Исследование возможности снижения потерь
Электроэнергии в городских электрических сетях
Цель работы: углубление знаний по теме «Энергосбережение в системах электроснабжения».
Задачи проведения работы:
1) научиться определять ожидаемые потери электроэнергии в электрических сетях;
2) рассчитывать ожидаемую эффективность планируемых мероприятий по снижению потерь;
3) сравнивать варианты реконструкции электрических сетей по уровню потерь электроэнергии.
Программа работы
1. Изучить теоретическую часть.
2. По заданной схеме электрической сети и суточным графикам нагрузки и напряжения определить количество потерь активной, реактивной и полной энергии, а также относительные потери электроэнергии в сети для двух видов кабелей линии. Сделать сравнение эффективности применения того или иного типа кабеля при помощи гистограмм и выводы.
3. При заданном силовом трансформаторе определить его потери электроэнергии.
4. Рассчитать эффективность при сезонном отключении одного из работающих трансформаторов в двухтрансформаторной подстанции.
5. Рассчитать эффективность замены малозагруженных трансформаторов трансформаторами меньшей мощности. Сделать выводы
Теоретическая часть
1.Определение потерь электроэнергии в линиях 10(6) кВ
Потери электроэнергии в каждой линии сети определяются по следующей формуле:
, кВт·ч (4.3)
|
|
|
где ΔW'A – потери активной энергии в активном сопротивлении линии (ф.4.5); ΔW"A – потери активной энергии в активном сопротивлении линии при передаче реактивной мощности
, кВт·ч (4.4)
Потери активной и реактивной электроэнергии в распределительной линии за расчетный период времени t:
, кВт·ч (4.5)
, кВт·ч (4.6)
где Kэ – коэффициент эквивалентности сопротивления распределительной линии; R∑, X∑ – активное и реактивное сопротивления распределительной линии, Ом; t – расчетный период (за вычетом продолжительности отключения линии), ч; Iмин, Iмакс – соответственно минимальное и максимальное значение нагрузки на головном участке линии, взятые из суточных графиков нагрузки, снятые в зимний максимум и летний минимум, приходящихся на период контрольных замеров, А; β – коэффициент формы графика нагрузки.
Коэффициент эквивалентности сопротивления позволяет для упрощения расчета заменить разветвленную распределительную линию некоторым эквивалентным сопротивлением, по которому протекает ток головного участка линии, при условии сохранения неизменными потери мощности для определенного момента.
Коэффициент эквивалентности Kэопределяется по графику рис. 4.1 в зависимости от отношения Rг.у/R∑и места сосредоточения мощной нагрузки (номинальной мощности ТП) вдоль распределительной линии (Rг.у - активное сопротивления головного участка распределительной линии, Ом)
|
|
|
, Ом (4.7)
где ro – удельное расчетное активное сопротивление 1 км кабеля (провода) головного участка, Ом/км; Lг.у – длина кабеля (провода) головного участка от ЦП до места присоединения суммарной нагрузки, км.
Рисунок 4.1 – Зависимость коэффициента эквивалентности
сопротивления распределительной линии:
1 – мощная нагрузка сосредоточена в начале линии;
2 – мощная нагрузка сосредоточена в конце или середине линии.
Для определения места сосредоточения мощной нагрузки вдоль распределительной линии поступают следующим образом. Количество нагрузок (ТП) распределительной линии делят пополам. По обе стороны предполагаемого сечения определяют суммарную установленную мощность трансформаторов ТП. В зависимости от того, по какую сторону сечения (в начале или в конце линии) суммарная установленная мощности больше, используются кривые 1 и 2 на графике рис. 4.1. Если имеется ответвление, то его условно заменяют сосредоточенной нагрузкой и суммарной установленной мощностью в месте присоединения ответвления.
|
|
|
При выполнении расчетов на ЭВМ с использованием программных средств замена разветвленных линий эквивалентной нагрузкой не требуется, расчет потерь на ЭВМ выполняется для каждого участка сети 10(6) кВ.
