7508

Экономия электроэнергии в электроснабжающих установках

Контрольная

Энергетика

Экономия электроэнергии в электроснабжающих установках Электроснабжение сельских потребителей осуществляют в основном от сетей государственных электросистем. К сельским потребителям электрическую энергию подают по линиям напряжением 6, 10, 20, 35 кВ...

Русский

2013-01-24

60.8 KB

27 чел.

Экономия электроэнергии в электроснабжающих установках

Электроснабжение сельских потребителей осуществляют в основном от сетей государственных электросистем. К сельским потребителям электрическую энергию подают по линиям напряжением 6, 10, 20, 35 кВ, а в отдельных случаях и ПО кВ. В качестве потребительских служат трансформаторные подстанции напряжением 110/10, 110/35/10, 35/10, 35/0,4, 20/0,4, 6...10/0,4 кВ. К сетям сельскохозяйственного назначения относят те линии электропередачи и подстанции, в которых более 50% общей нагрузки приходится на долю сельских потребителей.

В сельских электрических сетях потери составляют 18...20% всей отпущенной потребителям энергии. Такой высокий уровень потерь обусловлен тем, что большинство линий выполнены по радиальной схеме из проводов малого сечения. Графики нагрузок сельскохозяйственных потребителей характеризуются резко выраженной суточной и сезонной неравномерностью, что приводит к неэффективному использованию электрических линий и трансформаторных подстанций.

Для снижения потерь в распределительных сетях наиболее рациональным является сокращение протяженности отходящих линий, увеличение пропускной способности перегруженных воздушных линий, применение глубоких вводов, компенсация реактивных нагрузок.

Экономия энергии тесно связана с повышением надежности сельского электроснабжения и особенно качества электроэнергии. При нарушении системы электроснабжения резко ухудшаются общие показатели работы энергоснабжающих установок, происходят неоправданные потери энергии.

Электрическиелинии

В сельской местности применяют преимущественно воздушные электрические линии, сооруженные на деревянных или железобетонных опорах. В качестве проводника в основном используют сталеалюминиевые провода. Лишь изредка применяют многожильные алюминиевые и стальные провода.

Большинство токоприемников потребляет не только активную, но и реактивную мощность (табл. 1). Это результат использования переменного магнитного поля в асинхронных электродвигателях, индукционных печах, сварочных трансформаторах. Потребителями реактивной мощности являются силовые трансформаторы, сами линии электропередачи, реакторы. Таким образом, по электрическим линиям, в том числе в распределительных сетях, передается реактивная мощность. Во время эксплуатации за счет нагрева электрическим током проводов линий возникают потери мощности ∆Р  (кВт):

,

где Р— активная нагрузка потребителя, кВт; U— напряжение в сети, кВ; r— сопротивление сети, Ом; tg φ = Q/P — коэффициент реактивной мощности; Q — реактивная нагрузка потребителя, квар.

Таблица 1. Соотношения между активной и реактивной мощностями в  зависимости  от  коэффициента  мощности

Показатель

Коэффициент мощности

1,00

0,99

0,98

0,97

0,96

0,95

0,94

0,93

0,92

0,91

0,90

Коэффициент реактивной мощности

Реактивная мощность, % от активной мощности

0

0

0,14

14

0,20

20

0,25

25

0,29

29

0,33

33

0,36

36

0,40

40

0,43

43

0,45

45

0,48

48

Потери при передаче реактивной мощности составляют до 30% общих потерь, в электрических сетях. Они могут быть сокращены за счет рационализации работы приемников электроэнергии и повышения коэффициента мощности установок.

Следует отметить, что протекание реактивной мощности в сети уменьшает пропускную способность трансформаторов  и  проводов линий.

Для снижения потерь электроэнергии в сетях энергосистем надо использовать оптимальные режимы и обеспечивать надежную работу всех звеньев. Рассмотрим некоторые из рекомендаций, которые направлены на снижение потерь в сельских электрических линиях.

