Что такое коэффициент загрузки трансформатора

Особенности расчета коэффициента нагрузки трансформатора

При выборе трансформаторного оборудования учитывается целый ряд показателей: надежность энергоснабжения, характер потребления, территориальное местоположение потребителей, перспективы изменений, возможность возникновения аварийных ситуаций.

При технико-экономических расчетах используется коэффициент нагрузки трансформатора (β), который вычисляется, базируясь на время загрузок, сравнение реальной нагрузки с номинальной, сравнение получаемой и отдаваемой мощности с внутренними потерями в железе и обмотках. От этого показателя зависит так же КПД преобразователей. Обязательно вычисляется значение β, при котором КПД достигает максимума.

Расчет коэффициента по времени

Номинальную загрузку определяет производитель. На практике она не равномерная. В течение суток бывают как недогрузки, так перегрузки. Чтобы не ошибиться с выбором, требуются графики работы оборудования за различные периоды (сутки, месяцы, годы). Важно распределить нагрузку так, чтобы износ изоляции не превышал номинальный показатель. В противном случае срок эксплуатации оборудования сократится.

Летом средняя нагрузка должна быть ниже номинальной, зимой – на оборот. Если параллельно работает несколько трансформаторов, рассчитывается суммарный показатель. Независимо от количества трансформаторного оборудования коэффициент должен быть оптимальный.

На данный момент на двухтрансформаторных подстанциях актуальна проблема низкой загрузки. Повысить показатель можно, если использовать один преобразователь. Но в таком случае при выходе из строя или ремонте потребители останутся без электроэнергии.

При проектировании и реконструкции подстанций допускаются ситуации, при которых с перегрузкой работает один трансформатор. При расчете оборудования учитывается требуемая мощность подстанции, время перезагрузок и недогрузок. В любой ситуации коэффициент перегрузки не может превышать 1,4.

Мощность трансформаторов должна быть такой, чтобы они были загружены на 75-85% (средний показатель). Расчеты проводятся на основе суточных графиков загрузки, на которых видна продолжительность недогрузок и перегрузок. В то же время перегрузка не должна превышать 6 часов в течение 5-и суток.

Формулы

Формула коэффициента нагрузки трансформатора:

t₁– фактическое время работы под нагрузкой;

t₂– номинальное время работы под нагрузкой.

Эта формула используется по только отношению к заранее определенному периоду времени (суткам, месяцу, году).

Зависимость КПД от коэффициента нагрузки

В процессе эксплуатации любого оборудования важен его КПД. Для трансформаторного оборудования на подстанции или на производстве это соотношение между напряжением, поступающим из сети, и напряжением, выдаваемым потребителям:

По сути, это эффективность преобразования напряжения.

На практике используется более точная формула:

∑P – сумма потерь на обмотках и железе.

Потери определяются, исходя из опытов короткого замыкания (Рк) и холостого хода (Р₀).

КПД достигает максимального значения, если равны потери в стали и обмотках.

Так как отношение потерь холостого хода к выдаваемому напряжению (Р₀/Р₁) равно 0,25-0,4, то максимальное значение КПД достигается коэффициенте загрузки 0,5-0,7.

Как определить коэффициент нагрузки трансформатора на практике? Существуют каталоги и стандарты с таблицами Рк и Р₀.

Для вычисления оптимальной величины используется формула:

Это примерно 0,45-0,5.

При снижении или превышении показателя КПД снижается, что влечет за собой повышение эксплуатационных затрат.

Если токи небольшие, полезная работа равна потерям. При превышении оптимальной загрузки греются провода обмоток и насыщается сердечник, преобразователь греется. В процессе эксплуатации чаще всего есть возможность регулировать уровень нагрузки таким образом, чтобы получить оптимальную величину КПД.

Расчет на основе мощности

При выборе трансформаторов для подстанций, обслуживающих жилые дома, обязательно собирается и анализируется информация о мощностях, которые требуются потребителям. Второй показатель – распределение этих мощностей по времени. Потребление может зависеть от времени суток и сезона. Типовые графики доступны в справочниках.

На предприятиях учитываются технологические особенности оборудования, время включения и выключения, периоды перезагрузки и недогрузки, возможность расширения производства и подключения дополнительных потребителей.

Определять коэффициент загрузки необходимо по формуле:

S_р –расчетная загрузка;

S – номинальная загрузка.

Если суточный график имеет большие провалы и пики, значение все равно равное.

Существуют рекомендованные величины коэффициентов:

При таких значениях один трансформатор может взять на себя нагрузку другого при его выходе из строя.

К первой категории относятся потребители, которые без электроэнергии могут нанести ущерб, нарушить сложный техпроцесса, вывести из строя дорогостоящее оборудование. Чаще всего у них есть свои источники питания (батареи, аккумуляторы, шины напряжения, собственные электростанции).

