Главная | Случайная
Обратная связь

ТОР 5 статей:

Методические подходы к анализу финансового состояния предприятия

Проблема периодизации русской литературы ХХ века. Краткая характеристика второй половины ХХ века

Ценовые и неценовые факторы

Характеристика шлифовальных кругов и ее маркировка

Служебные части речи. Предлог. Союз. Частицы

КАТЕГОРИИ:






Мероприятия по снижению несинусоидальности 6 страница




 

где Qк – реактивная мощность компенсирующего устройства, З – постоянная составляющая затрат, не зависящая от мощности Qк, Зу,к1 – удельные затраты на 1 квар реактивной мощности, Зу,к2 – удельные затраты на 1 квар2 реактивной мощности.

Постоянная составляющая затрат:

 

ЗнК0, (9.11)

 

где Ен – нормативный коэффициент эффективности капитальных вложений, К0 – затраты на коммутационную аппаратуру, регулирующие устройства и др.

На основе технико-экономического сравнения вариантов необходимо дополнительно рассматривать вариант, когда компенсирующее устройство вообще не устанавливается и предприятие будет вынуждено платить за потребление реактивной мощности.

Источники реактивной мощности напряжением 6-10 кВ более экономичны по сравнению с напряжением до 1 кВ. Однако передача реактивной мощности из сети 6-10 кВ в сеть до 1 кВ может привести к увеличению числа трансформаторов на ТП, обусловленного их дополнительной загрузкой, передаваемой реактивной мощностью, и соответственно к увеличению потерь электроэнергии в линиях и трансформаторах.

Мощность компенсирующего устройства в сетях напряжением до 1 кВ определяется по минимуму затрат выбором оптимального числа трансформаторов цеховых ТП и определением дополнительной мощности компенсирующих устройств ниже 1 кВ в целях оптимального снижения потерь в трансформаторах и в сети 6-10 кВ, питающей эти трансформаторы.

Рассчитанная таким образом мощность компенсации распределяется между всеми трансформаторами цеха пропорционально их реактивным нагрузкам.

Ориентировочное количество необходимых трансформаторов одинаковой оптимальной экономической мощности для покрытия всех электрических нагрузок цеха при неравномерном распределении этих нагрузок по площади цеха выбирается по выражению:

 

, (9.12)

 

где Sсм – полная средняя мощность цеха за максимально загруженную смену, Sном.т – оптимальная экономическая номинальная мощность трансформатора, β – рекомендуемый коэффициент загрузки трансформаторов, λ=cosφ2/cos φ1 отношение коэффициентов мощности на стороне вторичного напряжения трансформатора соответственно после и до компенсации реактивных нагрузок.

Наибольшая реактивная мощность, которая может быть передана из сети 6-10 кВ в сеть напряжением до 1 кВ для покрытия оставшейся нескомпенсированной реактивной мощности в сети до 1 кВ без увеличения числа устанавливаемых трансформаторов определяется:

 

, (9.13)

 

где Рсм2 – активная средняя нагрузка за максимально загруженную смену.

 

9.5 Выбор местоположения компенсирующего устройства.

 

После ориентировочного определения необходимой мощности компенсирующего устройства возникает задача их оптимального расположения в системе электроснабжения предприятия. Наибольший эффект достигается при установке компенсирующего устройства вблизи электроприёмника с наибольшим потреблением реактивной мощности, так как это приводит к максимальному снижению потерь электроэнергии. От выбора места установки компенсирующего устройства зависят его стоимость и потери электроэнергии. Минимальную стоимость имеют батареи статических конденсаторов на напряжение 6-10 кВ, но при их установке наибольшими будут потери активной мощности в элементах системы электроснабжения, находящиеся вне зоны компенсации.

Поэтому, задача размещения компенсирующих устройств в системах электроснабжения является многофакторной. Их оптимальному размещению соответствует технически приемлемый вариант, который обеспечивает минимальные расчётные затраты. Наличие сложных разветвительных систем с разнородной нагрузкой приводит к необходимости рассмотрения большого количества вариантов.

Для электроснабжения крупных предприятий, характеризующихся наличием разветвлённой системы электроснабжения, рекомендуется следующая методика:

1) Определяется центр потребления реактивных нагрузок (х0, у0) на территории предприятия;

2) На основании технико-экономических расчётов определяется целесообразная мощность компенсирующего устройства Qк. При этом могут быть варианты: на территории предприятия компенсирующие устройства отсутствуют вообще, либо на предприятии установлены компенсирующие устройства и их необходимо дополнить новыми. В первом случае место установки должно находиться ближе к центру потребления реактивных нагрузок. Во втором следует отыскать центр генерирования реактивной мощности для компенсирующих устройств, уже находящихся на предприятии. Далее методом последовательных приближений определяются координаты установки дополнительного компенсирующего устройства так, чтобы новый центр генерирования реактивной мощности находился вблизи центра её потребления (хг, уг),

3) Производится расчёт уровней напряжения в часы максимума и минимума нагрузок.

