ЭНЕРГОСБЕРЕЖЕНИЕ / Energosberezhenie_2005

140

Одним из важнейших направлений в реконструкции системы теплоснабжения является достижение энергоресурсосбережения. Решение этой задачи связано с проведением инженерно-технических мероприятий:

-постепенной заменой центральных тепловых пунктов на автоматизированные, индивидуальные для каждого дома, сооружаемые в блочно-модульной конфигурации;

-внедрением при соответствующем экономическом обосновании децентрализованных источников теплоснабжения;

-снижением теплопотерь путем использования труб с пенополиуретановой изоляцией;

-оптимизацией работы сетей тепло- и водоснабжения путем внедрения автоматически регулируемого привода насосных агрегатов;

-использованием новейших технологий для очистки теплообменного оборудования от отложений, в том числе гидрохимической промывки внутридомовых систем отопления;

-установкой внутриквартирных счетчиков и регуляторов тепло- и водопотребления.

Система газоснабжения городов и поселков на природном га-

зе базируется на единой газоснабжающей системе ЕГС Российской Федерации. К городам газ поступает по магистральным газопроводам, как правило, по трубам диаметром 1220 и 1420 мм и под давлением 5,5…6 МПа. На вводе в город устраивается газораспределительная станция (ГРС), а если газовое хозяйство населенного пункта незначительно, то вместо ГРС устраивается контрольнорегулировочный пункт (КРП). На ГРС (КРП) газ очищается, его давление снижается до требуемого для системы газоснабжения города, поселка.

Электроснабжение городов и населенных пунктов обеспечи-

вается единой структурно и технологически взаимосвязанной системой ЕЭС Российской Федерации.

К городским электрическим сетям и сооружениям относят:

-сети напряжением 110 (35) кВ и выше с понижающими подстанциями;

-распределительные сети напряжением 10 (6)…20 кВ, в том числе трансформаторные подстанции;

-распределительные сети напряжением до 1000 В.

141

Далее подробно рассматриваются вопросы энергосбережения в системах электроснабжения и водоснабжения, а также возможности экономии потребления тепла зданиями и сооружениями за счет установки автоматических индивидуальных тепловых пунктов.

6.1. Энергосбережение в электрических системах и сетях

Электрическая система – это совокупность электрических частей электростанций, электрических сетей и потребителей электроэнергии, связанных общностью режима и непрерывностью процесса производства, распределения и потребления электроэнергии.

Электрическая сеть – это совокупность электроустановок для распределения электрической энергии, состоящая из подстанций, распределительных устройств, воздушных и кабельных линий электропередачи.

По выполняемым функциям будем различать системо-

образующие, питающие и распределительные сети.

На рис.6.1 показан упрощенный путь передачи электроэнергии от электростанций к потребителям, иллюстрирующий взаимосвязь системообразующих (а), питающих (б) и распределительных (в) сетей.

На мощных электростанциях ЭС1 и ЭС2 электроэнергия трансформируется с повышением генераторного напряжения

(UНОМ1 = 18 кВ, UНОМ2 = 20 кВ) до 500 кВ. Подстанции ПС1 и ПС2 повышающие. Системообразующая сеть состоит из линий сверхвы-

сокого напряжения 12, 14 и 24. (Линию, связующую узлы 1 и 2, будем обозначать двойным номером 12). Линия 12 – связь между ЭС1 и ЭС2, линии 14 и 24 предназначены для выдачи электроэнергии от ЭС1 и ЭС2. На подстанции системообразующей сети ПС4 электроэнергия трансформируется на UНОМ = 220 кВ и поступает в питающую сеть. На станции небольшой мощности ЭСЗ электроэнергия сразу трансформируется на 220 кВ и поступает в питающую сеть. Питающие сети содержат большей частью замкнутые контуры, что повышает надежность электроснабжения потребителей. Шины низкого и среднего напряжения районной подстанции ПС7 являются центрами питания (ЦП) распределительных сетей 6-35 кВ. Район-

142

ные подстанции ПС4, ПС5, ПС6 образуют также ЦП распределительных сетей 10 кВ, которые условно показаны на рис.6.1 стрелками, направленными от шин ЦП.

Рис.6.1. Схема электрических сетей

От ЦП распределительных сетей электроэнергия либо подводится к распределительным пунктам (РП) электрических сетей и далее распределяется при том же напряжении между электроустановками потребителей, либо поступает в трансформаторные подстанции (ТП), где трансформируется на низкие напряжения и после этого распределяется между отдельными потребителями. Распределительная сеть, питающаяся от ЦП9, то есть от шин 35 кВ ПС7, разомкнутая; РП1 и РП2 питаются по линиям 75 и 76.

На рис. 6.1 показан только один из возможных вариантов схемы передачи энергии. В действительности от шин каждой из подстанций отходит разное число других линий, условно показанных стрелками. Поэтому сети, особенно питающие и распределительные, в действительности значительно сложнее.