Вторая категория – потребители, у которых без электроэнергии возможен брак, простой, нарушения распорядка жизни большого количества частных лиц. Третья категория – все остальные.

Для масляных преобразователей

Для масляных преобразователей допускаются перегрузки:

Для автотрансформатора эти показания относятся к обмотке, которая наиболее нагружена.

Для сухих преобразователей

Перегрузки легче переносят масляные преобразователи.

При установке трансформаторов они проверяются на перезагрузку в аварийной ситуации:

Показатель может достигать 1,7-1,8.

В режиме после аварии

Уменьшить показатель можно только до величины, позволяющей покрыть нагрузку при выходе из строя одного из преобразователей. Его завышение влечет за собой необходимость в установке дополнительного оборудования. Если на подстанции или предприятии два трансформатора, выбирается значение β= 0,7.

При наличии на подстанции или предприятии суточных графиков работы преобразователей они выбираются в соответствии с ГОСТ 1420985. Как определяют коэффициент нагрузки трансформатора, если графиков нет?

Руководствуются указаниями института «Росэнергосетьпроект» и учитывают рекомендованные величины. Желательно иметь на предприятии передвижной или складской резерв преобразователей.

Источник

ДОМОСТРОЙСантехника и строительство

Раз уж Вы читаете данную статью, значит, конец света все-таки не наступил Итак, вернемся к теме, стоит задача запроектировать трансформаторную подстанцию. Есть какая-то расчетная нагрузка, согласно которой требуется подобрать трансформатор нужной мощности.

Существуют разные методики выбора силового трансформатора, но для проектировщика, на мой взгляд, они не годятся.

Я буду опираться лишь на требования нормативных документов.

По своему опыту могу сказать, что в основном применяют масляные трансформаторы, т.к. они дешевле. Применение сухого трансформатора должно быть обосновано.

Количество применяемых трансформаторов зависит от категории электроснабежения. Как правило, однотрансформаторные подстанции проектируют на объектах третей категории электроснабжения, двухтрансформаторые подстанции – второй и первой категории натежности.

Мощность двухтрансформаторных подстанций должна выбираться с учетом перегрузочной способности трансформатора в аварийном режиме.

Соотношения между коэффициентами допустимой перегрузки масляных трансформаторов в послеаварийном режиме и коэффициентами загрузки трансформаторов в нормальном режиме приведены в таблице.

Для сухих трансформаторов максимальное значение коэффициента допустимой перегрузки трансформатора следует принимать не более 1,2.

При заказе трансформатора лучше запросить у производителя соответствующие графики допустимых перегрузок. У разных производителей они могут отличаться.

Согласно СН 174-75 следует принимать следующие коэффициенты загрузки трансформаторов:

Отсюда можно заметить, что в нормальном режиме трансформатор должен быть загружен не более чем на 90-95%.

А сейчас я хочу остановиться на методических указаниях по выбору силового трансформатора.

По данной методичке выбор мощности трансформаторов должен выполняться с учетом их перегрузочной способности в нормальном и послеаварийном режимах работы.

Суть выбора трансформатора заключается в том, что нужно сравнить нашу полную мощность проектируемого объекта (кВА) с интервалами допустимой нагрузки трансформаторов для различных видов потребитилей в нормальном и аварийном режимах. В общем нужно проверить 3 условия.

В методических указаниях все очень подробно расписано, а также приведены 2 примера по выбору однотрансформаторной и двухтрансформаторной подстанций.

Но самое удивительное в том, что по данному методическому указанию наш трансформатор будет практически всегда работать с перегрузкой или будет загружен практически на 100%. Например, 135 кВА соответствует трансформатору 100 кВА.

Нормативные документы по выбору силовых трансформаторов:

Определение оптимального режима работы трансформаторов

Определение оптимальной загрузки трансформаторов

Приведем для примера график зависимости потерь активной мощности в трансформаторах от их числа ΔР(n) для трансформаторов ТМ 1600/10 и различных значений суммарной нагрузки подстанции. Кроме того определим оптимальное число работающих трансформаторов для каждого значения общей нагрузки подстанции и коэффициенты загрузки трансформаторов.

Рисунок. Зависимости суммарных потерь мощности в трансформаторах от числа работающих силовых трансформаторов для различных значений общей нагрузки подстанции.

Таблица — Результаты расчета числа работающих трансформаторов и их коэффициентов загрузки

Как видно из рисунка и таблицы оптимальным значениям числа работающих трансформаторов соответствуют достаточно низкие значения коэффициента загрузки. Режим минимальных потерь мощности в трансформаторе наступает при недогрузке трансформаторов по мощности.