Соблюдение допустимых отклонений напряжения на зажимах приёмников является, как правило, основным ограничением при выборе мощности и места расположения компенсирующего устройства. Для выполнения этого условия, в некоторых случаях, необходимо использовать регулируемые компенсирующие устройства.

Если средствами компенсации являются синхронные двигатели, то данная задача решается просто за счёт регулирования возбуждения. Если же для компенсации используются статические конденсаторы, то регулировка может производиться только ступенчато, путём деления батарей на части. Конечно, такое регулирование имеет серьёзные недостатки: возможность работы в течение какого-то времени с недостаточной, либо избыточной компенсацией, а так же расходы на установку дополнительной коммутационной аппаратуры. Но сейчас большое распространение получили комбинированные компенсирующие устройства, которые сочетают преимущества плавного регулирования и низкой стоимости.

 

 

9.6 Продольная компенсация.

 

Продольной называется компенсация индуктивности линий, которая реализуется путём включения последовательно в линию ёмкостного сопротивления. Это сопротивление компенсирует индуктивное сопротивление линии, вследствие чего в ней уменьшаются потери напряжения.

Рассмотрим случай линии с нагрузкой (рис. 9.3). Продольная и поперечная составляющие падения напряжения для рассматриваемой линии определяются выражениями:

 

Uпрод. ф=I(Rcosφ+Xsinφ),

Uпоп. ф.=I(Xcosφ-Rsinφ). (9.14)

 

При заданном векторе фазного напряжения у потребителя U напряжение на источнике питания определяется вектором U (точка А). Если в линию включить последовательно конденсаторы с реактивным сопротивлением Хс , то падение напряжения в реактивном сопротивлении составит I(X-Xc) и составляющие падения напряжения будут равны:

 

U!прод. ф=I(Rcosφ+(X-Хс) sinφ),

U!поп. ф.=I((X-Хс) cosφ-Rsinφ). (9.15)

 

 

Рис. 9.3 Схема сети и векторная диаграмма с применением продольной компенсации реактивной мощности линии.

 

Требуемое напряжение на источнике питания теперь будет равно вектору U’, определяемому при Хс точкой А’. Его величина по сравнению с первоначальной уменьшилась, так как Uпрод. ф и Uпоп. ф снизились благодаря уменьшению реактивного сопротивления линии.

При полной компенсации (Хс) падение напряжения будет определяться только активным сопротивлением линии R.

При перекомпенсации (Хс) потеря напряжения будет близкой к нулю и U=U. Значение Хс при этом будет:

 

Хс=Х+Rctgφ (9.16)

 

Реактивное сопротивление конденсаторов в этом случае компенсирует не только индуктивное сопротивление линии, но и падение напряжения на активном сопротивлении.

Мощность конденсаторов определяют:

 

Qc2=3I2Xc, (9.17)

 

где I – максимальный ток линии.

10 Энергетический баланс предприятия.

10.1 Составление электробаланса предприятия.

Электробаланс предприятия состоит из доходной и расходной частей. Приходная часть электробаланса отражает количество электроэнергии, поступающая от энергосистем или других источников на предприятие; расходная часть – количество израсходованной электроэнергии. Приходная и расходная части должны быть равны между собой.

На предприятиях электробаланс составляют по отдельным агрегатам, цехам и предприятия в целом. Он охватывает все основные части прихода и расхода электроэнергии, затрачиваемой на технологический процесс, вспомогательные работы, а также потери в оборудовании и электросетях.

Различают три вида электробаланса:

1. фактический, отражающий сложившиеся в цехе или предприятии производственные условия;

2. нормализованный, в котором учитываются возможности рационализации и оптимизации процессов электропотребления и снижения потерь в механизмах и электрических сетях;

3. перспективный, составляемый с учётом прогнозируемого развития производства и его качественных изменений на определённый срок.

Электробаланс предприятия составляется для активной и реактивной энергии. В сводном электробалансе предприятия приходная часть включает в себя энергию, поступившую от всех источников её выработки. Приходная часть по реактивной мощности содержит также данные о выработке реактивной энергии всеми источниками реактивной мощности.

Расходная часть содержит:

· прямые затраты электроэнергии на основной технологический процесс с выделением полезного расхода электроэнергии на выпуск продукции без учёта потерь в различных звеньях технологического оборудования,

· косвенные затраты электроэнергии на основной технологический процесс вследствие его несовершенства или нарушение технических норм (например предварительный нагрев электропечи),

· затраты электроэнергии на вспомогательные нужды (вентиляция, обогрев и др.),

· потери электроэнергии в элементах системы электроснабжения,

· отпуск электроэнергии посторонним потребителям.

Наличие всех составляющих расходной части вовсе не является обязательным.

Удельный расход электрической энергии в электробалансе обычно относят на единицу продукции, для сопоставления с соответствующими показаниями других предприятий.