Экономия электроэнергии во всех звеньях электрических систем означает прежде всего уменьшение потерь электроэнергии. Известно, что при передаче электроэнергии от источника к приемнику теряется 10…15 % электроэнергии, отпущенной с шин подстанций.

143

Основными путями снижения потерь электроэнергии в системах электроснабжения являются:

1)рациональное построение системы электроснабжения при ее проектировании и реконструкции, включающее использование рациональных:

-напряжений;

-мощности и числа трансформаторов на трансформаторных подстанциях;

-общего числа трансформаций;

-места размещения подстанций;

-схемы электроснабжения;

-компенсации реактивной мощности и др;

2)снижение потерь электроэнергии в действующих системах электроснабжения, включающее:

-управление режимами электропотребления;

-регулирование напряжения;

-ограничение холостого хода электроприемников;

-модернизацию существующего и использование нового, более экономичного и надежного технологического и электрического оборудования;

-повышение качества электроэнергии;

-использование экономически целесообразного режима работы силовых трансформаторов;

-замену АД на СД, где это возможно;

-автоматическое управление освещением в течение суток;

-использование рациональных способов регулирования режимов работы насосных и вентиляционных установок.

Ниже более подробно рассмотрены некоторые из перечисленных путей экономии электроэнергии.

Экономии электроэнергии в системе электроснабжения можно достичь за счет снижения потерь в трансформаторах. В среднем на каждой трансформации теряется до 7 % передаваемой мощности. Работа трансформатора в режиме холостого хода или близком к нему вызывает излишние потери электроэнергии не только в самом трансформаторе, но и во всей системе электроснабжения (от источника питания до самого трансформатора) из-за низкого коэффициента мощности. С целью экономии электроэнергии целесообразно отключение малозагруженных трансформаторов при снижении нагрузки.

144

Потери активной мощности в трансформаторе определяют по выражению

∆Pт = ∆Px + ∆Pкk2з ,

где ∆Pх – потери холостого хода при номинальном напряжении, Вт; ∆Pк – нагрузочные потери (активные потери КЗ) при номинальной

нагрузке, Вт;

kз = Sф / Sт.ном – коэффициент загрузки трансформатора (Sф, Sт.ном – фактическая нагрузка и номинальная мощность трансформатора).

∆Pх, ∆Pк, Sт.ном – каталожные данные трансформатора. Потери электроэнергии в трансформаторе равны

∆Эа.т = ∆PxTп + ∆Pкk2зТраб ,

где Тп – годовое число часов работы трансформатора; Траб – годовое число часов работы трансформатора с номинальной

нагрузкой, при одной смене Траб = 2400 ч, при двух – Траб = 5400 ч,

при трех – Траб = 8400 ч.

Потери активной мощности (приведенные), учитывающие потери как в самом трансформаторе, так и создаваемые им в элементах системы электроснабжения в зависимости от реактивной мощности, потребляемой трансформатором, определяют по выражению

∆P’т = ∆P’x + k2з ∆P’к ,

где ∆P’x = ∆Px + kи.п∆Qx – приведенные активные потери мощности холостого хода;

∆Qх = Sт.номIх% / 100 – реактивные потери мощности холостого хода);

ku.п – коэффициент изменения потерь или экономический эквивалент реактивной мощности, характеризующий активные потери от источника питания до трансформатора, приходящиеся на 1 квар пропускаемой реактивной мощности, кВт/квар (значения коэффициента kи.п приведены в табл.3);

∆P’к = ∆Pк + kи.п∆Qк – приведенные активные потери. мощности

КЗ;

∆Qк = Sт.номuк% / 100 – реактивные потери мощности КЗ;

145

Iх % – ток холостого хода; ик % – напряжение КЗ.

Ix%, ик % – каталожные данные трансформатора.

Таблица 3 Коэффициент изменения потерь в трансформаторах kи.п

Приведенные потери электроэнергии в самом трансформаторе и создаваемые им в элементах системы электроснабжения в зависимости от реактивной мощности, потребляемой трансформатором, равны:

∆Э’а.т = ∆P’xTп + kз ∆P’кТраб .

Экономически целесообразный режим работы трансформаторов определяет в зависимости от суммарной нагрузки число параллельно включенных трансформаторов, обеспечивающих минимум потерь электроэнергии в этих трансформаторах ∆P’∑0 = min :

∆P’∑0 = n(∆Px + kи.п∆Qx) + (∆Pк + kи.п∆Qк)k2з/n,

где п – число включенных трансформаторов одинаковой мощности.

146

Если на подстанции работает п однотипных трансформаторов одинаковой мощности, то:

-при росте нагрузки подключение еще одного, т.е. (n + 1)-го трансформатора, выгодно при

-при снижении нагрузки отключение одного трансформатора выгодно при

где S∑ – полная нагрузка подстанции; Sт.ном – номинальная мощность одного трансформатора.

