронных пускорегулирующих устройств. Способы экономии электроэнергии на предприятиях. Экономия электроэнергии при отоплении.

реферат , добавлен 28.03.2012

Особенности формирования системы электроснабжения промышленных предприятий. Характеристика потребителей электроэнергии. Методы расчета электрических нагрузок. Расчет силовой электрической нагрузки напряжением до 1000В. Потери мощности в трансформаторах.

Потери мощности в сетях определяют с целью их снижения. Процесс снижения потерь — это оптимизация режима электрической сети. Их оптимизируют при эксплуатации и при проектировании сети. В условиях эксплуатации мероприятия по снижению потерь называются организационными (они не связаны с дополнительными капитальными вложениями), а при проектировании — в основном технические мероприятия, которые требуют дополнительных капитальных вложений.

Организационные мероприятия по снижению потерь в электрических сетях

1. Налаживание учета выработки и потребления электроэнергии.

где: Wh — счетчик.

Таким образом, необходимо организовать учет потока энергии и его контроль.

Дело в том, что сети имеют запас изоляции:

c ети до 220 кВ — на 15%,

c ети 330 кВ — на 10%,

c ети 500 кВ и выше — 5%.

Особенно это важно в сетях 0,4; 10; 35; 110; 220кВ, так как эти сети очень разветвленные.

Таким образом требуется правильное регулирование напряжение в сетях для учета потерь энергии. Надо стремиться поддержать максимально возможное при увеличении напряжения на 1% в сетях до 110кВ потери мощности и на 2%. В сетях 220 кВ всегда надо поддерживать максимально возможное напряжение. В сетях 330 кВ и выше надо регулировать напряжение с учетом потерь на корону.

Δ P = ΔP к + ΔP н

3. Оптимизация режимов трансформаторов на подстанциях. Обычно на подстанции 2 и более трансформатора.

Это мероприятие сводится к получению мощности при которой предпочтительно отключить один трансформатор. Благодаря этому экономят на потерях холостого хода, но немного увеличивают нагрузочные потери. Так как передающая мощность меньше номинальной, то увеличение потерь незначительно.

4. Разработка обоснованных норм потребления на выработку единицы продукции.

5. Быстрый и надежный ремонт сети.

6. Определение оптимальных мест размыкания электрической сети,

Электрические сети 6 — 10 кВ (городские) и сети 35 — 110 кВ часто выполняются замкнутыми, но работают в нормально разомкнутом режиме. Они на своих участках имеют разное сечение проводов и являются неоднородными.

В замкнутой неоднородной сети протекают уравнительные мощности и естественное потокораспределение отклоняется от экономического, соответствующего минимуму потерь. В этих условиях, по критерию минимума потерь, часто отыскивают места размыкания сети.

Технические мероприятия по снижению потерь по снижению потерь в электрических сетях

1. Компенсация реактивной мощности для снижения потерь энергии. При этом улучшается режим напряжений.

Вероятно, каждый, кто имеет дом в деревне, живет в частном секторе в городе или строит свой дом, со временем столкнется с проблемой нестабильности электросети. Это выражается в резких бросках напряжения, проблемах защиты электроприборов при грозах, длительных периодах сильно завышенного или сильно заниженного напряжения в электросети.

Многие из этих проблем связаны с особенностями воздушных электрических линий, другие, с невыполнением элементарных правил прокладки линий и их обслуживания. К сожалению, в нашей стране все более внедряется в жизнь лозунг: «Спасение утопающих — дело рук самих утопающих». Поэтому, попробуем рассмотреть эти проблемы и способы их решения подробнее.

Откуда берутся потери в электрических сетях?

Во всем виноват Ом.

Для тех кто, знаком с законом Ома, не трудно вспомнить, что U=I*R. Это значит, что падение напряжения в проводах электролинии пропорционально ее сопротивлению и току через нее. Чем больше это падение, тем меньше напряжение в розетках у вас дома. Поэтому сопротивление линии электропередач нужно снижать. Причем ее сопротивление складывается из сопротивления прямого и обратного провода — фазы и нуля от трансформатора подстанции до вашего дома.

Непонятная реактивная мощность.

Вторым источником потерь является реактивная мощность или точнее реактивная нагрузка. Если нагрузка чисто активная, например это лампы накаливания, электронагреватели, электроплитки, то электроэнергия потребляется практически полностью (кпд более 90%, cos стремится к 1). Но это идеальный случай, обычно нагрузка имеет емкостной или индуктивный характер. Реально косинус фи потребителя величина изменяемая по времени и имеет значение от 0.3 до 0.8, если не применять специальных мер.

