Способы экономии электрической энергии в системах электроснабжения объектов. Учебно-методическое пособие

значения подведенного напряжения и тока возбуждения. Синхронные двигатели начинают генерировать реактивную емкостную мощность при увеличении тока возбуждения выше номинального значения.

В работе [7] приводятся формулы для определения максимальной РМ, которую может генерировать СД, и определения потерь активной мощности в таких двигателях на генерацию реактивной мощности.

Одним из достоинств СД по сравнению с конденсаторными установками является возможность плавного регулирования генерируемой РМ.

Другим преимуществом СД по сравнению с другими источниками РМ является то, что двигатель приобретается для выполнения конкретной технологической функции (привод компрессора, насоса и т.д.). Следовательно, капитальные затраты на приобретение источника РМ при определении технико-экономических показателей в расчетах по выбору варианта компенсирующего устройства можно принимать равными нулю.

Недостатком СД по сравнению с конденсаторными батареями является то, что потери активной энергии на генерирование РМ у них больше и составляют 7–70 Вт×ч/ВАр×ч.

Другим устройством, которое используется для генерирования РМ, является статический источник реактивной мощности (ИРМ) [1, 7].

Относительно редкое применение для компенсации РМ находят синхронные компенсаторы, которые представляют собой синхронный двигатель, работающий в режиме холостого хода, т.е. без нагрузки на валу. Указанные обстоятельства позволяют изготовлять синхронные компенсаторы с меньшим воздушным зазором и облегченным валом по сравнению с обычными СД [1, 4, 7].

Преимущество синхронных компенсаторов – возможность автоматического плавного регулирования напряжения и генерируемой РМ.

Недостаток синхронных компенсаторов – относительно высокая стоимость, необходимость источника питания большой мощности для их пуска.

11

Наиболее распространенным устройством, которое применяется для компенсации РМ в системах электроснабжения различных объектов, является статическая конденсаторная установка. В общем случае конденсаторная установка состоит из определенного числа конденсаторов, которые чаще всего выключаются параллельно с сетью (поперечная компенсация) [6, 7].

Возможно несколько вариантов размещения конденсаторных установок в системах электроснабжения [7]:

–индивидуальная компенсация РМ;

–групповая компенсация РМ;

–централизованная компенсация РМ.

При индивидуальной компенсации конденсаторные установки размещаются непосредственно у электроприемника (электродвигатель насоса, станка, вентилятора и т.п.). В этом случае РМ, генерируемая установкой, уменьшает величину РМ, передаваемой по всем элементам и участкам сети от источника питания до электроприемника.

При групповой компенсации конденсаторные установки размещаются и подключаются к силовым распределительным путям, распределительным шинопроводам и т.п. В этом случае уменьшается передача РМ по участкам сети от источника питания до конкретного распределительного пункта и т.п., а распределительная сеть от пункта до электроприемника не разгружается.

При централизованной компенсации конденсаторные установки подключаются на шины РУ 0,38 кВ, 6–10 кВ трансформаторных подстанций, на шины 6–10 кВ распределительных пунктов.

Следует отметить малые значения удельных потерь активной мощности в конденсаторах [1, 7]:

–4,5 кВт/МВАр в конденсаторах на напряжения до 1000 В;

–2,5 кВт/МВАр в конденсаторах на напряжение 6–10 кВ.

Кроме этого, следует учитывать, что удельная стоимость конденсаторных установок на 6–10 кВ практически в 2 раза меньше удельной стоимости установок на 0,38 кВ.

12

Ведутся исследования по выбору рационального места размещения и подключения компенсирующих устройств (КУ) в системе электроснабжения различных объектов [10, 11].

Вработе [13] приведен расчет целесообразности замены комплектных конденсаторных батарей, подключаемых к шинам РУ 0,4 кВ трансформаторной подстанции, на отдельные конденсаторы, подключаемые непосредственно к отдельным электродвигателям.