Симметрию нагрузок в линиях напряжением 0,38 и 10 кВ обеспечивают присоединением на каждый фазный провод линии потребителей примерно одинаковой мощности. Не менее двух раз в год измеряют токи и напряжения на каждой из фаз в периоды максимальной и минимальной загрузки на вводах в жилые дома в начале и конце линии, в узловых точках и точках присоединения наиболее ответственных потребителей. Сравнительно крупные одиночные однофазные электроприемники в производственных помещениях по возможности заменяют трехфазными равной мощности. В трехфазных сетях применяют специальные симметрирующие устройства.

Замену проводов производят на участках, где нагрузка превышает экономически допустимые уровни (табл. 2).

Таблица 2. Экономически допустимые уровни нагрузки на провода (для ВЛ10 кВ)

Показатели

Марки проводов

ПС-25

АС-16

АС-25

А-35

А-50

Сопротивление проводов, Ом/км:

  активное

  реактивное

5,3

1,0

2,1

0,391

1,38

0,377

0,92

0,366

0,64

0,355

Верхний предел экономической  нагрузки, кВ·А

86

207

294

381

536

В некоторых случаях провода заменяют для повышения качества напряжения у потребителей. Как правило, замена проводов меньших сечений на большие дает заметное снижение потерь. Например, при замене провода АС-16 на АС-25 относительное снижение потерь активной мощности составляет 1,52, а потери напряжения на участке (при cos φ = 0,8) —1,44.

Сокращение протяженности линий осуществляют при реконструкции существующих сетей путем сооружения новых трансформаторных подстанций напряжением 10/0,4 или 35/10 кВ. Если, например, количество потребителей, присоединенных к электрической линии, и протяженность самой линии сократить вдвое, то потери энергии уменьшатся в 8 раз, а потери напряжения — в 4 раза.

Глубокие вводы высокого напряжения значительно уменьшают протяженность распределительных сетей и потери электроэнергии. Потери уменьшаются на величину, равную квадрату отношения напряжения глубокого ввода к напряжению распределительных линий потребителя. Если при питании от трансформаторной подстанции ТП-110/35 кВ исключить ступень трансформации 35/10 кВ и осуществить глубокий ввод 35/0,4 кВ, то потери в сети, где было напряжение 10 кВ, сократятся в 12,25 раза (35/10)2.

Комплексная автоматизация управления распределительными сетями обеспечивает их более эффективное использование, равномерную загрузку и снижение ущерба от аварийных отключений потребителей. К техническим средствам системы управления относят устройства АПВ и АВР в сочетании с секционирующими выключателями и автоматическими отделителями, простые устройства обнаружения мест повреждения в линиях напряжением 6...35 кВ, аппаратуру для передачи информации на диспетчерские пункты.

Действие устройств автоматического повторного включения (АПВ) заключается в том, что через короткий промежуток времени отключенный участок линии автоматически вновь включается и восстанавливается нормальное электроснабжение. Если повреждение оказалось неустраненным, тоучасток отключается повторно. Статистика показывает, что    устройства АПВ в восьмидесяти случаях из ста успешно включают отключенный участок линии в дальнейшую работу. К настоящему времени созданы различные схемы и конструкции устройств АПВ. Многие из них широко применяют в практике электроснабжения.

Устройства автоматического включения резервных линий (АВР) используют для электроснабжения наиболее ответственных потребителей, не терпящих перерывов в подаче электроэнергии. Устройства АВР относительно просты и дешевы, что дает существенный экономический эффект при их внедрении. Использование АВР не исключает применение АПВ, а дополняет его. АПВ повторно включает линию после аварии, а АВР включает резервную линию (источник питания) при отказе основной.

Секционирование воздушных электрических линий, уменьшая отключаемую при аварии протяженность сети, снижает число отключения понизительных подстанций. В сельских сетях действует аппаратура автоматического и неавтоматического секционирования.

Трансформаторныеподстанции

Наибольшее распространение в сельской местности получили трансформаторные подстанции напряжением 35/10 и 10/0,4 кВ. Конструктивно их выполняют одно- или двухтрансформаторными.

Анализ фактических нагрузок трансформаторов напряжением 6... 110 кВ в сельских распределительных сетях показал, что их средняя загрузка в период максимума не превышает 60% номинальной мощности. Это ниже экономически оптимальной нагрузки. Работа трансформаторов в режиме недогрузки приводит не только к замораживанию существенной части капиталовложений, но и к повышению относительно отпущенной энергии потребления реактивной мощности.