Обычно на подстанциях устанавливают не более двух-трех трансформаторов. Для двухтрансформаторной подстанции нагрузка подстанции, при которой целесообразно изменить (увеличить или уменьшить, в зависимости от того, возрастает или уменьшается нагрузка подстанции) число трансформаторов равна

Из данного выражения можно найти коэффициенты загрузки трансформаторов: если работает один трансформатор, то подключать еще один целесообразно при коэффициенте загрузки первого

Для трехтрансформаторной подстанции существует два значения нагрузки подстанции, при которой целесообразно изменять число работающих трансформаторов:

1) при переходе на режим работы с одного на два включенных трансформатора или обратно с двух на один

Коэффициенты загрузки, при которых целесообразно изменить число работающих трансформаторов: при одном работающем трансформаторе целесообразно включить второй когда

2) при переходе на режим работы с двух на три включенных трансформатора или обратно с трех на два

Коэффициенты загрузки: при двух работающих трансформаторах целесообразно включить третий когда

Определить коэффициенты загрузки трансформаторов ТМ 1600/10 трехтрансформаторной подстанции, при которых следует перейти на режим работы:

1) с одного работающего трансформатора на два работающих трансформатора подстанции и обратно,

2) с двух работающих трансформаторов на три работающих трансформатора подстанции и обратно.

По справочнику определяем необходимые для расчета паспортные данные трансформаторов ТМ 1600/10: ΔР_хх = 3,3 кВт; ΔР_кз = 18 кВт.

Для трехтрансформаторной подстанции существует два значения нагрузки подстанции, при которой целесообразно изменять число работающих трансформаторов:

1) при переходе на режим работы с одного на два включенных трансформатора или обратно с двух на один коэффициенты загрузки: при одном работающем трансформаторе целесообразно включить второй когда

2) при переходе на режим работы с двух на три параллельно включенных трансформатора или обратно с трех на два коэффициенты загрузки: при двух работающих трансформаторах целесообразно включить третий когда

При работе одного трансформатора ТМ 1600/10 трехтрансформаторной подстанции целесообразно перейти на режим работы с двумя работающими трансформаторами, когда коэффициент загрузки трансформатора будет равен или превысит значение 0,6.

При работе двух трансформаторов ТМ 1600/10 трехтрансформаторной подстанции целесообразно перейти на режим работы с одним работающим трансформатором, когда коэффициент загрузки трансформаторов станет равным или меньше 0,3.

При работе двух трансформаторов ТМ 1600/10 трехтрансформаторной подстанции целесообразно перейти на режим работы с тремя работающими трансформаторами, когда коэффициент загрузки трансформаторов будет равен или превысит значение 0,52.

При работе трех трансформаторов ТМ 1600/10 трехтрансформаторной подстанции целесообразно перейти на режим работы с двумя работающими трансформаторами, когда коэффициент загрузки трансформаторов станет равным или меньше 0,35.

Исходя из величины полной нагрузки ТП S_P =576,289 кВ∙А, примем к рассмотрению трансформаторы мощностью 400, 630, 250 кВ∙А.

Вариант 1. S _НТ =400 кВ∙А;

Минимальное число трансформаторов определяется по формуле:

EQ F(576,289;0,7х400) =2,1.

принимаем к установке 2 трансформатора.

Определим фактический коэффициент загрузки трансформатора в нормальном режиме:

;

=0,720.

Коэффициент загрузки трансформатора в послеаварийном режиме составит:

;

= =1,400.

Результаты расчета других вариантов числа и выбора мощности трансформаторов приведены в таблице.

Источник

Что такое коэффициент загрузки трансформатора

Вопросы рационального использования топливно-энергетических ресурсов являются на нынешнем этапе одними из наиболее актуальных как в нашей стране, так и за рубежом. Для достижения максимальной эффективности их использования необходимо рассматривать всю цепочку производства и потребления энергии, начиная от добычи первичных энергоносителей и их транспортировки к местам переработки в наиболее универсальный вид энергии – электроэнергию и кончая использованием ее у потребителей.

Возможности для снижения расхода энергоресурсов имеются на всех этапах. По расчетам, в настоящее время лишь 30% содержащейся в энергоресурсах потенциальной энергии доходит до конечных потребителей и расходуется в качестве “полезной энергии”.

Снижение потерь электроэнергии в электрических сетях – важная составляющая общего комплекса энергосберегающих мероприятий. Электроэнергия является единственным видом продукции, транспортировка которой осуществляется за счет расхода определенной части самой продукции, поэтому потери электроэнергии при ее передаче неизбежны. Задача состоит в определении их оптимального уровня и поддержании фактических потерь на этом уровне..

Потери электроэнергии в сетях Минэнерго РФ в последние годы лет колеблются в диапазоне 10 – 15% отпуска электроэнергии в сеть. Поэтому задача снижения потерь энергии и рационального ее использования является весьма актуальной.

В результате изучения этого раздела вы будете знать:

– факторы, влияющие на величину потерь энергии;

– способы снижения потерь энергии.

– рассчитывать экономию электроэнергии. В зависимости от применяемых мероприятий экономии ее в сети.

Вопросы рационального использования электроэнергии неразрывно связаны с проектированием системы электроснабжения и снижением потерь энергии в электрических сетях.

