2015-03-22
3213
Выше в главах 1, 2 было показано, что основные направления энергосбережения в системах электроснабжения и потребления – это снижение потерь электроэнергии и обеспечение необходимого качества электроэнергии.
В данной главе, с учетом рекомендаций [6], показаны методические особенности оценки потерь электроэнергии применительно к промышленным предприятиям. Как уже отмечалось, источниками потерь электрической энергии в системах электроснабжения промышленных предприятий являются электрические сети, понижающие трансформаторы и электроприемники.
Электрические сети. Электрические сети промышленных предприятий в основном выполняются кабелем, а в цехах при магистральной схеме — также шинопроводами.
Годовые потери в электрических сетях трехфазного тока определяются выражением (кВт∙ч)
| Δ Э год = I 2 ∙ r о∙ L ∙ Т г, | (3.1) |
где I – cреднее значение тока, протекающего по данной сети, А; r о – активное удельное сопротивление фазы сети, Ом/км; L –длина электрической сети, км; Т г– годовое время работы электрической сети, ч.
|
|
|
В табл. 3.1-3.3 приведены значения удельных сопротивлений для различных сечений кабелей и шинопроводов.
Таблица 3.1
Удельное сопротивление кабельных линий с алюминиевыми жилами, Ом/км
| Сечение жилы, мм2 | Активное сопротивление | Индуктивное сопротивление | ||
| кабель с бумажной изоляцией | кабель с резиновой или поливинилхлоридной изоляцией | |||
| 6кВ | 10 кВ | 6, 10 кВ | ||
| 2,94 | 0,11 | 0,122 | 0,0999 | |
| 1,85 | 0,102 | 0,113 | 0,095 | |
| 1,17 | 0,091 | 0,099 | 0,091 | |
| 0,859 | 0,087 | 0,095 | 0,088 | |
| 0,592 | 0,033 | 0,09 | 0,085 | |
| 0,429 | 0,09 | 0,086 | 0,082 | |
| 0,912 | 0,078 | 0,083 | 0,081 | |
| 0,245 | 0,076 | 0,081 | 0,08 | |
| 0,194 | 0,074 | 0,079 | 0,079 | |
| 0,162 | 0,073 | 0,077 | 0,078 |
Таблица 3.2
Удельное сопротивление кабелей в пластмассовой оболочке напряжением
до 1000 В, мОм/м
| Сечение жилы, мм2 | Активное сопротивление | Индуктивное сопротивление | |
| алюминий | медь | ||
3  4
| 9,61 | 5,75 | 0,092 |
| 3 6
| 6,46 | 3,83 | 0.087 |
| 3 10
| 3,87 | 2,28 | 0,082 |
| 3 16
| 2.42 | 1,44 | 0,078 |
| 3 25
| 1,55 | 0,918 | 0,062 |
| 3 35
| 1,11 | 0,697 | 0,061 |
| 3 50
| 0,775 | 0,458 | 0,060 |
| 3 70
| 0,555 | 0,325 | 0,059 |
| 3 95
| 0.408 | 0,242 | 0,057 |
| 3 120
| 0.342 | 0,191 | 0,057 |
| 3 150
| 0.258 | 0,164 | 0,056 |
| 3 185
| 0,210 | 0,124 | 0,056 |
| 3 240
| 0,160 | 0,095 | 0,065 |
| 3 4+1 2,5
| 9,61 | 5,47 | 0,098 |
| 3 6+1 4
| 6,15 | 3,64 | 0,094 |
| 3 10+1 6
| 3,84 | 2,17 | 0,088 |
| 3 25+1 16
| 1,47 | 0,873 | 0,072 |
| 3 35+1 16
| 1,05 | 0,365 | 0,068 |
| 3 35+1 25
| 0.74 | 0,436 | 0,066 |
| 3 70+1 35
| 0,527 | 0,313 | 0,065 |
| 3 95+1 50
| 0.405 | 0,23 | 0,064 |
| 3 120+1 50
| 0,32 | 0,181 | 0,064 |
| 3 150+1 70
| 0,246 | 0,146 | 0,063 |
| 3 185+1 70
| 0,208 | 0,122 | 0,063 |
| 4 240
| 0,153 | 0,09 | 0,055 |
Таблица 3.3
Удельное сопротивление проводов, мОм/м
| Сечение провода, мм | Активное сопротивление | Индуктивное сопротивление | |
| алюминий | медь | ||
| 7,81 | 4,63 | 0,107 | |
| 5,21 | 3,09 | 0,1 | |
| 3,12 | 1,84 | 0,099 | |
| 1,95 | 1,16 | 0,095 | |
| 1,25 | 0,74 | 0,091 | |
| 0,894 | 0,53 | 0,088 | |
| 0,625 | 0,37 | 0.085 | |
| 0,447 | 0,265 | 0,082 | |
| 0,329 | 0,195 | 0,081 | |
| 0,261 | 0,154 | 0,080 | |
| 0,208 | 0,124 | 0,079 | |
| 0,169 | 0,1 | 0,078 | |
| 0,130 | 0,077 | 0,077 |
Рассмотрим некоторые особенности уменьшения потерь электроэнергии в линиях электропередачи. Среди мер, приводящих к уменьшению этих потерь, можно отметить [1]:
|
|
|
выбор экономически целесообразного сечения проводников линий электропередачи;
увеличение коэффициента мощности соs φ (для сетей с синусоидальным напряжением);
равномерную загрузку сети во времени; равномерное распределение нагрузок по фазам и др.