Сельэнергопроект установил наименьшие коэффициенты загрузки трансформаторов, определенные из условия минимума приведенных затрат на покрытие постоянных и переменных потерь мощности в трансформаторах (табл. 3 и 4).

Таблица 3.Минимально допустимые коэффициенты загрузки трансформаторов   напряжением  35/10 кВ

Вид нагрузки

Единичная мощность трансформатора, кВА

1000

1600

2500

4000

6300

Смешанная нагрузка

  в обычных районах

0,40

0,42

0,42

0,37

0,40

Смешанная нагрузка

  в районах орошаемого земледелия

0,41

0,41

0,44

0,38

0,42

Птицефабрика

0,29

0,29

0,31

0,27

0,29

Свинооткормочный комплекс

0,32

0,32

0,34

0,30

0,32

Теплично-парниковый комбинат

0,61

0,61

0,66

0,57

0,61

Таблица 4. Минимально допустимые коэффициенты загрузки трансформаторов напряжением 10/0,4 кВ

Вид нагрузки

Единичная мощность трансформатора ,кВ·А

40

63

100

160

250

Коммунально-бытовая

0,59

0,61

0,57

0,57

0,57

Производственная

0,66

0,67

0,63

0,61

0,63

Вид нагрузки

Единичная мощность трансформатора ,кВ·А

40

63

100

160

250

Смешанная  с  преобладанием     коммунально-бытовой

0,56

0,56

0,52

0,51

0,52

Птицеферма

0,45

0,46

0,43

0,42

0,43

Свинооткорм очнаяферма

0,66

0,68

0,63

0,62

0,63

Молочнотоварная ферма

0,48

0,49

0,46

0,45

0,46

Теплично-парниковое хозяйство

хозяйство

0,78

0,73

0,71

0,73

Мастерская по ремонту и обслужива-нию сельскохозяйственной техники

0,90

0,92

0,86

0,84

0,86

Смешанная  с преобладанием производственной

0,50

0,52

0,49

0,47

0,49

Если в результате замера степень загрузки трансформатора окажется меньше минимально допустимой, то он подлежит замене на аппарат меньшей мощности.

На двухтрансформаторных подстанциях в период минимальных нагрузок экономически целесообразно один из трансформаторов отключать от сети. Например, замеры загрузки на подстанциях напряжением 10/0,4 кВ молочного комплекса на 200 коров показали, что все четыре трансформатора загружены ниже допустимого минимума (Кзагр.1 = 0,254, Кзагр.2 = 0,173, Кзагр.3 = 0,39, Кзагр.4 = 0,16). Общие потери энергии в трансформаторах этих подстанций составили 48,8 тыс. кВт·ч. Чтобы увеличить загрузку на первой подстанции вместо двух трансформаторов мощностью по 630 кВ·А, установили один мощностью 400 кВ·А (Кзагр. = 0,667), а на второй подстанции отключили один из двух трансформаторов мощностью 400 кВ·А (у включенного трансформатора (Кзагр. = 0,562). При этом общие потери электроэнергии в трансформаторах составили 33,1 тыс. кВт·ч. Таким образом, заменой трансформаторов на подстанциях потери энергии были снижены на 15,7 тыс. кВт·ч.

В ряде случаев трансформаторные подстанции могут оказаться перегруженными. Тогда трансформаторы заменяют более мощными. При этом потери электроэнергии,  как правило,  снижаются.

Допустимые перегрузки трансформаторов, по данным института «Сельэнергопроект», зависят от вида потребителей и температуры охлаждающего трансформатор воздуха  (табл.5).