Из статистики известно, что по причине, нескомпенсированной реактивной мощности потребитель теряет до 30% электроэнергии. Для того чтобы ликвидировать такие типы потерь, используются компенсаторы реактивной мощности . Такие устройства серийно выпускаются промышленностью. Причем они бывают от «однорозеточного» варианта, до устройств, устанавливаемых на трансформатор подстанции.

Оборотни в фуфайках.

Третьим источником потерь, является банальное воровство электроэнергии. Казалось бы, этим должны заниматься правоохранительные органы, но они не имеют отделов энергоаудита. Поэтому, третьим источником потерь тоже должен заниматься потребитель, т.к. по закону у него должен стоять общедомовой или общехозяйственный счетчик и за воровство паршивой овцы платит все стадо.

Оценка потерь в линии на конкретном примере.

Активное сопротивление линии R=(ρ*L)/ S, где ρ — удельное сопротивление материала провода, L- его длина, S — поперечное сечение. Для меди удельное сопротивление составляет 0,017, а для алюминия 0,028 Ом*мм2/м. Медь имеет почти в два раза меньшие потери, но она гораздо тяжелее и дороже алюминия, поэтому для воздушных линий обычно выбирают алюминиевые провода.

Таким образом, сопротивление одного метра алюминиевого провода, сечением 16 квадратных миллиметров, составит (0.028 х 1)/16=0.0018 Ом. Посмотрим, каковы будут потери в линии длиной 500 м, при мощности нагрузки 5 кВт. Так как ток течет по двум проводам, то длину линии удваиваем, т.е. 1000 м.

Сила тока при мощности 5 кВт составит: 5000/220=22.7 А. Падение напряжения в линии U=1000х0.0018х22.7=41 В. Напряжение на нагрузке 220-41=179 В. Это уже меньше допустимых 15% снижения напряжения. При максимальном токе 63 А, на который рассчитан этот провод (14 кВт), т.е. когда свои нагрузки включат ближайшие соседи, U=1000х0.0018х63=113 В! Именно поэтому в моем дачном доме по вечерам еле светится лампочка!

Способы борьбы с потерями.

Первый способ основан на снижении сопротивления нулевого провода . Как известно ток течет по двум проводам: нулевому и фазному. Если увеличение сечения фазного провода достаточно затратное (стоимость меди или алюминия плюс работы по демонтажу и монтажу), то сопротивление нулевого провода можно уменьшить достаточно просто и очень дешево.

Этот способ использовался с момента прокладки первых линий электропередач, но в настоящее время из-за «пофигизма» или незнания часто не используется. Заключается он в повторном заземлении нулевого провода на каждом столбе электролинии или (и) на каждой нагрузке. В этом случае параллельно сопротивлению нулевого провода подключается сопротивление земли между нулем трансформатора подстанции и нулем потребителя.

Если заземление сделано правильно, т.е. его сопротивление менее 8 Ом для однофазной сети, и менее 4 Ом для трехфазной, то удается существенно (до 50%) снизить потери в линии.

Второй простейший способ борьбы с потерями.

Второй простейший способ тоже основан на снижении сопротивления . Только в этом случае необходимо проверять оба провода — ноль и фазу. В процессе эксплуатации воздушных линий из-за обрыва проводов образуется места локального повышения сопротивления — скрутки, сростки и т.д. В процессе работы в этих местах происходит локальный разогрев и дальнейшая деградация провода, грозящая разрывом.

Такие места видны ночью из-за искрения и свечения. Необходимо периодически визуально проверять электролинию и заменять особо плохие ее отрезки или линию целиком.

Для ремонта лучше всего применить самонесущие алюминиевые изолированные кабели СИП . Они называются самонесущими, т.к. не требуют стального троса для подвески и не рвутся под тяжестью снега и льда. Такие кабели долговечны (срок эксплуатации более 25 лет), есть специальные аксессуары для легкого и удобного крепления их к столбам и зданиям.

Третий способ борьбы с потерями.

Понятно, что третьим способом является замена отслужившей «воздушки» на новую.

В продаже имеются кабели типов СИП-2А, СИП-3, СИП-4. Сечение кабеля выбирают не менее 16 квадратных миллиметров, он может пропускать ток до 63 А, что соответствует мощности 14 кВт при однофазной сети и 42 кВт при трехфазной. Кабель имеет двухслойную изоляцию и покрыт специальным пластиком, защищающим изоляцию проводов от солнечной радиации. Примерные цены на СИП можно посмотреть здесь: http://www.eti.su/price/cable/over/over_399.html. Двухпроводный СИП кабель стоит от 23 руб. за погонный метр.

Четвертый способ борьбы с потерями.

Этот способ основан на применении специальных стабилизаторов напряжения на входе в дом или другой объект. Такие стабилизаторы бывают как однофазного, так и трехфазного типа. Они увеличивают cos и обеспечивают стабилизацию напряжения на выходе в пределах + — 5%, при изменении напряжения на входе + — 30%. Их мощностной ряд может быть от сотен Вт до сотен кВт.