Снижение потерь энергии в электрических сетях – важная составляющая всего комплекса энергосберегающих мероприятий. Электроэнергия является единственным видом продукции, транспортировка которой осуществляется за счет расхода определенной части самой продукции. Поэтому потери энергии при ее передаче неизбежны, задача состоит в определении их оптимального уровня и поддержании фактических потерь на оптимальном уровне.

Исходя из их физической природы и специфики методов определения количественных значений потерь их делят на четыре составляющие [12]:

1) технические потери электроэнергии, обусловленные физическими процессами, происходящими при передаче электроэнергии по электрическим сетям и выражающимися в преобразовании части электроэнергии в тепло в элементах сетей. Сюда относятся:

-нагрузочные потери в линиях, силовых трансформаторах и автотрансформаторах;

-потери холостого хода в трансформаторах и автотрансформаторах;

-потери на корону в воздушных линиях.

Технические потери не могут быть измерены. Их значения получают расчетным путем на основе известных законов электротехники.

2) расход электроэнергии на собственные нужды подстанций, необходимый для обеспечения работы технологического оборудования подстанций и жизнедеятельности обслуживающего персонала. Расход электроэнергии на собственные нужды подстанций регистрируется счетчиками, установленными на трансформаторах собственных нужд;

3) потери электроэнергии, обусловленные инструментальными погрешностями ее измерения (инструментальные потери). Эти потери получают расчетным путем на основе данных о метрологических характеристиках и режимах работы используемых приборов;

4) коммерческие потери, обусловленные хищениями электроэнергии, несоответствием показаний счетчиков оплате за электроэнергию бытовыми потребителями и другими причинами в сфере организации контроля за потреблением энергии. Коммерческие потери не имеют самостоятельного математического описания и, как следствие, не могут быть рассчитаны автономно. Их значение определяют как разницу между фактическими (отчетными) потерями и суммой первых трех составляющих.

Структура потерь электроэнергии в сельских электрических сетях по данным [37] приведена в таблице 12.1.

Структура потерь электроэнергии в сетях сельскохозяйственного назначения

Эти мероприятия раздели условно на мероприятия по снижению потерь энергии при проектировании системы электроснабжения и при эксплуатации уже существующих электроустановок [12].

Мероприятия по снижению потерь энергии

Рассмотрим возможные пути экономии электроэнергии в существующих электрических сетях.

При загрузке силового трансформатора на 30 % нагрузочные потери примерно равны потерям холостого хода. 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 по всей системе электроснабжения (от источника питания до самого трансформатора) из-за низкого коэффициента мощности.

В целях экономии электроэнергии целесообразно отключать мало загруженные трансформаторы при сезонном снижении нагрузки.

Потери активной мощности в двухобмоточных трансформаторах определяются:

где ΔΡ хх – потери активной мощности холостого хода трансформатора при номинальном напряжении, кВт;

ΔΡ кз – потери активной мощности короткого замыкания трансформатора при номинальном напряжении, кВт;

k 3 – коэффициент загрузки трансформатора k 3 =S/S н ;

S н – номинальная мощность трансформатора;

S – фактическая мощность трансформатора.

Потери активной электроэнергии в трансформаторе определяются по формуле 2.41 (см. раздел 2).

Приведенные потери активной мощности, т.е. потери с учетом потерь, как в самом трансформаторе, так и в элементах системы электроснабжения (от генераторов электростанций до рассматриваемого трансформатора) в зависимости от реактивной мощности, потребляемой трансформатором, определяют по выражению

где D P ¢ ХХ приведенные активные потери мощности холостого хода;

D P ¢ КЗ – приведенные активные потери мощности короткого замыкания

К 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 К п приведены в табл.12.3);

Q xх – потери реактивной мощности холостого хода при номинальном первичном напряжении;

где Q кз – потери реактивной мощности короткого замыкания при номинальном первичном токе.

Коэффициент изменения потерь в трансформаторах

С учетом (12.30) и (12.4) приведенные потери реактивной мощности в трансформаторе можно определить:

Потери реактивной мощности определяются

где I xx – ток холостого хода трансформатора, %.

где U к – напряжение короткого замыкания трансформатора, %.

Приведенные потери электроэнергии

(сравни с формулой (2.41), раздел 2)

Экономически целесообразный режим работы трансформаторов. Экономически целесообразный режим работы трансформаторов определяют в зависимости от суммарной нагрузки и числа параллельно включенных трансформаторов, обеспечивающих минимум потерь электроэнергии

где n – число включенных трансформаторов одинаковой мощности.

Если на подстанции работает n однотипных трансформаторов одинаковой мощности, то

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

б) при снижении нагрузки отключение одного трансформатора выгодно

где S å – полная нагрузка подстанции.