Вид нагрузки

Среднесуточная зимняя температура охлаждающего воздуха, °С

-10

-5

0

+5

Трансформаторы  напряжением   35/10 кВ

Смешанная   нагрузка

1,54

1,52

1,49

1,45

Птицефабрика

1,31

1,28

1,26

1,22

Свинооткормочный комплекс

1,34

1,32

1,30

1,26

Трансформаторы напряжением  10/0,4 кВ

Коммунально-бытовая

1,40

1,38

1,37

1,34

Производственная

1,61

1,59

1,57

1,52

Смешанная с преобладанием коммунально-бытовой

1,46

1,44

1,43

1,40

Смешанная  с  преобладанием производственной

1,53

1,51

1,50

1,45

Птицеферма

1,40

1,37

1,35

1,31

Молочнотоварная ферма

1,57

1,54

1,52

1,48

Свинооткормочная ферма

1,32

1,30

1,28

1,23

Мастерская по ремонту и обслуживанию

сельскохозяйственной техники

1,57

1,86

1,53

1,49

Таблица 5.Коэффициенты допустимых перегрузок трансформаторов

Для теплично-парниковых комбинатов и хозяйств коэффициенты допустимой перегрузки трансформаторов определяются среднесуточной температурой весной. При температуре 5 и 10°С эти коэффициенты соответственно равны 1,26... 1,28 и 1,23... 1,25. При смешанной нагрузке в районах орошаемого земледелия для трансформаторов напряжением 35/10 кВ коэффициенты зависят от среднесуточной летней температуры (при 20, 25 и 30°С они соответственно равны 1,15; 1,10 и 1,05).

Если при замерах установлена перегрузка трансформатора, превышающая допустимые значения, то его заменяют большим по мощности. Например, на низкой стороне комплектной трансформаторной подстанции КТП-10/0,4 кВ мощностью G3 кВ-А, имеющей коммунально-бытовую нагрузку, при замерах во время зимнего максимума нагрузок (температура минус 10°С) зафиксирована мощность 90 кВ-А, то есть коэффициент перегрузки, равный 1,43. Как следует из таблицы 5, коэффициент допустимой перегрузки не должен превышать 1,4. Таким образом, существующий трансформатор должен быть заменен новым мощностью 100 кВ·А. При использовании трансформатора мощностью 63 кВ·Апотери электроэнергии составляют 4770 кВТ·ч. После его замены трансформатором   мощностью  100 кВ·А   потери снижаются   до 4470 кВТ·ч, то есть на 300 кВТ·ч, или на 6,3%.

Коэффициентмощностииконденсаторные установки

Один из путей уменьшения потерь мощности и энергии в электрических сетях — повышение коэффициента мощности установки (cos φ). Соблюдение нормированных величин cos φ сопровождается установлением оптимальных значений активной и реактивной мощностей. Для компенсации реактивной мощности электрических нагрузок при низких значениях cos φ применяют конденсаторные установки. Влияние компенсации реактивной мощности на снижение потерь электроэнергии в линиях напряжением 10 кВ с проводами марок ПС-25, АС-25 и А-50 показано в таблице 6. Следует отметить, что от сечения проводов линий зависит не относительное снижение потерь энергии, а потери напряжения.

Таблица 6. Снижение потерь электроэнергии при компенсации cos φ

Коэффициент

мощности нагрузки

Относительное снижение потерь электроэнергии

естественный

скомпенсированный

0,86

0,76

0,96

0,96

1,24

1,59

Снижение потерь напряжения тем больше, чем ниже коэффициент мощности нагрузки и чем больше сечение проводов линии.

При компенсации реактивной мощности нагрузок у потребителей или на шинах 0,4 кВ трансформаторов также происходит относительное снижение потерь электроэнергии. Например, в трансформаторах напряжением 10/0,4 кВ мощностью 160 кВ·А при увеличении cos φ от 0,86 до 0,96 потери энергии уменьшаются в 1,1 раза, а при увеличении cos φ от 0,76 до 0,96 — в 1,21 раза.

Конденсаторные установки располагают либо непосредственно у потребителя, либо на стороне напряжения 6...10 кВ трансформаторной подстанции 35/6...10  кВ.

По данным академика ВАСХНИЛ И.А.Будзко в сельских сетях в первую очередь целесообразно полностью компенсировать реактивную мощность трансформаторов, которая составляет 200...250 квар на 1000 кВ·А  мощности трансформаторов.

При выборе компенсирующих устройств исходят из экономического эффекта, который предполагают получить за счет снижения потерь электроэнергии или уменьшения отклонений напряжения в сети.

