Экономия электроэнергии в электроснабжающих установках

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

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)

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

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

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 (К_загр.1 = 0,254, К_загр.2 = 0,173, К_загр.3 = 0,39, К_загр.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 (К_загр. = 0,667), а на второй подстанции отключили один из двух трансформаторов мощностью 400 кВ·А (у включенного трансформатора (К_загр. = 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).

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

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 Q_H (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; U_ном— 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.