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

1. не должна снижаться надежность электроснабжения потребителей;

2. трансформаторы должны снабжаться устройством АВР;

3. целесообразно автоматизировать операции отключения и включения трансформаторов, однако, для сокращения числа оперативных переключений рекомендуется отключать трансформаторы не более 3 раз в сутки.

Для подстанции с двумя трансформаторами одинаковой мощности, когда работает один трансформатор (из двух), коэффициент загрузки

а когда работают оба трансформатора, коэффициент загрузки каждого из них

В условиях эксплуатации оптимальным коэффициентом загрузки считают такой, который обеспечивает максимальный приведенный КПД т.е.

Однако в условиях эксплуатации не всегда возможно регулировать нагрузку трансформатора для получения оптимального коэффициента загрузки, поскольку нагрузка зависит от условий технологического процесса производства.

Сокращение числа трансформаций. Значительную экономию электроэнергии можно получить за счет сокращения числа трансформаций. Основными причинами излишнего числа трансформаций являются неправильный выбор напряжения (питающей, распределительной сетей) без учета перспективы развития сельскохозяйственного района или предприятия. Использование имеющихся на предприятии двигателей на напряжение 6 кВ при выполнении распределительной сети предприятия на напряжение 10 кВ.

Экономию электроэнергии можно получить, применив при реконструкции или проектировании системы электроснабжения для потребителей II категории однотрансформаторные подстанции с резервированием по НН вместо двухтрансформаторных подстанций.

Известно, что большая часть потерь активной мощности падает на распределительные сети 0,22–10 кВ. Потери активной мощности в линиях определяются по формуле (2.39) (см. раздел 2).

Запишем формулу (2.39) с учетом значения тока, определяемого по формуле (2.40) и сопротивления линии (формулы (2.1, 2.2)).

Отсюда видим, что экономить электроэнергию в линиях можно за счет:

– сокращения длины линий, например, от трансформатора до приемника электроэнергии;

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

– повышения cosφ электроустановок;

– увеличения напряжения сети.

Сокращение длины линий осуществляется путем:

1. рационального распределения приемников электроэнергии между подстанциями с учетом технологических особенностей производства;

2. более глубокого подвода ВН к местам, где устанавливают понижающие подстанции;

3. рационального выбора мест размещения подстанций.

Значительно уменьшаются потери активной мощности и электроэнергии при увеличении напряжения, так как эти потери обратно пропорциональны квадрату напряжения.

Экономия электроэнергии в трехфазной сети при переводе ее на более высокое напряжение, кВт·ч,

где I 1 и I 2 – максимальные значения токов в каждом проводе сети соответственно при НН и ВН, A; r 01 и r 02 – удельные сопротивления линий сети при НН и ВН, Ом/км (при проведении мероприятий без замены проводов r 01 =r 02 ); t – время максимальных потерь, ч.

При проведении реконструкции сетей (замене сечения проводов, их материала, сокращении длины без изменения напряжения) экономия электроэнергии, кВт·ч,

где I – максимальное значение тока нагрузки одной фазы, A;

Если средняя загрузка двигателя составляет менее 45 % номинальной мощности, то замена его менее мощным двигателем всегда экономически целесообразна и проверка расчетами не требуется. При нагрузке двигателя более 70 % номинальной мощности его замена нецелесообразна.

где – Q ХХ – реактивная мощность, потребляемая электродвигателем из сети при холостом ходе, квар;

Q ДНОМ – реактивная мощность двигателя при номинальной нагрузке, квар;

k ИП – коэффициент изменения потерь кВт/квар;

D P х – потери активной мощности при холостом ходе двигателя, кВт

D P а.н. прирост активной мощности в двигателе при нагрузке 100%, кВт;

где I хх – ток холостого хода двигателя, А;

U дном – номинальное напряжение двигателя, В;

где h – КПД двигателя при полной нагрузке;

tg φ ном – номинальный коэффициент реактивной мощности двигателя.

где g – расчетный коэффициент, зависящий от конструкции двигателя.

где ΔР х – потери холостого хода в процентах активной мощности, потребляемой двигателем при нагрузке 100 %.

Реактивная мощность потребляется как электроприемниками, так и элементами сети. Реактивная мощность, потребляемая промышленным предприятием, распределяется между отдельными видами приемников электроэнергии следующим образом: 65 % приходится на АД, 20 – 25 % – на силовые трансформаторы и около 10 % – на воздушные электрические сети и другие электроприемники (люминесцентные лампы, реакторы и т.п.).

При передаче потребителям активной Р и реактивной Q мощностей в системе электроснабжения имеют место потери активной мощности

Снижение реактивной мощности, циркулирующей между источником тока и приемником и, следовательно, снижение реактивного тока в генераторах и сетях, называют компенсацией реактивной мощности (КРМ).