Выбор рационального места подключения РМ, который производится на этапе проектирования системы электроснабжения объекта, влияет на число и мощность СТ, необходимых для обеспечения надежного снабжения электрической энергией электроприемников данного объекта. Во многих работах [6, 7, 10] приводятся конкретные формулы, позволяющие определить рациональное соотношение компенсирующих устройств, устанавливаемых на стороне 6–10 кВ и 0,4 кВ.

Вразличной технической литературе неоднократно указывалось на эффективность установки в сетях 0,4 кВ и 6–10 кВ различных компенсирующих устройств (высоковольтных синхронных электродвигателей, конденсаторных батарей и т.п.) [1, 5, 6].

Вданной работе рассмотрены особенности расчета потерь электроэнергии (ЭЭ) при компенсации реактивной мощности в системах электроснабжения с использованием конденсаторных батарей. Причем рассматривается вариант установки конденсаторных батарей непосредственно в сети низшего напряжения (0,4 кВ), т.к. при этом уменьшается величина реактивной мощности, проходящей как по проводникам сети 6–10 кВ, так и по обмоткам силового трансформа-

тора 6–10/0,4 кВ.

Технические характеристики комплектных конденсаторных установок приведены в [6, табл. 9.1 и табл. 9.2]. В приложении (табл. П3) данной работы приведены характеристики комплектных конденсаторных установок серии УКМ-0,4 (0,69), выпускаемых УстьКаменогорским заводом.

13

2.ПРИМЕР РАСЧЕТА ЭКОНОМИИ ЭЛЕКТРОЭНЕРГИИ

ВСИСТЕМЕ ЭЛЕКТРОСНАБЖЕНИЯ ПРИ УСТАНОВКЕ КОНДЕНСАТОРНЫХ БАТАРЕЙ

Выполним расчеты по определению целесообразности установки конденсаторных батарей напряжением 0,4 кВ в распределительном устройстве 0,4 кВ трансформаторной подстанции механического цеха

(рис. 1.2).

Рис. 1.2. Укрупненная однолинейная схема системы электроснабжения механического цеха

14

Параметры элементов электрической сети (кабельная линия 10 кВ; силовой трансформатор) приведены на схеме (см. рис. 1.2).

Расчетные электрические нагрузки исходного режима:

–активная мощность P – 600 кВт;

–реактивная мощность Q – 450 кВАр;

–полная мощность S – 750 кВА;

–время максимальной нагрузки Тмаx = 4300 ч.

При указанных значениях P и Q величина коэффициента мощно-

сти cos φ = 0,8 ( cosϕ = PS ).

Расчеты выполним для 3-х вариантов.

1.Вариант А – без установки компенсирующих устройств.

2.Вариант Б – в системе электроснабжения (в РУ 0,4 кВ подстанции) устанавливается КУ, с помощью которого коэффициент мощности cos φ должен увеличиться до 0,923.

3.Вариант В – в системе электроснабжения (в РУ 0,4 кВ подстанции) устанавливается конденсаторная установка, с помощью которой коэффициент мощности cos φ должен увеличиться до 0,95.

Определим показатели нагрузок для режимов Б и В:

РБ = 600 кВт; РВ = 600 кВт;

QБ = 450 – 200 = 250 кВАр; QВ = 450 – 250 = 200 кВАр;

S PБ = P 2 + Q 2 = 650 кВА; SРВ = 632 кВА; cosБφ = 0,923; cosВφ = 0,95.

Мощность КУ, необходимая для достижения величины cos φ = 0,923, определяется по формуле (1.2)

QБКУ = PБ × (tgϕфакт - tgϕж ) .

Значение , соответствующее cos φ = 0,8, равно 0,7508. Значение , соответствующее cos φ = 0,923, равно 0,4163.

Q Бку = 600 ×(0,75 - 0,416) = 200,7кВАр.

Из табл. П3 выберем ближайшее стандартное значение мощности КУ – 200 кВАр.

