Транспортировка электроэнергии

 

В таблице приведены значения К_нер для системы с нулевым проводом для предельных случаев коэффициента увеличения потерь К_{нер из} трехфазной трехпроводной линии. Как следует из табл.1, К_нер может достигать величины до 1,4 при значительной несимметрии нагрузки линии.

Потери  активной энергии в линии зависят  от числа часов использования  максимума нагрузки

DЭ_а.л. = DР_лt [кВт×ч],                                        (9)

потери реактивной энергии

DЭ_р.л. = DQ_лt [кВАр×ч],                                    (10)

 

где t - время потерь, соответствующее времени работы системы с максимальной нагрузкой и равенстве потерь электроэнергии потерям при работе по действительному годовому графику нагрузки.

Следует отметить, что реактивная энергия  как работа переменного тока не существует. Реактивный ток обусловлен лишь колебательными процессами обмена энергии между источником электропитания и магнитными полями электроприемников. Однако реактивный ток вызывает активные потери в линиях электропередачи и других элементах системы электроснабжения.

Потери  электроэнергии в сети определяются среднеквадратичным значением тока I_ск. Среднеквадратичное значение тока зависит от коэффициента формы графика суточной нагрузки

I_ск  =   К_ф × I_ср,

где К_ф - коэффициент формы; I_ср - среднее значение тока участка сети. Среднее значение тока легко определить по показаниям счетчика. Значение К_ф какой-либо линии может быть приближенно подсчитано по выражению [3]

                                               (11)

где Э_а - расход активной электроэнергии за время определения коэффициента формы t; Э_аm - то же значение за время Dt = t/m; m - число отметок показаний счетчика в течение времени t. Для электрических нагрузок большинства предприятий К_ф = 1,01-1,1. Меньшие значения К_ф соответствуют электрическим нагрузкам с большим числом приемников. Для стабильных предприятий К_ф определяется 3-5 раз, усредняется и принимается постоянным в пределах месяца или года.

Потери  электроэнергии за учетный период (месяц, квартал, год) рекомендуется определять как произведение потерь электроэнергии за одни сутки учетного периода, называемые характерными, на число рабочих суток в учетном периоде (выходные дни считаются отдельно).

Характерные в отношении электропотребления сутки находятся следующим образом:

1) по  записям в вахтенном журнале  определяется расход электроэнергии за учетный период времени;

2) по найденному расходу электроэнергии  за учетный период находится  среднесуточный расход электроэнергии;

3) по вахтенному журналу находятся  сутки, имеющие такой же или  близкий расход электроэнергии, как и полученный среднесуточный  расход;

4) найденные таким образом сутки  и их действительный график  нагрузки принимаются за характерные.

Потери  электроэнергии в какой-либо линии  за учетный период

                                            (12)

где Т_р - число рабочих часов за учетный период; R_э - эквивалентное сопротивление линии; I_ср - среднее за характерные сутки значение тока линии:

                                                  (13)

или                                             

                                          (14)

где Э_а, Э_р - расход активной и реактивной энергии за характерные сутки, кВт×ч, квар×ч; cos j_св - средневзвешенный коэффициент мощности линии;  
U - линейное напряжение, кВ; Т_р - число рабочих часов за характерные сутки.

При определении реактивных потерь

                                              (15)

где Х_э - эквивалентное реактивное сопротивление линии.

Эквивалентным сопротивлением какой-либо сети называется сопротивление некоторой условной неразветвленной линии, ток которой равен току головного участка сети и потери электроэнергии равны потерям в сети, т.е.

                                    (16)

Определение эквивалентных сопротивлений рекомендуется  производить расчетным путем через номинальные значения токов и потерь мощности.

Для неразветвленной линии с сосредоточенной  нагрузкой на конце эквивалентные сопротивления определяются по формулам (3), (4), (5).

Для линии с распределенной электрической  нагрузкой (рис.2) эквивалентные сопротивления определяют по формулам [3]:

 

                                         (17)

                                       (18)

где n - число электроприемников, подключенных к данной магистрали.

l

R_n

R₄

R₃

R₂

R₁

i_n

i₅

i₄

i₃

i₂

i₁

Рис. 2. Линия с распределенной нагрузкой

Rпл

R₁

R₁

R₂

R₃

R₃

R_i

Рис .3. Комбинированная схема питания нагрузок

 

Эквивалентные сопротивления комбинированной  схемы питания нагрузок определяются по формулам [3]:

                                            (19)

                                              (20)

 

где R_пл, Х_пл – активное и реактивное сопротивление питающей линии; 
R_i, X_i - активное и реактивное сопротивление i-ой распределительной линии; К_зi = Р_i/Р₁ - коэффициент загрузки i-го участка относительно наиболее загруженного, принимаемого за первый.

Формулы (17)-(20) предполагают, что коэффициенты мощности всех участков линии одинаковы.

Таким образом, уменьшить потери электроэнергии и мощности в линиях электропередач можно только уменьшая величину протекающего по ним ток либо уменьшая сопротивления этих линий.

Уменьшить величину тока в линиях можно следующими путями:

1. Использовать все имеющиеся линии  электропередач в системе электроснабжения. Нецелесообразно иметь отключенные  резервные линии.

2. Максимально снижать реактивную  мощность нагрузки путем рационального использования установленной мощности двигателей и трансформаторов и применением компенсирующих устройств. Предпочтение следует отдавать естественному повышению cosj, так как на выработку реактивной энергии в компенсирующих устройствах затрачивается активная электроэнергия. Кроме того, часть сетей невозможно освободить от реактивной нагрузки, ввиду нецелесообразности устанавливать компенсирующее устройство около каждого двигателя.