Активное и индуктивное сопротивления распределительной линии определяют:
(4.8)
где roi, хoi – условное активное и индуктивное сопротивления 1 км кабеля (провода) одного сечения i-го участка, Ом∙км; Li – длина i-го участка, км; k –число участков распределительной линии.
Средний ток нагрузки для каждой линии за расчетный период (год) определяется:
, А (4.9)
где Ucp – среднее напряжение на шинах ЦП за расчетный период.
При наличии суточных графиков напряжения, снятых на шинах ЦП, определяют наиболее вероятное (мода распределения U(М)) значения напряжения.
Относительное значение среднего тока нагрузки для каждой линии определяют:
, А (4.10)
где Imin, Imax – минимальный и максимальный ток, взятый из суточных графиков замеров нагрузок в период контрольных замеров в расчетный период.
|
|
|
Из усредненного графика ΔIср = ƒ(β) по значению ΔIср находится коэффициент формы годового графика нагрузки β рис. 4.2.
|
|
|
Рисунок 4.2 – Зависимость коэффициента формы графика ∆Iср = f(β)
Для определения потерь электроэнергии для всей сети определяются потери электроэнергии для каждой линии изатем суммируются:
, кВт·ч (4.11)
где m – число распределительных линий.
Относительные потери электроэнергии в сети 10(6) кВ за расчетный период:
(4.12)
Для определения потерь электроэнергии для всей сети определяются потери электроэнергии для каждой линии изатем суммируются:
, кВт·ч (4.11)
где m – число распределительных линий.
Относительные потери электроэнергии в сети 10(6) кВ за расчетный период:
(4.12)
4.2. Определение потерь энергии в силовых трансформаторах напряжением 10(6)/0,4 кВ
Исходными данными для расчета потерь электрической энергии в силовых трансформаторах являются:
- тип трансформаторов, мощность;
- номинальный ток, потери холостого хода и короткого замыкания (по паспортным данным);
- сведения об отключении трансформаторов в течение расчетного периода;
- средний максимальный рабочий ток трансформатора, взятый из суточных графиков нагрузки в период контрольных замеров:
, А (4.13)
- количество активной энергии, поступившей в силовые трансформаторы, Wтр, количество активной энергии, поступившей в абонентские трансформаторы Wтр.а(кВт∙ч) за расчетный период.
Годовые потери электроэнергии в силовом трансформаторе определяются:
, кВт·ч (4.14)
где t – число часов работы трансформатора за расчетный период; τ – время максимальных потерь (условное время, в течение которого потери в активном сопротивлении элемента сети при постоянной максимальной нагрузке были бы равны потерям энергии в том же элементе за расчетный период времени при действительном графике нагрузки), ч; ΔРх.х.i, ΔРк.з.i – потери мощности холостого хода и короткого замыкания, кВт; Kз – коэффициент загрузки трансформатора в период годового максимума, определяемый как
(4.15)
где Iнi – номинальный ток i-го трансформатора, А; Iср.макс – средний максимальный ток по суточным графикам в период контрольных замеров.
Число часов использования максимальной нагрузки Т определяется по формуле:
, ч (4.16)
где Uтр.н. – номинальное линейное напряжение трансформатора на низкой стороне.
Приближенно величину τ определяют по рис. 4.3 в зависимости от Т.
Годовые потери электроэнергии во всех трансформаторах определяются:
, кВт·ч (4.17)
где n – число трансформаторов в электрической сети.
Относительная величина потерь электроэнергии в силовых трансформаторах:
, (4.18)
где Wтр –количество электроэнергии поступившей в силовые трансформаторы, кВт∙ч.
4.3. Мероприятия по снижению потерь электроэнергии в сетях
Снижение потерь электроэнергии при передаче и распределении является актуальной задачей энергоснабжающих организаций и одним из основных направлений энергосбережения.
Основным условием работы электрической сети с минимальными потерями является ее рациональное построение. При этом особое внимание должно быть уделено правильному определению точек деления в замкнутых сетях, экономичному распределению активных и реактивных мощностей, внедрению замкнутых и полузамкнутых схем сети 0,4 кВ.