Большинство из этих мер следует отнести к режимным мероприятиям.
Потери электроэнергии при ее доставке потребителям зависят от сопротивления проводников. Наибольшие потери напряжения Δ U нб и активной мощности Δ Р Σ характерны для магистральных сетей, которые имеют провода или кабели с малым сечением проводников. Падение напряжения и потери мощности в проводниках определяются по суммарному току, включающему в себя активную и реактивную составляющие: 
головного участка в соответствии с выражениями:
Δ U нб =  k Δ U I Σ (r 0 cos φ + х 0 sin φ) L;
| (3.2) |
Δ P Σ = 3 k Δ P I  r 0 L,
| (3.3) |
где k Δ U , k Δ P — коэффициенты распределения рассредоточенных n нагрузок по линии длиной L; r 0, х 0 — активное и реактивное сопротивления линий; φ — сдвиг фаз тока и напряжения, связанный с использованием активных и реактивных элементов нагрузки.
Значения k Δ U и k Δ P при разном числе нагрузок в магистральных линиях электропередачи приведены в табл. 3.4.
В табл. 3.1-3.3 представлены усредненные значения сопротивления 1 км линий электропередачи при разных сечениях жил и напряжениях.
Уменьшения снижения напряжения потерь и мощности можно достичь вследствие выбора экономически целесообразного сечения жил и компенсации реактивного тока, уравнивая индуктивную и емкостную составляющие реактивного тока и увеличивая коэффициент мощности до единицы. Контроль коэффициента мощности важен для уменьшения потерь при передаче электрической энергии и снижения падения напряжения в подводящих линиях электропередачи.
Ток в линии определяется по формуле
I = 
| (3.4) |
где Р и Q — активная и реактивная мощности, передаваемые по линии; U — фазное напряжение в конце линии.
Таблица 3.4
Значения коэффициентов распределения k Δ U , k Δ P и коэффициента экономической плотности тока kj при разном числе нагрузок в магистральных линиях электропередачи
| Коэффициент | Число нагрузок, п | ||||||
| k Δ U | 0,75 | 0,67 | 0,62 | 0,58 | 0,56 | 0,55 | |
| k Δ P | 0,79 | 0,72 | 0,70 | 0,65 | 0,63 | 0,62 | |
| kj | 1,26 | 1,39 | 1,46 | 1,54 | 1,58 | 1,62 |
Поскольку потери в линии Δ Р = I 2 r 0, где r 0 — активное сопротивление, они во многом зависят и от реактивной мощности, которая передается по линии.
Учитывая, что коэффициент электрической мощности
К = cos φ = 
| (3.5) |
получаем Δ Р = P 2 r 0/(3 U 2 cos2 φ), т.е. с увеличением коэффициента мощности и при приближении значения cos φ к единице уменьшаются потери в линии электропередачи. При этом также снижается падение напряжения, так как оно обратно пропорционально коэффициенту мощности. Таким образом, по линии целесообразно передавать только энергию, соответствующую активной нагрузке потребителя.
Увеличение коэффициента мощности достигается с помощью рациональной работы установленного на предприятии оборудования (правильный выбор электродвигателей, повышение загрузки технологических агрегатов для использования их с большим коэффициентом мощности, применение синхронных двигателей и др.) или использования компенсаторов реактивной мощности, см. гл. 2.
Наибольшее распространение в качестве компенсаторов реактивной мощности получили конденсаторные батареи, применяемые для компенсации индуктивных токов намагничивания магнитопроводов двигателей, дросселей и трансформаторов. Конденсаторные батареи вырабатывают реактивный ток противоположного направления по сравнению с реактивным током индуктивных элементов сети и тем самым уменьшают потребляемую реактивную мощность. Их устанавливают вблизи крупных потребителей. На практике коэффициент мощности после компенсации находится в пределах 0,93—0,99.
|
|
|
Следует заметить, что при больших значениях компенсированной реактивной нагрузки из-за снижения падения напряжения в линии, передающей электроэнергию, может происходить повышение напряжения на приемной стороне.