При снижении реактивной нагрузки cosj увеличивается, уменьшаются потери электроэнергии, увеличивается пропускная способность электрических сетей и улучшается использование генераторов электростанций.

Потери  электроэнергии в распределительных  сетях обратно пропорциональны квадрату cosj, т.е. резко возрастают при уменьшении коэффициента мощности и достигают минимума при cosj = 1.

3. В максимальной степени использовать  повышенное напряжение путем установки понижающих трансформаторов вблизи электроприемников и внедрения повышенного напряжения 1140 и 660 В для питания двигателей, механизмов, установок.

Экономия  электроэнергии в сети при переводе ее на более высокое напряжение вычисляется  по формуле

  [кВт×ч] ,                         (21)

где 

l - длина участка сети, на котором производится повышение напряжения [м]; I_нн, I_вн - ток в сети при низком и высоком напряжении соответственно [А];

F_нн, F_вн - сечение жил проводов в сети низкого и высокого напряжения [мм²]; g - удельная проводимость участка сети, значение которых для меди и алюминия указаны в выражении (4); Т_р - число рабочих часов.

Уменьшение  сопротивления линий, связанное  с их реконструкцией, достигается путем:

- сокращения протяженности и увеличения  сечения кабельных и воздушных линий.

- замены проводов с высоким  удельным сопротивлением на проводники с меньшим сопротивлением, например, замена стальных проводов на алюминиевые. Величину сэкономленной электроэнергии при этом можно определить по формуле

                             [кВт×ч],                        (22)

где I_ск - среднеквадратичное значение тока нагрузки одной фазы [А];

l₁, F₁, g₁ - длина [м], сечение [мм₂] и удельная электрическая проводимость участка сети до реконструкции; l₂, F₂, g₂ - то же после реконструкции.

Выполнение  электрической сети должно осуществляться с минимальным количеством контактных соединений. Соединение жил и проводов должно выполняться с применением специальных зажимов и муфточек, особенно для разных соединяемых металлов.

1.2. Оптимизация  потерь мощности и энергии  в трансформаторах 
систем электроснабжения предприятий

Суммарная установленная мощность трансформаторов  достигает на предприятиях нескольких тысяч кВА и более. Поэтому правильное использование установленной мощности трансформаторов может дать значительную экономию электроэнергии. По величине коэффициента использования мощности трансформаторов можно судить о качестве и степени экономичности эксплуатации электрохозяйства предприятия.

Трансформацию электрической энергии желательно осуществлять с возможно меньшими относительными потерями, т.е. с возможно большим  КПД. Коэффициент полезного действия трансформатора определяется как отношение  активной мощности, поступающей во вторичную сеть, к активной мощности, потребляемой из сети

 

                                            (23)

 

где m₂, U₂, I₂, cosj₂ и m₁, U₁, I₁, cosj₁ - количество фаз, фазные напряжения, токи и коэффициенты мощности вторичной и первичной сети трансформатора.

Активную  мощность, потребляемую трансформатором  из первичной сети, можно представить как

 

Р₁ = Р₂ + Р_м + Р_Э1 + Р_Э2,

 

где Р_м - магнитные потери; Р_Э1, Р_Э2 - электрические потери в первичной и вторичной обмотках.

При допущении о постоянстве напряжения питающей сети U₁ = const, считая, что первичный ток I₁ много больше тока холостого хода I_о, а магнитные потери на холостом ходу трансформатора равны потерям под нагрузкой, нагрузочные потери в обмотках могут быть выражены через потери короткого замыкания Р_к

Р_Э1 + Р_Э2 = Ркb ² ,                                                                           (24)

 

где  - коэффициент нагрузки трансформатора;

Р_нагр, Р_нт - фактическая и номинальная нагрузка трансформатора;

I₁, I_1н - фактический и номинальный ток.

Магнитные потери, при принятых допущениях, практически  не зависят от режима нагрузки и  определяются мощностью потерь холостого  хода  
Р_м = Р_х. Обычно Р_х составляет 0,25-1% номинальной мощности трансформатора.

Преобразуя  выражение (23), получим зависимость  КПД от b:

 

.                     (25)

 

Приближенное  выражение (25) достаточно точно описывает h во всем диапазоне изменения b от 0 до 1. Максимальное значение КПД трансформатора может быть получено в точке равенства производной dh/db нулю. Коэффициент нагрузки трансформатора, обеспечивающий его работу с максимальным КПД, равен

                                                         (26)

что означает необходимость выполнения равенства  магнитных и электрических потерь.

В современных трансформаторах Р_х/Р_к = 0,2 - 0,25 [5] и максимальное значение КПД соответствует загрузке трансформатора на 45 - 50% его номинальной мощности. Типичная зависимость КПД трехфазного трансформатора серии ТМ от его коэффициента нагрузки b показана на рис.4. В диапазоне 2,5b_max  > b  >  0,4b _max    коэффициент полезного действия   трансформатора

0,9 0,92 0,94 0,96 0,98 1 0 0,2 0,4 0,6 0,8 1 1,2 Cos j 2 = 1   Cos j 2 = 0,8   b h                     Рис. 4. Зависимость КПД трансформатора   от b

уменьшается относительно максимального  значения незначительно.        При минимизации  потерь мощности в трансформаторах  следует учитывать не только  потери активной мощности в самих трансформаторах, но и потери активной мощности, возникающие в системе электроснабжения из-за потребления трансформаторами реактивной мощности. Величина реактивных потерь в трансформаторе в несколько раз превышает активные. Суммарные приведенные