Снизить потребление реактивной мощности и потери активной мощности (в соответствии с формулой (12.24))можно двумя способами: без применения и с применением компенсирующих устройств (КУ)

Первый способ – выполняются следующие мероприятия:

1. упорядочение технологического процесса, ведущее к улучшению энергетического режима работы оборудования, к повышению коэффициента мощности cos φ;

2. переключение статорных обмоток АД напряжением до 1 кВ с треугольника на звезду, если их загрузка составляет менее 40 %;

3. установка ограничителей холостого хода АД;

4. замена или отключение силовых трансформаторов, загруженных менее чем на 30 % их номинальной мощности;

5. замена мало загруженных двигателей двигателями меньшей мощности;

6. замена АД на синхронные двигатели той же мощности и применение СД для всех новых установок и при реконструкции существующих, где это возможно по технико-экономическим соображениям;

7. регулирование напряжения, подводимого к двигателю при тиристорном управлении;

8. повышение качества ремонта двигателей с сохранением их номинальных данных;

9. правильный выбор электродвигателей по мощности и типу. Мощность электродвигателей необходимо выбирать в соответствии с режимом производственного оборудования, без излишних запасов.

Второй способ – выполняются следующие мероприятия:

1. применение в качестве КУ батарей конденсаторов;

2. применение в качестве КУ синхронных двигателей.

Основные достоинства батарей конденсаторов следующие:

-малые потери активной мощности (0,3–0,45 кВт на 100 квар);

-отсутствие вращающихся частей и их малая масса (нет необходимости в фундаменте);

-простая и дешевая эксплуатация по сравнению с другими КУ;

-возможность изменения их мощности при необходимости;

-возможность установки в любой точке сети.

В установках напряжением до 1 кВ конденсаторы включаются в сеть и отключаются от сети с помощью автоматических выключателей (автоматов), рубильников или тиристорных ключей. В установках напряжением выше 1 кВ для включения и отключения конденсаторов служат выключатели высокого напряжения или выключатели нагрузки.

Для безопасности обслуживания отключенных конденсаторов при снятии электрического заряда используют разрядные резисторы. В системах промышленного электроснабжения применяются, как правило, комплектные конденсаторные установки.

К недостаткам конденсаторных батарей можно отнести:

1. зависимость генерируемой реактивной мощности Q кб от напряжения и частоты:

2. возможность пробоя конденсаторных батарей при наличии высших гармоник тока и напряжения в сети.

Зависимость мощности конденсаторной батареи от квадрата напряжения снижает устойчивость нагрузки, что может привести к лавине напряжения.

Синхронные двигатели широко применяются для привода насосов, вентиляторов, компрессоров и т.д. Такие СД выпускаются с номинальным опережающим cos φ = 0,9 и могут длительно работать в режиме перевозбуждения, т.е. генерации реактивной мощности.

Техническая возможность использования СД в качестве источника реактивной мощности ограничивается максимальной реактивной мощностью, которую он может генерировать без нарушения условий допустимого нагрева обмоток и железных частей ротора и статора. Эта мощность называется располагаемой реактивной мощностью СД и определяется по выражению

где a M – коэффициент допустимой перегрузки СД, зависящий от его загрузки по активной мощности и определяемый по табл. 12.4.

Целесообразная загрузка СД реактивной мощностью определяется дополнительными потерями активной мощности на генерацию реактивной мощности и оказывается значительно ниже располагаемой реактивной мощности.

Максимальная реактивная мощность, генерируемая СД напряжением 6 – 10 кВ, которая может быть передана в сеть напряжением до 1 кВ без увеличения числа трансформаторов n, выбранных по нагрузке

где S т.ном – номинальная мощность трансформатора;

k з – коэффициент загрузки трансформатора;

Р – нагрузка сети 0,38 кВ;

n – число трансформаторов.

Значение коэффициента a M в зависимости от типа СД, его номинального напряжения U ном и коэффициента загрузки k з

Чем ниже значение номинальной мощности и частоты вращения СД, тем больше потери в СД на генерацию реактивной мощности.

Достоинством СД как источника реактивной мощности является возможность плавного регулирования выдаваемой им реактивной мощности. В сетях напряжением 0,38 – 0,66 и 6 – 10 кВ для компенсации реактивной мощности следует в первую очередь использовать работающие СД, а затем дополнительно, если необходимо, батареи конденсаторов.

Компенсация реактивной мощности у потребителей позволяет:

– снизить ток в передающих элементах сети, что приводит к уменьшению сечения кабельных и воздушных линий:

– уменьшить полную мощность, что снижает мощность трансформаторов и их число:

где S’ р – расчетная полная мощность до компенсации,

– уменьшить потери активной мощности, а следовательно, и мощности генераторов на электростанциях:

На освещение расходуется в среднем 5 – 10% общего потребления электроэнергии в зависимости от отрасли промышленности: в текстильной – до 30 %; в полиграфической – до 18 %; в электротехнической – до 15 %.