Как уже отмечалось, годовые потери электрической энергии в линиях электропередачи, кВт∙ч, определяются в соответствии с выражением (3.1):
| Δ Э Σгод = I 2 ∙ r 0 ∙ L ∙ Т г, |
где Т г — среднегодовое время работы электрической системы, ч/год; I — ток, А.
Пример [1]. На участке сети с фазным напряжением 6 кВ при передаче средней мощности 1,0 МВт cos φ = 0,8. Длина ЛЭП L =10 км, число жил и площадь сечения кабеля 3 70, мм2, нагрузка постоянная, время работы участка сети Т год = 8000 ч/год.
Найти годовые затраты на передачу электроэнергии на участке сети.
Решение. По мощности в трехфазной сети Р = 3 UI cos φ может быть найден ток в сетевых проводниках:
I = P /(3 U cos φ).
Поскольку нагрузка постоянна, коэффициент неравномерности нагрузки равен единице. Вычислим годовые потери:
Δ Э Σгод = I 2∙ r 0∙ L ∙ Т г = [1000000/(3∙6000∙0,8)]2 0,429∙10∙8000 = 1,66∙108 кВт∙ч,
здесь r 0 = 0,429 Ом/км (см. табл. 3.1).
Трансформаторы. На промышленных предприятиях применяются цеховые понижающие подстанции и заводские главные понижающие подстанции. На цеховых подстанциях применяются двухобмоточные трансформаторы, а на заводских — двухобмоточные с расщепленными и не расщепленными вторичными обмотками.
Для двухобмоточных трансформаторов годовые потери активной энергии определяются по выражению (1.9), кВт∙ч:
|
|
|
Δ W т.г = Δ P х ∙ Т п+ k  ∙ Δ P кз ∙ Т раб,
|
где Δ P х, Δ P кз — потери холостого хода и короткого замыкания трансформаторов, кВт; k —коэффициент загрузки трансформаторов; Т п—годовое время включения трансформаторов, ч; Т раб — годовое время работы трансформаторов под нагрузкой, ч.
| k з.т = S р/ S т.ном, | (3.6) |
где S р — расчетная (фактическая) нагрузка трансформатора, кВ∙А; S т.ном — номинальная мощность трансформатора, кВ∙А, см. также форм. (1.9).
Пример оценки потерь активной энергии в трансформаторе приведены в разделе 1.3.
Полное число часов включения трансформаторов при отсутствии данных об их отключениях, можно принять Т п= 744 ч — в январе, марте, мае, июне, августе, октябре, декабре; Т п = 720 ч — в апреле, июле, сентябре, ноябре; Т п = 672 ч — в феврале.
В табл. 3.5 приведены удельные сопротивления шинопроводов, параметры трансформаторов даны в табл. 1.5, см. раздел 1.3.
Таблица 3.5
Удельные сопротивления шинопроводов
| Тип шинопровода | Номинальный ток, А | Значения сопротивлений фазы, Ом/км | |
| R | X | ||
| ШМА 4 | 0,0338 | 0,0163 | |
| ШМА 4 | 0,0297 | 0,0143 | |
| ШМА 4 | 0,0169 | 0,0082 | |
| ШМА 4 | 0,015 | 0,0072 | |
| ШМА 4-250 | 0,21 | 0,21 | |
| ШМА 4-400 | 0,15 | 0,17 | |
| ШМА 4-630 | 0,10 | 0,13 |
Снижение потерь электроэнергии может быть получено в основных звеньях системы электроснабжения: трансформаторах, реакторах, в питающих, распределительных и цеховых электрических сетях.
Потери электроэнергии в трансформаторах составляют значительную величину и должны быть доведены до возможного минимума в результате правильного выбора числа и мощности трансформаторов, рационального режима их работы, а также исключения холостого хода при малых загрузках. Количество одновременно работающих трансформаторов экономически оправдано, когда приведенные потери (Δ Р т.пр) минимальны:
| Δ Р т.пр = n (Δ Р х + к ип Δ Q х) + к ∙(Δ Р к.з + к и.п Δ Q к.з) / n,
| (3.7) |
где п —число одновременно работающих трансформаторов; к и.п — коэффициент изменения потерь (кВт/кВАр), показывающий, на сколько изменятся потери активной мощности в сети от реактивных нагрузок при снижении реактивной мощности на 1 кВАр. Значения коэффициента к и.п приведены в табл. 3.6.