При установке на подстанции разнотипных или неодинаковых по мощности трансформаторов (имеющих разные потери ∆Рх и ∆Рк) пользоваться последними выражениями нельзя. В этом случае для выбора рационального числа одновременно включенных трансформаторов необходимо строить зависимости приведенных потерь от нагрузки для каждого трансформатора в отдельности и суммарную зависимость приведенных потерь от нагрузки для нескольких одновременно включенных трансформаторов разной мощности при распределении нагрузки между ними пропорционально номинальным мощностям по выражению

åSТ ном

Если на подстанции установлены два трансформатора T1 и Т2 с номинальными мощностями S1т.ном и S2т.ном соответственно (причем S1т.ном < S2т.ном), то зависимости приведенных потерь от нагрузки будут иметь вид, показанный на рис. 6.2. Эти зависимости пересекаются в точках, соответствующих нагрузкам, при которых изменяется экономически целесообразный режим работы трансформаторов.

147

Рис 6.2. Зависимости приведенных потерь от нагрузки: 1, 2, 3 для трансформаторов T1, T2, Т1+Т2 соответственно

Так, при росте нагрузки подстанции для уменьшения потерь выгодно, начиная с нагрузки S1, включить в работу трансформатор Т2 вместо находящегося в работе трансформатора T1, а начиная с нагрузки S2, – оба трансформатора

При использовании в эксплуатации экономически целесообразного режима работы трансформаторов с целью экономии электроэнергии следует исходить из следующих положений:

-не должна снижаться надежность электроснабжения потребителей;

-трансформаторы должны снабжаться устройством автоматического включения резерва;

-целесообразно автоматизировать операции отключения и

включения трансформаторов, однако для сокращения числа оперативных переключений рекомендуется отключать трансформаторы не более 2-3 раз в сутки.

Значительную экономию электроэнергии можно получить за счет сокращения числа трансформаций. Как указывалось, в каждом трансформаторе теряется до 7 % передаваемой мощности, поэтому вопросы рационального числа трансформаций в системе электроснабжения имеют важное значение. Основными причинами излишнего числа трансформаций являются неправильный выбор напряжения (питающей или распределительной сети) без учета перспективы развития промышленного предприятия и использование имеющихся на предприятии двигателей на 6 кВ при выполнении распределительной сети предприятия на напряжение 10 кВ.

148

Если двигательная нагрузка, например 6 кВ, на предприятии составляет более 25 % от общей нагрузки, то рациональным, как показывают расчеты, для данного предприятия является напряжение 6 кВ и на этом напряжении должны быть выполнены питающая и распределительная сети. Таким образом, и в этом случае также можно избежать трансформации 10/6 кВ.

Снижение потерь в сетях 0,22-10 кВ, как следует из табл. 4,

является наиболее действенным мероприятием по экономии электроэнергии в распределительных сетях в целом.

Таблица 4

Потери активной мощности и расход цветного металла в сетях разных напряжений

Большая часть потерь активной мощности падает на распределительные сети 0,22-10 кВ, несмотря на то, что в эти сети вкладывается значительно больше цветного металла, чем в сети 35-110 кВ.

Как известно, потери активной мощности ∆Pл в кабельных линиях равны

∆Pл = 3I2лRл ,

где Iл – ток в линии;

Rл – сопротивление одной фазы линии.

Ток в линии и ее сопротивление можно выразить так:

149

где Рл – мощность нагрузки, кВт;

Uл.ном – номинальное напряжение сети, кВ; cos φ – коэффициент мощности;

ρ – удельное сопротивление материала жилы кабеля, Ом·м/мм2 (для алюминиевых проводов ρ1 = 0,026…0,029; для медных ρ2 = 0,0175…0,018; для стальных ρ3 = 0,01…0,14);

lл – длина линии, км;

sл – сечение линии, мм2.

На основании последних выражений можно записать

∆Pл = ρlлP2л/ sлU2л.ном cos2φ.

Из последнего выражения следует, что экономить электроэнергию в кабельных линиях можно:

-за счет сокращения длины линий, например от цехового трансформатора до приемника электроэнергии;

-увеличения сечений линий до экономически целесообразных значений, определяемых технико-экономическими расчетами

(ТЭР);

-повышения cos φ электроустановок;

-увеличения напряжения сети.

Сокращение длины кабельных линий осуществляется:

-за счет рационального распределения приемников электроэнергии между подстанциями с учетом технологических особенностей производства,

-более глубокого подвода ВН к цехам, где устанавливают понижающие подстанции,

-рационального выбора мест размещения подстанций. Особенно резко уменьшаются потери активной мощности и

энергии при увеличении напряжения, так как эти потери обратно пропорциональны квадрату напряжения.

Так, если к цехам подвести напряжение 6(10) кВ вместо 0,38 кВ, то потери снизятся в n раз: