Модуль 4. Мероприятия по энергосбережению.
[2] с. 540...544, с. 570...572, [7] с. 128...136, [5] с. 259...292
Тема 4.1. Снижение потерь при производстве, транспорте, преобразовании и потреблении электрической и тепловой энергии.
Потери электрической и тепловой энергии неизбежно происходят на стадиях производства, преобразования, передачи, распределения и потребления энергии. Поиск путей снижения потерь является важнейшей задачей энергетики.
Потери ЭЭ на электростанциях обусловлены КПД оборудования и расходом ЭЭ на собственные нужды. Наименьшие потери у ГЭС, а наибольшие у тепловых угольных ЭС.
Паровые энергоблоки хорошо освоены. Они надежны и долговечны. Их единичная мощность достигает 800-1200 МВт, а КПД, представляющий собой отношение произведенной электроэнергии к теплотворности использованного топлива, составляет до 40-41%, а на наиболее совершенных электростанциях за рубежом - 45-48%. У АЭС, работающих при более низких температурах и давлениях, несколько меньший КПД – около 32%.
В газотурбинных установках (ГТУ) атмосферный воздух, нагнетаемый компрессором, сжимается до 15-20 атмосфер, в нем топливо сжигается с образованием высокотемпературных (1200-1500 °С) продуктов сгорания, которые расширяются в турбине до атмосферного давления. Вследствие более высокой температуры турбина развивает примерно вдвое большую мощность, чем необходимо для вращения компрессора. Избыток ее используется для привода генератора. ГТУ единичной мощностью 260-280 МВт имеют КПД 36-38%. Температура отработавших в них газов составляет 550-620 °С.
Парогазовые установки (ПГУ) – это ГТУ с котлом-утилизатором (парогенератором, использующим тепло выхлопных газов) и дополнительной паровой турбиной. Их КПД зависит от параметров установки и достигает значений 50% и более. Примером энергосбережения может служить Северо-Западная ТЭЦ - одна из самых современных электростанций не только в России, но и Европе, построенная с применением прогрессивной технологии ПГУ. КПД Северо-Западной ТЭЦ достиг 51,5%, что позволяет экономить до 20-25% топлива и снижать на треть объем выбросов в атмосферу по сравнению с обычными ТЭЦ. При этом использование схемы выдачи тепловой мощности увеличивает КПД ПГУ до 76%. Вторым примером является Няганская ГРЭС. Три блока Няганской ГРЭС базируются на установке парогазового цикла. Расчетный КПД энергоблоков НГРЭС составляет более 57% - это один из самых высоких показателей среди станций подобного типа.
КПД современных гидроэлектростанций (ГЭС) – 92-94%, гидроаккумулирующих электростанций (ГАЭС) – 70%, воздушно аккумулирующих электростанций (ВАЭС) – 60%, ветровых электростанций (ВЭС) – 8% (при сильных ветрах – до 20%), СКЭС и СФЭС – 20% (опытные образцы – до 30-40%).
Потери электроэнергии, на всем цикле ее производства-передачи-потребления, составляют 20…40 %.
При этом, на электростанциях растрачивается от 3 до 10%, в сетях ФСК 330-750 кВ – 3..4%, в сетях МРСК–13…13,5% (в отдельных регионах более 20%), в сетях потребителей (2…10%), непосредственно в электроприемниках – от 10% в электродвигателях до 90% в осветительных установках.
В данном разделе мы будем рассматривать потери ЭЭ в системах электроснабжения общего назначения (СЭС ОН), то есть потери на передачу, трансформацию и распределение ЭЭ.
Экономика определяет потери как часть электроэнергии, на которую ее зарегистрированный полезный отпуск потребителям оказался меньше электроэнергии, произведенной на своих электростанциях и закупленной у других ее производителей. При этом зарегистрированный полезный отпуск электроэнергии здесь не только та его часть, денежные средства за которую действительно поступили на расчетный счет энергоснабжающей организации, но и та, на которую выставлены счета, т.е. потребление энергии зафиксировано.
Разделение потерь на составляющие может проводиться по разным критериям: характеру потерь (постоянные, переменные), классам напряжения, группам элементов, производственным подразделениями и т.д. Учитывая физическую природу и специфику методов определения количественных значений фактических потерь, они могут быть разделены на четыре состаяющие:
технические потери электроэнергии ΔWТ, обусловленные физическими процессами в проводах и электрооборудовании, происходящими при передаче электроэнергии по электрическим сетям.
расход электроэнергии на собственные нужды подстанций ΔWСН, необходимый для обеспечения работы технологического оборудования подстанций и жизнедеятельности обслуживающего персонала, определяемый по показаниям счетчиков, установленных на трансформаторах собственных нужд подстанций;
потери электроэнергии, обусловленные инструментальными погрешностями их измерения (инструментальные потери) ΔWизм;
коммерческие потери ΔWК, их значение определяют как разницу между фактическими (отчетными) потерями, ΔWОтч и суммой первых трех составляющих:
ΔWК = ΔWОтч - ΔWТ - ΔWСН - ΔWИзм. (3.4.1)
Три первые составляющие структуры потерь обусловлены технологическими потребностями процесса передачи электроэнергии по сетям и инструментального учета ее поступления и отпуска. Сумма этих составляющих хорошо описывается термином технологические потери.
В зависимости от уровня автоматизации контроля и учета ЭЭ применяются различные методы расчета технических потерь в сетях.
Метод оперативных расчетов – наиболее точный.
Данный метод состоит в расчете потерь электроэнергии по формуле:
,
(3.4..2)
где n – число элементов сети;
Dtij – интервал времени, в течение которого токовую нагрузку Iij i-го элемента сети с сопротивлением Ri принимают неизменной;
m – число интервалов времени.
Токовые нагрузки элементов сети определяют на основе данных диспетчерских ведомостей, оперативных измерительных комплексов (ОИК) и автоматизированных систем учета и контроля электроэнергии (АСКУЭ).