По формуле (3.7) строится характеристика приведенных затрат трансформаторов и определяется режим их работы.
Таблица 3.6
Значения коэффициента к и.п
| Система питания трансформатора | к и.п, кВт/кВАр | |
| в часы максимума нагрузки энергосистемы | в часы минимума нагрузки энергосистемы | |
| От шин электростанций на напряжении 110 кВ и выше | 0,02 | 0,02 |
| От шин электростанций на генераторном напряжении | 0,07 | 0,04 |
| От районных сетей на напряжении 110 кВ и выше | 0,1 | 0,06 |
| От районных сетей на напряжении 10 кВ | 0,15 | 0,1 |
Потери энергии в линиях следует снижать не только уменьшением тока, но и снижением активного сопротивления линии.
Повышение напряжения для сетей промышленных предприятий также значительно сокращает потери энергии в питающих и распределительных сетях промышленных предприятий. Экономия электроэнергии в сети (кВт∙ч) при переводе ее на более высокое напряжение
Δ Э = ρ ∙ Lt ∙ (I  / q 1 – I  / q 2),
| (3.8) |
где L — длина участка сети, на котором производится повышение номинального напряжения, м; I 1, I 2 — средние значения токов в каждом проводе сети соответственно при меньшем и большем напряжении, А; ρ — удельное сопротивление материала провода при 20 °С; q 1, q 2—сечения проводов сети при меньшем и большем напряжении.
При составлении схемы внешнего и внутреннего электроснабжения следует отдавать предпочтение варианту, когда на линиях отсутствуют реакторы, или варианту с реакторами, в которых меньше потери.
Потери электроэнергии в шинопроводах могут быть снижены за счет уменьшения их активного сопротивления и правильного выбора плотности тока. Потери мощности в шинопроводах в значительной степени определяются активным сопротивлением, дополнительными потерями в крепящих строительных конструкциях и диэлектрическими. Снижение потерь можно получить, уменьшая активное и индуктивное сопротивления электрических сетей. Это достигается широким применением кабелей и шинопроводов типа ШМА.
Потери электроэнергии в осветительных сетях составляют в машиностроении до 7 %, в легкой и пищевой промышленности — до 10 % от общего количества потребляемой электроэнергии. Основными мероприятиями по их снижению являются: правильное размещение осветительных приборов, своевременное их включение и отключение, применение наиболее экономичной светотехнической арматуры и рациональных источников света, ограничение верхнего предела повышения напряжения.
Регулирование графиков нагрузки способствует снижению потерь мощности и энергии. Следует стремиться к сглаживанию пиков нагрузки, т. е. получению более равномерных ее графиков.
Особое место в вопросах снижения потерь мощности и энергии занимает компенсация реактивных нагрузок. В связи с тем, что процессы генерирования и потребления электроэнергии совпадают по времени, генерируемая в каждый момент времени мощность жестко определяется ее потреблением, и должен обеспечиваться баланс активной и реактивной мощности:
| Σ Р г= Σ Р n + ΣΔ Р + Р рез; Σ Q г+ Σ Q к.у + Σ Q в.л = Σ Q n + ΣΔ Q + Q рез, | (3.9) |
где Σ Р г, Σ Q г — суммарные активная и реактивная нагрузки генераторов электростанций; Σ Р n, Σ Q n — суммарные потребляемые активная и реактивная нагрузки; ΣΔ Р, ΣΔ Q — суммарные потери активной и реактивной мощности; Σ Q к.у — суммарная мощность компенсирующих устройств; Σ Q в.л — реактивная мощность, генерируемая воздушными линиями напряжением 110 кВ и выше; Р рез, Q рез — резерв активной и реактивной мощности.
Уравнение (3.9) называется техническим условием компенсации реактивной мощности, что должно соблюдаться для каждого узла энергосистемы. При нарушении баланса реактивной мощности в любом узле энергосистемы будет изменяться напряжение в этом узле. С точки зрения поддержания необходимого режима напряжения, у электроприемников дефицит реактивной мощности является недопустимым.
Кроме технических условий, существуют технико-экономические условия снижения перетоков реактивной мощности, которые заключаются в том, что, компенсируя реактивную мощность непосредственно у потребителей, мы получаем:
1) уменьшение тока в передающих элементах сети, приводящее к уменьшению сечения сетей: I = 
2) уменьшение полной мощности, ведущее к уменьшению мощности трансформаторов и их количества: S = 
3) уменьшение потерь активной мощности Δ Р, в результате чего снижаются мощности генераторов на электростанциях (см. уравнение 3.9);
4) снижение потерь реактивной мощности Δ Q, что приводит к снижению мощности компенсирующих устройств (3.9);
5) снижение потерь активной энергии Δ W = Δ Р ∙τ, что дает возможность экономить расход топлива на электростанциях.