15

Следовательно,

Q Б = Q А - QКУБ = 450 - 200 = 250кВАр;

SБP = (PБ)2 + (QБ)2 = 650кВАр.

Мощность КУ, необходимой для достижения величины сos φ = 0,95:

Q Б = 600 ×(0,75 - 0,328) = 253,2кВАр,

где 0,75 и 0,328 – соответственно значения соответствующие cos φ = 0,8 и cos φ = 0,95.

Ближайшее стандартное значение мощности КУ

QКУБ = 250кВАр (см. табл. П3).

Следовательно,

Q Б = Q А - QКУВ = 450 - 250 = 200кВАр ;

SPБ = 632кВАр.

При расчетах будем учитывать изменение величины потерь электроэнергии в силовом трансформаторе и в кабельных линиях из-за уменьшения величины реактивной мощности Q, проходящей (передаваемой) по этим элементам сети.

Потери активной мощности в силовом трансформаторе, обусловленные током нагрузки (потери в меди)

Следует отметить, что в некоторых работах рекомендуется учитывать коэффициент изменения потерь КИП. В дальнейшем значения, полученные с учетом КИП , будем обозначать с индексом «'»:

где Uк – напряжение короткого замыкания, %.

Потери активной мощности в силовом трансформаторе, обусловленные потерями в стали

DРстА = DРхх = 2,45 кВт – без учета КИП;

DР¢А = 2,45 + 0,07 ×1000 × 2,8 = 2,45 +1,96 = 4,41кВт – с учетом коэффици-

ст

100

ента КИП.

Потери реактивной мощности в силовом трансформаторе, вызванные рассеянием магнитного потока в трансформаторе

Потери реактивной мощности в силовом трансформаторе, зависящие от тока холостого хода

Мощности, передаваемые по кабелю

PКЛА = Р0,4 + DРХХтр + DРАтр.нагр. = 600 + 2,45 + 6,53 =609 кВт;

Потери активной мощности в кабельной линии

DPКЛА = 3 × I M2 × RКЛ = 3· 43,72·0,261 мОм/м·500 м = 0,747 кВт,

17

Потери активной мощности можно ориентировочно определить иным способом – по величине удельных потерь кВт/км, [6]:

Потери электрической энергии в силовом кабеле 10 кВ

DWКЛА = DРКЛА ×τ = 0,747 × 2688 = 2008,8 кВт ч,

где τ – время максимальных потерь принимается по графикам [2, рис. 1.4.1; 7, рис. 2.10]. С учетом времени максимальных нагрузок Тмак = 4300 ч величина τ равна 2700 ч.

Величину τ можно определять также и по эмпирической формуле:

где Тmax – число часов максимальной нагрузки (зависит от режима работы потребителя электроэнергии).

Потери электроэнергии в силовом трансформаторе

Нагрузочные потери электроэнергии Wтр.нагр.:

Wт′pА.нагр. = 8,7 · 2700 = 23490 кВт·ч.

Постоянные потери электроэнергии:

DWтА хх = DРхх ×Тр = 2,45 · 8500 = 20825 кВт·ч;

p.

DWт¢pА.хх = 4,41 · 8500 = 37485 кВт·ч.

18

Суммарные потери в силовом трансформаторе:

W ′ A = 37485 + 23490 = 60975 кВт·ч.

тp

Суммарные потери электроэнергии в системе электроснабжения для варианта А

Следовательно, при учете коэффициента изменения потерь суммарные потери электроэнергии для варианта А на 55,82 % больше.

Выполним аналогичные расчеты для вариантов с установкой компенсирующих устройств (вариант Б и вариант В).

Потери активной мощности в силовом трансформаторе для вариантов Б и В

Мощности, передаваемые по кабелю (вариант Б)

РКЛБ = 600 + 2,45 + 4,9 = 607,35 кВт; QКЛБ = 250 + 28 + 23,2= 301,2 кВАр;

19

SКЛБ = 607,352 + 301,22 = 678 кВАр,

Мощности, передаваемые по кабелю (вариант В)