Рисунок 4.3 – Зависимость τ = f(Т)
Потери энергии в рационально построенных и нормально эксплуатируемых сетях не должны превышать обоснованного технологического расхода энергии при ее передаче и распределении. Мероприятия по снижению потерь энергии должны проводиться в сетях, где есть те или иные отклонения от рационального построения и оптимального режима эксплуатации.
Снижение потерь электроэнергии в электрических сетях может быть достигнуто как в результате проведения мероприятий по общей оптимизации сети, когда снижение потерь энергии является одной из составляющих частей комплексного плана, так и в результате проведения мероприятий, направленных только на снижение потерь. По этому признаку все мероприятия по снижению потерь (МПС) могут быть условно разделены на три группы:
- организационные, к которым относятся МПС по совершенствованию эксплуатационного обслуживания электрических сетей и оптимизации их схем и режимов (малозатратные и беззатратные МПС);
- технические, к которым относятся мероприятия по реконструкции, модернизации и строительству сетей (МПС, требующие капитальных затрат);
- мероприятия по совершенствованию учета электроэнергии, которые могут быть как беззатратные, так и требующих дополнительных затрат (при организации новых точек учета).
К организационным мероприятиям могут относиться:
- определение (выбор) точек оптимального деления сети 6-10 кВ;
- уменьшение времени нахождения линии в отключенном положении при выполнении технического обслуживания и ремонта оборудования и линий;
- снижение несимметрии (неравномерности) загрузки фаз;
- рациональная загрузка силовых трансформаторов.
К приоритетным техническим мероприятиям в распределительных сетях 10 (6)-0,4 кВ относятся:
- в проектах предусматривающих при реконструкции перевод действующих сетей 6 кВ на повышенное напряжение 10 кВ рекомендуется использовать установленное оборудование при соответствии его характеристик повышенному напряжению;
- увеличение доли сетей на напряжение 35 кВ;
- сокращение радиуса действия и строительство ВЛ 0,4 кВ в трехфазном исполнении по всей длине;
- применение столбовых трансформаторов (10 (6)/0,4 кВ) малой мощности для сокращения протяженности сетей напряжением 0,4 кВ;
- перевод сетей низкого напряжения с 220 В на 380 В;
применение самонесущих изолированных и защищенных проводов для ВЛ напряжением 0,4-10 кВ;
- использование максимально допустимого сечения проводов в электрических сетях напряжением 0,4-10 кВ с целью адаптации их пропускной способности к росту нагрузок в течение всего срока службы:
- усиление элементов действующей сети путем прокладки новых линий или замене проводов и кабелей на большие сечения;
- проведение работы по компенсации реактивных нагрузок;
- поддержание значений показателей качества электроэнергии в соответствии с требованием ГОСТ 13109-97;
- внедрение устройств автоматического регулирования напряжения под нагрузкой, вольт добавочных трансформаторов, средств встроенного регулирования напряжения;
- внедрение нового экономического электрооборудования, в частности, трансформаторов с уменьшенными активными и реактивными потерями холостого хода, установка конденсаторных батарей встроенных в КТП и ЗТП;
- комплексная автоматизация и телемеханизация электрических сетей, применение коммутационных аппаратов нового поколения;
- применение средств дистанционного определения мест повреждения в электрических сетях для сокращения времени поиска и ликвидации аварий.
В состав мероприятий по совершенствованию учета следует предусматривать:
- применение приборов учета (электросчетчики, измерительные трансформаторы) более высокого класса точности измерения;
- осуществление мер по предупреждению несанкционированного доступа к клеммам средств измерений;
- внедрение автоматизированных систем учета, сбора и передачи информации;
- проведение организационных и технических мероприятий по предупреждению выявления и устранению безучетного потребления электрической энергии.
Характерной особенностью режима работы электрических сетей 0,4 кВ является неравномерность загрузки фаз.
Величина потерь мощности при неравномерной нагрузке фаз ΔРн может быть выражена как
, (4.1)
где ΔРс – потери мощности при симметричной нагрузке фаз, кВт; Kд.п – коэффициент дополнительных потерь при неравномерной нагрузке.