Основными направлениями экономии электроэнергии в осветительных установках и сетях являются следующие:

1. применение наиболее экономичных типов источников света, светильников, систем комбинированного освещения, пускорегулирующей аппаратуры;

2. рациональное размещение светильников;

3. рациональное построение осветительных сетей;

4. нормализация режимов напряжения в осветительных сетях;

5. переход на питание светильников напряжением 0,38 В вместо 0,22 В;

6. повышение коэффициента использования осветительных установок;

7. применение рациональных режимов работы осветительных установок;

8. рациональная эксплуатация осветительных сетей (периодическая чистка светильников, замена ламп, где это необходимо и т.д.);

9. совместное использование систем естественного и искусственного освещения.

Во всех промышленных осветительных установках целесообразнее применять люминесцентные, ртутные, металлогалогенные, натриевые и другие лампы. Возможная экономия электроэнергии за счет перехода на более эффективные источники света приведена в табл. 12.5.

Экономия электроэнергии за счет перехода на более эффективные источники света

Несоответствие показателей качества электроэнергии нормативным значениям вызывает дополнительные (по отношению к номинальному режиму) потери электроэнергии. Из всех показателей качества наибольшие потери электроэнергии вызывают отклонения напряжения от номинального. Так, при снижении напряжения потери возрастают, увеличение же напряжения сказывается на приемниках электроэнергии по-разному. Для АД потери электроэнергии зависят от k 3 и при k 3 = 0,85–1,0 имеют минимальное значение при напряжении, немного большем номинального.

Дополнительные потери электроэнергии имеют место и при несимметричной нагрузке. При коэффициенте несимметрии в пределах его нормативного значения потери электроэнергии для АД составляют 2,4 %, для трансформаторов 4 %, для СД 4,2 % номинальных значений. Примерно такой же уровень (2 – 4 %) потерь электроэнергии при несинусоидальном напряжении в трансформаторах, двигателях, генераторах, кабельных линиях.

Хотя потери электроэнергии от снижения ее качества составляют 2 – 6 % номинальных значений, они напрямую связаны с перегревом оборудования, а следовательно, ведут к интенсивному старению изоляции и к преждевременному выходу ее из строя. Это относится и к несинусоидальности, и к несимметрии напряжения. Так, например, при несимметрии напряжения, равной 4 %, срок службы полностью загруженного АД сокращается в 2 раза; при несимметрии напряжения, равной 5 %, номинальная мощность двигателя уменьшается на 5 – 10%; при несимметрии, равной 10%, – на 20– 50 % в зависимости от исполнения двигателей. На силовые трансформаторы несимметрия оказывает такое же влияние, как и на АД, т.е. вызывает дополнительный нагрев обмоток и снижение срока службы трансформаторов.

В то же время на работу кабельных линий несимметрия не оказывает существенного влияния. При несинусоидальном напряжении сети происходит ускоренное старение изоляции силовых кабелей.

Если электродвигатели и другие электроприемники имеют продолжительность работы на холостом ходу 40–60 % всего времени эксплуатации, то их целесообразно снабжать ограничителями холостого хода. Ограничитель включают в цепь катушки управления магнитным пускателем, и он отключает электоприемник при отсутствии нагрузки. Таким образом снижается потребление электроэнергии.

Для выявления резервов экономии электроэнергии на предприятиях необходимо составлять и анализировать электробалансы для отдельных энергоемких агрегатов и установок, переходя затем к цехам и предприятию в целом. Электробалансы состоят из численно равных приходной и расходной частей. В приходную часть электробаланса включают электроэнергию, полученную от энергосистемы и выработанную собственными источниками (например, ТЭЦ или ДЭС), расходная часть включает следующие основные статьи:

Расходная часть может не содержать статей 2 и 5.

Работа по рациональному использованию электроэнергии на действующих промышленных предприятиях только тогда является эффективной, когда налажены учет и контроль расхода электроэнергии, нормирование электропотребления с учетом специфических особенностей предприятия.

Значительную экономию электроэнергии можно получить от внедрения автоматизированных систем управления (АСУ) на базе компьютерной техники. Экономия достигается за счет точности и скорости отработки отклонений от рациональных режимов, расширения функциональных возможностей, динамического прогнозирования с определением направления и темпа изменения процессов

Экономия энергии от замены устаревшего электрооборудования на современное

где Р 2 – мощность электрооборудования;

Т – время работы оборудования;

η 1 и η 2 –коэффициенты полезного действия оборудования до и после замены оборудования.

Для n-трансформаторной подстанции определить экономичные зоны загрузки трансформаторов при номинальном напряжении. Исходные данные принять по табл. 12.6. В соответствии с заданным графиком нагрузки подстанций (табл. 12.7), вычислить уменьшение потерь электроэнергии за сутки за счет отключения одного из работающих трансформаторов. Составить график включений и отключений трансформаторов в зависимости от графика нагрузки подстанции. Построить графики зависимости ΔΡ = ƒ(К з ). Исходные данные по трансформаторам принять по [ 3.1] или [32,34].