Вот несколько сайтов посвященных стабилизаторам: http://www.enstab.ru, http://www.generatorplus.ru, http://www.stabilizators.ru/, http://www.aes.ru. Например, приведенный на сайте http://www.gcstolica.ru/electrotech/stabilizer/x1/ однофазный стабилизатор «Лидер», мощностью 5 кВт, стоит 18500 руб. Отметим однако, что из-за перекоса фаз и потерь в электролинии, напряжение на входе стабилизатора может падать ниже 150 В. В этом случае, срабатывает встроенная защита и вам ничего не остается, как снизить свои потребности в электроэнергии.

Пятый способ компенсации потерь электроэнергии.

Это способ использования устройств компенсации реактивной мощности . Если нагрузка индуктивная, например различные электромоторы, то это конденсаторы, если емкостная, то это специальные индуктивности. Посмотреть примеры реализации можно здесь: http://www.emgerson.ru/produkciya/krm, http://www.nucon.ru/dictionary/kompensator-reaktivnoi-moshnosti.php, http://www.sdsauto.com/kompensator_moschnosti.html, http://www.vniir.ru/production/cat/cat/abs-vniir-ukrm.pdf и т.д.

Шестой способ — борьба с воровством электроэнергии.

По опыту работы, самым эффективным решением является вынос электросчетчика из здания и установка его на столбе линии электропередачи в специальном герметичном боксе. В этом же боксе устанавливаются вводный автомат с пожарным УЗО и разрядники защиты от перенапряжений.

Седьмой способ борьбы с потерями.

Этот способ снижения потерь за счет использования трехфазного подключения . При таком подключении снижаются токи по каждой фазе, а следовательно потери в линии и можно равномерно распределить нагрузку. Это один из самых простых и самых эффективных способов. Как говорят: «Классика жанра».

Если вы хотите снизить потери электроэнергии, то сначала сделайте аудит ваших электросетей. Если вы сами не в состоянии это сделать, то сейчас много организаций готовы помочь вам за ваши деньги. Надеюсь, что советы, приведенные выше, помогут осознать с чего начать и к чему стремиться. Все в ваших силах. Желаю успехов!

При проектировании и эксплуатации разного рода электроприводов необходимо учитывать потребление и потери электроэнергии, влияние ЭП на сеть и другие электроприемники. Оценка этих свойств осуществляется с помощью так называемых энергетических показателей: коэффициента полезного действия, коэффициента мощности, потерь мощности и энергии.

Потери мощности и энергии в ЭП складываются из потерь в электродвигателе, механической передаче, преобразователе, системы управления, однако основными являются потери в электродвигателе, которым и уделяется основное внимание.

С целью уменьшения потерь энергии в период пуска или торможения двигатели к рабочим машинам подбирают таким образом, чтобы приведенный момент инерции привода при одной и той же скорости был наименьшим. Это реализуется за счет применения малогабаритных двигателей, имеющих пониженный J (двигатели с повышенным отношением длинны якоря к его диаметру, с полым или дисковым якорем). Целесообразно использование двух двигателей половинной мощности. Расчеты показывают; что ∑J двух двигателей половинной мощности оказывается меньше момента инерции одного двигателя на полную мощность. Например, два двигателя типа 4АН200 мощностью по 45 кВт имеющий суммарный момент инерции 2*1,38=2,76 кг*м 2 . Двигатель 4АН250 мощностью 90 кВт на ту же скорость имеет j=3,53 кг*м 2 , т.е. почти на 30% больше.

Другой способ уменьшения потерь ЭП – регулирование скорости идеального холостого хода, что хорошо реализуется в ступенчатом пуске ЭП (для АД – регулирование частоты вращения с помощью частоты питающего тока или числа пар полюсов; для ДПТ – регулирование частоты вращения с помощью напряжения).

При ступенчатом пуске отмечается снижение потерь электрической энергии в 2 раза.

За счет изменения в переходном процессе w 0 снижаются потери энергии в роторе АД. Уменьшение потерь энергии в роторе вызовет и снижение потерь в статоре и полных потерь в АД. Приведенный момент инерции ЭП зависит не только от момента инерции двигателя или рабочей машины, но и от передачи отношения между ними. Для уменьшение потерь энергии при пуске, передаточное отношение – i следует выбирать исходя из получения минимального приведенного момента инерции ЭП и проверять экономическим расчетом.

В общем случае, когда ЭП работает с различными скоростями и нагрузками на валу

где А пол, А потр – полезная и потребляемая энергия,

∆А – потери энергии в ЭП,

Р пол i – полезная механическая мощность ЭП на i-ом участке цикла,

∆Р – потери мощности в ЭП на i-ом участке цикла,

n – число участков работы ЭП.