Выравнивание нагрузок производится переключением нагрузки с более загруженной фазы на менее загруженные после проведения замеров нагрузок по фазам линии и анализа результатов.
Отрицательное влияние несимметрии, которую нельзя устранить выравниванием нагрузок по фазам, можно уменьшить:
- заменой силовых трансформаторов со схемой соединения обмоток "звезда/звезда" на трансформаторы со схемой "звезда/зигзаг" или "треугольник/звезда", которые менее чувствительны к несимметрии нагрузок;
- увеличением сечения нулевого провода в линии 0,4 кВ до сечения фазного провода.
Важным мероприятием по сокращению технологического расхода электроэнергии является увеличение эффективности использования трансформаторов за счет сезонного отключения одного из двух трансформаторов двухтрансформаторной подстанции. При этом отключается трансформатор, работающий с наименьшей нагрузкой, и его нагрузка переводится на другой трансформатор.
Сокращение потерь электроэнергии достигается заменой трансформаторов при устойчивом недоиспользовании их мощности. При коэффициенте загрузки трансформатора 10(6)/0,4 кВ меньше 0,5, имеет место существенное относительное увеличение потерь электроэнергии за счет потерь холостого хода.
Снижение потерь электроэнергии в результате замены трансформаторов определяется по формуле:
, кВт·ч (4.2)
где ΔРх.х.1, ΔРх.х.2 – потери мощности холостого хода трансформаторов, кВт; ΔРкз.1, ΔРкз.2 – потери мощности короткого замыкания трансформаторов, кВт; Т – время использования максимальной нагрузки; τ – время максимальных потерь, берется в зависимости от Т по рис. 4.3 .
Методика проведения опыта
1. Для расчета потерь электрической энергии в сетях 10(6) кВ составляются таблицы 4.1 и 4.2 в которые из принципиальной схемы сети заносятся марки, сечения, длина проводов и кабелей всех участков питающей и распределительной сети.
Таблица 4.1
| Номер линии, отходящей от п/ст | Марка и сечение провода или кабеля | Длина, Ii км | Удельное расчетное активное сопротивление , roi, Ом/км | Активное сопротивление Ri, ОМ | Удельное расчетное индуктивное сопротивление XoiОм/км | Индуктивное сопротивление Хi, Ом |
| 1 | 2 | 3 | 4 | 5 | 6 | 7 |
Таблица 4.2
| Наименование участка | Марка и сечение провода или кабеля | Длина Ii км | Удельное расчетное активное сопротивление , roi, Ом/км | Активное сопротивление Ri, ОМ | Удельное расчетное индуктивное сопротивление XoiОм/км | Индуктивное сопротивление Хi, Ом | Нагрузка i-го участка Iмi, А |
| 1 | 2 | 3 | 4 | 5 | 6 | 7 | 8 |
2. По суточным графикам нагрузок всех распределительных линий, отходящих от ЦП, заполняются таблицы 4.3 и 4.4.
Таблица 4.3: Суточный график нагрузок за зимний рабочий день головных участков распределительных линий, снятый на шинах подстанций
| Часы | Линии | ||||||
| Л1 | Л2 | Л3 | Л4 | … | … | ЛN | |
| 0 | |||||||
| 1 | |||||||
| … | |||||||
| 24 | |||||||
Таблица 4.4 – Суточный график нагрузок за летний рабочий день
головных участков распределительных линий,
снятый на шинах подстанций
| Часы | Линии | ||||||
| Л1 | Л2 | Л3 | Л4 | … | … | ЛN | |
| 0 | |||||||
| 1 | |||||||
| … | |||||||
| 24 | |||||||
3. По суточному графику напряжения U(t) распределительных линий, отходящих от ЦП, за рабочие дни зимнего максимума и летнего минимума заполняют соответственно таблицы 4.5 и 4.6.