Выполнить расчеты потерь мощности в наиболее мощном трансформаторе по условиям задания 12.1 при отклонении напряжения подведенного к первичной обмотке трансформатора в пределах: 0; ±5%; ±10 %; ±15 % при коэффициентах загрузки трансформатора К з = 0,5; 0,75; 1. По полученным данным построить зависимости ΔP=ƒ(U). Сделать анализ результатов расчета.

Для условий задания 12.3 определить снижение потерь энергии в линии напряжением U 1 при увеличении cosφ 1 = 0,65 до cosφ 2 = 0,9. Оценить влияние компенсации реактивной мощности на уровень напряжения в сети.

Исходные данные для заданий 12.1 и 12.2

Суточные графики нагрузок потребителей (% от ∑S ном трансформаторов)

Исходные данные для заданий 12.3 и 12.4

Рациональное использование электроэнергии предполагает доведение до минимума расхода электроэнергии на единицу производимой продукции. Применительно к электроэнергетическим системам это экономия энергоресурсов при производстве, передаче и потреблении электроэнергии. Одной из основных задач электроснабжения является экономия электроэнергии за счет снижения потерь энергии.

Современные сельские системы электроснабжения для обеспечения требуемой надежности работы содержат многотрансформаторные подстанции напряжением 110/35/10, 110/10, 35/10 и 10/0,4 кВ. При проектировании и в условиях эксплуатации предусматривают экономически целесообразный режим работы трансформаторов, сущность которого состоит в следующем. При наличии на подстанции нескольких трансформаторов, могущих работать на общие шины, число включенных трансформаторов определяется условием минимума потерь мощности в этих трансформаторах при работе их по заданному графику нагрузки. При этом учитывают не только потери активной мощности в самих трансформаторах, но потери активной мощности, возникающие в системе электроснабжения по всей цепочке питания от генераторов электростанции до рассматриваемых трансформаторов из-за потребления трансформаторами реактивной мощности. Эти потери называют приведенными в отличие от потерь в самих трансформаторах.

Число одновременно работающих трансформаторов при переменном графике электрических нагрузок определяется на основании экономичных зон полных мощностей на шинах, которые устанавливаются из условия минимума приведенных потерь активной мощности в трансформаторах.

В зависимости от принятого закона регулирования напряжения на головной подстанции (электростанции), из-за большой протяженности линий электропередач в сельской местности и значительных потерь напряжения в них, напряжение первичной обмотки трансформаторов может отличаться от номинального. В соответствии с режимом нагрузки напряжение может быть меньше номинального (максимум нагрузки) или больше номинального (минимум нагрузки).

Для большинства применяемых в сельскохозяйственном электроснабжении трансформаторах потери активной мощности и ток холостого хода пропорциональны кубу напряжения.

Потери активной мощности в трансформаторах с учетом уровня подводимого напряжения

U, – фактическое значение напряжения трансформатора.

Значения остальных параметров смотри в формулах (12.5, 12.9).

В формулу (12.32) необходимо подставлять мощность, передаваемую через все n трансформаторов.

Значительные отклонения напряжения от номинального уровня на зажимах электроприемников приводит к изменению выходных параметров и потребляемой мощности, нарушению нормальной работы технологических установок. Сельскохозяйственный потребитель несет убытки, связанные с недополучением продукции и увеличением затрат. Влияние качества напряжения на технико-экономические показатели электроприемников зависит от их типа, загрузки и производственно-технологической схемы использования. В данной работе необходимо проанализировать влияние напряжения на величину потерь энергии в трансформаторах.

Влияние номинального напряжения сети на величину потерь энергии можно проанализировать по известным формулам ((12.13) настоящего раздела. или (5.13, 5.14) стр. 82 [1]). Перевод сети на более высокое номинальное напряжение применяется для повышения пропускной способности линий, когда нагрузка сети достигла предельных для действующего номинального напряжения значений, уменьшения величины токов короткого замыкания для возможности применения коммутационного оборудования с меньшей отключающей способностью. Снижение потерь электроэнергии в этом случае является сопутствующим эффектом.

Потери мощности в электрических сетях можно снизить путем компенсации реактивной мощности. При этом уменьшаются установленные мощности генераторов, разгружаются электрические линии и трансформаторы от перетоков реактивной мощности и одновременно улучшается качество напряжения. Влияние величины реактивной мощности передаваемой по линии на потери энергии можно проанализировать по тем же формулам (5.13, 5.14 стр. 82 [1]). Расчеты провести при неизменной активной мощности передаваемой по линии электропередачи. Определить величину активной мощности передаваемой по линии электропередачи по заданному значению полной мощности (табл. 12.3) при большем коэффициенте мощности. По формуле (5.108, стр.155 [1]) определить компенсацию потерь напряжения в линии при параллельном включении батареи конденсаторов.

Источник