Такой КПД называют цикловым или средневзвешенным.

Если ЭП работает в неизменном режиме с постоянной мощностью

КПД ЭП, как электромеханическая система определяется произведением преобразователя, управляющего устройства, электродвигателя и механической передачи η эп =η п *η уу *η эд *η мп.

Наиболее значимой величиной является КПД двигателя, который растет с увеличением мощности и частоты вращения (рисунок 2).

  • » onclick=»window.open(this.href,» win2 return false > Печать

От электростанции электроэнергия напряжением 110-750 кВ переда­ется по линиям электропередач (ЛЭП) на главные или районные пони­жающие подстанции, на которых напряжение снижается до 6-35 кВ. От распределительных устройств это напряжение по воздушным или кабельным ЛЭП передается к трансформаторным подстанциям, рас­положенным в непосредственной близости от потребителей электри­ческой энергии.

На подстанции величина напряжения снижается до 380 В и по воз­душным или кабельным линиям поступает непосредственно к потре­бителю электроэнергии в доме.

Линии имеют четвертый (нулевой) провод 0, позволяющий полу­чить фазное напряжение 220 В, а также обеспечивать защиту элек­троустановок.

Такая схема позволяет передать электроэнергию потребителю с наименьшими потерями. Поэтому на пути от электростанции к потребителям электроэнергия трансформируется с одного напряже­ния на другое. Упрощенный пример трансформации для небольшого участка энергосистемы показан на рисунке.

Рис. Пример трансформации электроэнергии при передаче потребителю

Зачем применяют высокое напряжение при передаче электроэнергии?

Ответ прост — для снижения потерь на нагрев проводов при пере­даче на большие расстояния. Потери зависят от величины проходя­щего тока и диаметра проводника, а не приложенного напряжения.

Допустим, что с электростанции в город, находящийся от нее на рас­стоянии 100 км, нужно передавать электроэнергию по одной линии 30 МВт. Из-за того, что провода линии имеют электрическое сопротивле­ние, ток их нагревает. Эта теплота рассеивается и не может быть исполь­зована. Энергия, затрачиваемая на нагрев, представляет собой потери.

Свести потери к нулю невозможно. Но ограничить их необхо­димо. Поэтому допустимые потери нормируют, т. е. при расчете про­водов линии и выборе ее напряжения исходят из того, чтобы потери не превышали, например, 10% полезной мощности, передаваемой по линии.

В нашем примере это 0,1×30 МВт = 3 МВт.

Если не применять трансформацию, т. е. передавать электроэнер­гию при напряжении 220 В, то для снижения потерь до заданного значения сечение проводов пришлось бы увеличить примерно до 10 м 2 . Диаметр такого «провода» превышает З м, а масса в пролете составляет сотни тонн.

Применяя трансформацию, т. е. повышая напряжение в линии, а затем, снижая его вблизи расположения потребителей, пользуются другим способом снижения потерь: уменьшают ток в линии.

Потери при передаче электроэнергии пропорциональны квадрату силы тока.

Действительно, при повышении напряжения вдвое ток снижается вдвое, а потери уменьшаются в 4 раза. Если напряжение повысить в 100 раз, то потери снизятся в 100 2 , т. е. в 10000 раз.

В качестве иллюстрации эффективности повышения напряжения скажу, что по линии электропередачи трехфазного переменного тока напряжением 500 кВ передают 1000 МВт на 1000 км.

Прохождение электрического тока по проводам сопровождается потерями и падением части напряжения на линии, поэтому напря­жение у потребителей оказывается несколько меньшим, чем в начале линии у подстанции. Чтобы обеспечить приемлемые уровни напря­жения вдоль всей линии, на подстанции приходится поддерживать напряжение выше номинала, т. е. не 380/220 В, а 400/230 В.

В электрических сетях сельских районов у потребителей, согласно действующим нормам, допускаются отклонения напряжения на 7,5 % от номинального значения. Значит, на трехфазном электро­приемнике допускается напряжение в пределах 350-410 В, а на однофазном 200-240 В.

Однако бывают случаи, когда величина напряжения выходит за допустимые пределы. При понижении напряжения:

♦ заметно падает интенсивность электрического освещения от ламп накаливания;

♦ уменьшается производительность электронагревательных при­боров;

♦ нарушается устойчивость работы телевизоров и других радиоэ­лектронных приборов с электропитанием от сети.

Повышение напряжения приводит к преждевременному выходу из строя электроламп и нагревательных приборов. Электродвигатели в меньшей степени чувствительны к отклонениям напряжения.

Каждый электрик должен знать:  Материалы и электроустановочные изделия для домашней электропроводки
Добавить комментарий