В качестве компенсирующих устройств в основном используют батареи конденсаторов. Реактивная мощность батареи QH (квар) при соединении в треугольник зависит от емкости конденсаторов и равна:

где ω — угловая частота сети переменного тока, Гц; С — суммарная емкость конденсаторной батареи, мкФ; Uном— номинальное   напряжение   конденсаторов, кB.

Например, реактивная мощность конденсатора емкостью 2 мкФ при напряжении 6,3 кВ составляет 25 квар, а при 0,38 кВ — 0,09 квар. Поэтому удельная стоимость батареи при использовании ее на 0,38 кВ всегда выше стоимости при использовании на 6,3 кВ.

Некоторыерекомендации

Для снижения потерь энергии в сельских электроснабжающих установках следует проводить следующие мероприятия.

Вести систематический контроль загрузки трансформаторов подстанций. При возможности заменять перегруженные и недогруженные трансформаторы.

Шире внедрять регулирование напряжения под нагрузкой на трансформаторах 35/10 кВ.

На подстанциях напряжением 10/0,4 кВ мощностью до 100 кВ·А, питающих преимущественно коммунально-бытовые потребители, устанавливать трансформаторы со схемой соединения обмоток «звезда - зигзаг - нуль».

Проверять равномерность загрузки фаз электрических линий в населенных пунктах, точках присоединения наиболее ответственных потребителей.

Заменять провода на участках, имеющих нагрузки большие, чем экономически допустимые.

Систематически проводить мероприятия по повышению надежности сельского электроснабжения: применять сетевое резервирование; уменьшать радиус действия линий напряжением 10 и 35 кВ за счет сооружения дополнительных подстанций; на двухтранс-форматорных подстанциях каждый из трансформаторов надо выбирать так, чтобы он мог покрыть максимум нагрузки при аварийном выходе из строя одного из них; предусматривать глубокие вводы напряжением 35 кВ к крупным ответственным потребителям; использовать устройства автоматического повторного включения и автоматического включения резерва.

Применять конденсаторные установки для компенсации реактивных нагрузок трансформаторов и потребительских установок.

Мощные однофазные приемники (например, нагреватели) включать не на фазное, а на линейное напряжение.


 

А также другие работы, которые могут Вас заинтересовать

68912. Виды проектирования 92.5 KB
  Линия горизонта и точка схода являются особенностью изображения и реально не существуют в трёхмерном пространстве. Однако наша задача получить картину трёхмерного изображения, т.е. двухмерную твердую копию (на экране, на бумаге).
68914. Вывод текста 54 KB
  Вывод текста на экран в графическом режиме имеет ряд отличий от подобных действий в текстовом режиме. Отличие состоит в том, что все действия производятся только со строковыми константами и переменными, числовая же информация должна предварительно преобразовываться в строковую (процедуру Str).
68916. Завантаження файлів 48 KB
  Завантаження файлів на сервер по протоколу HTTP здійснюється набагато чаші, чим ви можете подумати: Web-інтерфейси поштових сервісів дозволяють додати до листа вкладення, а для цього потрібно спершу завантажити файл на сервер, а тільки після цього додавати до листа.
68917. Масиви та списки. Операції над масивами 118 KB
  Масив — це впорядкований набір даних. Кожен елемент масиву має індекс або ключ. Індекс (ключ) служить для однозначної ідентифікації елементу усередині масиву. У одному масиві не може бути двох елементів з однаковими індексами.
68918. Користувацькі функції 45 KB
  У будь-якій мові програмування існують підпрограми. У мові С вони називаються функціями, в асемблері — підпрограмами і викликаються інструкцією CALL, а в мові Pascal існує навіть два види підпрограм: процедури і функції.
68919. Передача параметрів функції 40 KB
  При виклику функції func потрібно обов’язково вказати всі три параметри оскільки вони є обов’язковими. У РНР функції можуть володіти необов’язковими параметрами або параметрами за умовчанням про них ми поговоримо трохи пізніше. Функція не може змінити параметрзначення тобто він доступний...
68920. Операції над рядками. Робота з датою та часом 97 KB
  Чим же хороші самі рядки в РНР На відміну від С переваги PHPрядків полягають в наступному: Рядок може містити будьякі символи. Нагадаю що рядок не може містити символи з кодом 0 оскільки перший такий символ трактується як кінець рядка.