Для промышленного предприятия питающая энергосистема задает экономическое значение реактивной мощности Q э, которую она может передать в период максимума нагрузки энергосистемы. Зная реактивную нагрузку предприятия Qп или максимум его нагрузки Р mах, можно определить мощность компенсирующих устройств, которую необходимо установить на промышленном предприятии:
| Q к.у= Q n – Q э= Р mах (tg φп – tg φэ ), | (3.10) |
где tg φп — фактический коэффициент реактивной нагрузки предприятия; tg φэ — коэффициент реактивной нагрузки, соответствующей Q э.
Для снижения потребления реактивной мощности самими электроприемниками существуют мероприятия, не требующие установки специальных компенсирующих устройств:
1) повышение загрузки технологических агрегатов и использование их по времени, сопровождающееся повышением коэффициента загрузки электродвигателей и соs φ;
2) применение ограничителей холостого хода асинхронных электродвигателей и сварочных агрегатов;
3) замена, перестановка и отключение трансформаторов, загруженных в среднем менее 30 % от их номинальной мощности. Особое внимание следует уделять автоматизации работы двухтрансформаторных подстанций. При снижении нагрузки трансформаторов ниже 35 % один из них на этот период должен отключаться с сохранением действия автоматического включения резерва;
4) замена малозагруженных двигателей двигателями меньшей мощности. Здесь нужно сравнивать потребление реактивной мощности и потери активной в асинхронном двигателе (АД), см. [7]:
с 1 Q н1 + (1 – с 1) Q н1 k 
≠ с 2 Q н2 + (1 – с 2) Q н2 k 
,
b 1 Δ Р н1 + (1 – b 1) Δ Р н1 k ≠ b 2 Δ Р н2 + (1 – b 2) Δ Р н2 + (1 – b 2) Δ Р н2 k ,
где b = Δ Р н0/Δ Р н — отношение потерь в стали АД (Δ Р н0) к суммарным потерям (Δ Р н) (индексы 1 и 2 относятся к двигателям разной мощности).
5) замена асинхронных двигателей синхронными и применение последних для всех новых установок электропривода там, где это приемлемо по технико-экономическим соображениям.
Необходимо учитывать, что особенности конструкционного выполнения АД влияют на потребление ими реактивной мощности. Закрытые и взрывозащищенные АД имеют увеличенный по сравнению с обычным объем магнитной цепи, потребляют большую реактивную мощность, следовательно, их использование должно быть объективно обосновано. Тихоходные двигатели имеют больший объем магнитопровода, поэтому их применение должно по возможности ограничиваться. Например, у АД мощностью 17 кВт при синхронной частоте вращение 3000 об/мин соs φ = 0,9; при 1500—0,89; при 1000—0,86; при 750—0,83 и при 600—0,77.
Ремонты двигателей следует проводить с условием сохранения их номинальных данных.
Основным направлением снижения реактивной мощности преобразователей является применение наиболее целесообразной силовой схемы самого преобразователя. Исследования в области преобразовательной техники позволили создать компенсационные преобразователи, принципиальное отличие которых от обычных в том, что они могут не только потреблять, но и генерировать реактивную мощность. Такие преобразователи необходимо использовать в первую очередь. Крупные сварочные машины могут снабжаться индивидуальной компенсацией, что позволяет повысить соs φ до единицы.
Предприятие не может обеспечить заданный со стороны энергосистемы режим реактивной мощности без дополнительной ее компенсации с помощью компенсирующих устройств. Под компенсацией реактивной мощности следует понимать установку источника реактивной мощности (ИРМ) вблизи ее потребителя. Сочетание ИРМ с устройствами управления, защиты и т. д. называется компенсирующим устройством.
В качестве ИРМ применяются синхронные двигатели (СД), компенсаторы в виде комплектных конденсаторных установок (ККУ).
СД при работе в режиме перевозбуждения являются источниками реактивной мощности, и их надо использовать для компенсации реактивной мощности в первую очередь.
ККУ — наиболее распространенные источники реактивной мощности в промышленных электрических сетях до и выше 1000 В. Они имеют преимущества: малые потери активной мощности (0,0025—0,005кВт/кВАр), простоту монтажа и эксплуатации, возможность установки в любом сухом помещении и в любом месте схемы электрической сети.