Таблица 4.5 – Суточный график напряжений головных
участков распределительных линий за зимний день,
снятый на шинах подстанций (кВ)
| Часы | Линии | ||||||
| Л1 | Л2 | Л3 | Л4 | … | … | ЛN | |
| 0 | |||||||
| 1 | |||||||
| … | |||||||
| 24 | |||||||
Таблица 4.6 – Суточный график напряжений
головных участков распределительных линий за летний день,
снятый на шинах подстанций (кВ)
| Часы | Линии | ||||||
| Л1 | Л2 | Л3 | Л4 | … | … | ЛN | |
| 0 | |||||||
| 1 | |||||||
| … | |||||||
| 24 | |||||||
4. Определяется активное сопротивление всей распределительной линии фидера путем суммирования данных, приведенных в таблицах 4.1 и 4.2.
5 По рис. 4.1 определяется коэффициент эквивалентности Кэв зависимости от Rг.у. к RΣ.
6. Для определения моды распределения напряжения U(м)используются суточные графики напряжения, снятые на шинах Л1 за зимний и летний рабочие дни и данные таблицы 4.7.
Мода распределения напряжения определяется по формуле:
, В
Таблица 4.7 – Пример вариационного ряда
| Интервал, напряжений (кВ) | Количество значений, попавших в данный интервал | Частота |
| 6,15-6,25 | 13 | 13/50 = г' mo-2 |
| 6,25-6,35 | 12 | 12/50 = г'mo-1 |
| 6,35-6,45 | 25 | 25/50 = г'mo |
| Umо-6,35 | N=50 | 0/50 = г'mo+1 |
| i = 0,1 |
где i = 0,1 – значение интервала (0,1 кВ) между максимальным и минимальным напряжением интервала; Umо – нижняя граница интервала с наибольшим количеством значений, в котором лежит мода; г'mo – частота, соответствующая этому интервалу; г'mo-1, г'mo+1 частота соответственно по предыдущему и последующему интервалам.
кВ.
7. Рассчитывают количество активной и реактивной энергии переданной в распределительную линию по формулам (4.5-4.6).
8. Определяют по формуле (4.9) среднюю величину тока за расчетный период. Значения минимального годового тока Imin и максимального годового тока Imax берутся из суточных графиков нагрузки для летнего и зимнего рабочих дней на шинах (таблицы 4.3 и 4.4).
9. Определяют относительное значение средней величины нагрузки по формуле (4.10) и коэффициент формы графика нагрузки по рис. 4.2.
10. Рассчитывают потри электроэнергии в распределительных линиях. Результаты расчета сводят в форму 4.1.
11. Находят относительные потери электроэнергии в сети.
12. Сравнивают результаты для линий, выполненными разными кабелями.
13. По заданным характеристикам трансформатора по формулам (4.14-4.18) рассчитывают потери электроэнергии.
14. По примеру, представленному в табл. 4.8 рассчитывают эффективность сезонного отключения одного из трансформатора.
15. По примеру, представленному в табл. 4.9 рассчитывают эффективность замены малозагруженных трансформаторов трансформаторами меньшей мощности.
Форма 4.1
| Номер линии | RГ.У, Ом | R∑ Ом | Kэ, | U(м) KB | WА, кВт·ч | Wр KBАр·ч | Iср, А | Imax, А | Imin, А | ΔI | β | ΔWi, кВт·ч |
| Л1 | ||||||||||||
| … | ||||||||||||
| ЛN | ||||||||||||
| Итого |
Контрольные вопросы
1. Назовите, из каких потерь складываются потери электроэнергии в линиях электропередач. От каких факторов зависит их величина?
2. Какие потери электроэнергии существуют на трансформаторных подстанциях?
3. Как определить потери электроэнергии в трансформаторе?
4. Какие типы мероприятий проводят для снижения потерь электроэнергии в системах электроснабжения?
5. Что входит в состав технических мероприятий по снижению потерь электроэнергии в системах электроснабжения?
6. Какие организационные мероприятия проводят для снижения потерь электроэнергии в системах электроснабжения?
7. Что входит в состав мероприятий по совершенствованию учета электроэнергии?
8. Каким образом достигается снижения несимметрии фаз?
ЛАБОРАТОРНАЯ РАБОТА № 5
Энергосберегающие технологии
Дата добавления: 2018-02-15; просмотров: 359; Мы поможем в написании вашей работы! |
Мы поможем в написании ваших работ!