Задачами составления электробаланса являются:

1) определение расхода электроэнергии для чёткого выделения расхода электроэнергии на основную продукцию,

2) определение действительных норм расхода электроэнергии на единицу продукции предприятия,

3) выявление возможности сокращения непроизводственных расходов электроэнергии и уменьшения расхода электроэнергии на выпуск основной продукции путём проведения мероприятий, совершенствующих производственный процесс.

 

10.2 Определение потерь электроэнергии.

 

Плановый показатель электроэнергии в сетях определяется в процентах электроэнергии, поступившей в сеть данной энергосистемы. Учитывая, что абсолютные потери электроэнергии в сетях составляют значительную величину (в системах электроснабжения предприятий потери в сетях составляют около 10 % от потребляемой электроэнергии), следует отметить, что сам термин «потери» не совсем точно передаёт технический смысл этого показателя.

Объективно он представляет собой необходимый технологический расход электроэнергии в системе, связанный с её передачей и распределением по электросетям. Поэтому иногда вместо «потерь» применяется термин «технологический расход на передачу электроэнергии».

В структуре потерь по элементам сети основная часть потерь приходится на потери в двигателях (около 40%) и распределительные линии (около 35%), потери в трансформаторах составляют около 15 %.

Приблизительно 25% потерь составляют потери, практически не зависящие от нагрузки, так называемые условно-постоянные, и около 75% - условно-переменные потери.

Из общих потерь техническому анализу поддаётся только часть, называемая техническими потерями, остальная часть (около 10%), так называемые, коммерческие потери, - связана с несовершенством системы учёта электроэнергии.

На предприятиях могут быть разработаны мероприятия по снижению потерь, которые делятся на три группы:

· режимные – обеспечение оптимальной загрузки генераторов и синхронных компенсаторов реактивной мощностью, своевременное переключений устройств регулирования напряжений трансформаторов (РПН и ПБВ), отключение реакторов в режимах больших нагрузок;

· организационные – сокращение сроков ремонта основного оборудования и совмещение ремонтов последовательно включенных элементов, ремонт оборудования под напряжением, совершенствование учёта электроэнергии, сокращение расхода электроэнергии на собственные нужды, контроль за использованием активной и реактивной электроэнергией и т.п.;

· реконструкция объектов – ввод новых компенсирующих устройств, замена оборудования более совершенной конструкции, автоматизация регулирования напряжения.

Все эти мероприятия требуют вложения материальных ресурсов, поэтому целесообразность мероприятия должна проводиться на основе сравнения технико-экономических показателей различных вариантов.

Среднее значение тока какого-либо участка сети определяется с помощью показаний счётчиков, имеющихся на данном участке. Отличие среднеквадратичного значения тока, по которому должны рассчитываться потери электроэнергии от среднего учитывается коэффициентом формы графика нагрузки:

 

Iск=kфIср, (10.1)

 

где Iск –среднеквадратичное значение тока, Iср – среднее значение тока.

Для большинства предприятий коэффициент формы kф находится в пределах 1,05-1,1. Меньшие значения kф соответствуют нагрузкам с большим числом приёмников.

Потери электроэнергии за рассматриваемый период рекомендуется определять как произведение потерь электроэнергии за одни сутки учётного периода, называемые характерными, на число рабочих суток в периоде. Потери электроэнергии в выходные дни рассчитываются отдельно.

Характерные в отношении потребления электроэнергии сутки находятся следующим образом:

1. определяется расход электроэнергии за учётный период времени,

2. затем рассчитывается среднесуточный расход электроэнергии,

3. по оперативным журналам находятся сутки, имеющие близкий к найденному расход электроэнергии, как и полученный среднесуточный расход,

4. найденные таким образом сутки и их действительный график нагрузки принимаются за характерные.

Потери в линиях.

Потери электроэнергии в электрической сети за учётный период:

 

, (10.2)

 

где Iср – среднее за характерные сутки значение тока линии, Rэ – эквивалентное активное сопротивление линии, обуславливающие тепловые потери, Тр – число рабочих часов за учётный период. Средний ток за характерные сутки можно найти:

 

, (10.3)

 

где Эа, Эр – расход активной и реактивной энергии за характерные сутки.

При определении реактивных потерь энергии используют аналогичные формулы:

 

. (10.4)

 

Эквивалентным сопротивлением, активным Rэ либо реактивным Хэ, называется сопротивление некоторой неразветвлённой линии, ток которого равен току головного участка сети, а потери электроэнергии равны потерям в сети:

 

и . (10.5)

 

 

Так как определить эквивалентные сопротивления по показаниям прибора достаточно трудно, то рекомендуется определять их расчётным путём с поправкой, учитывающей отличие действительно проходящих токов от расчётных. Тогда потери активной и реактивной мощности:

 

и (10.6)

 

Сети напряжением 6-35 кВ имеют небольшую протяжённость, поэтому ток активной и реактивной проводимостей в них незначительны по сравнению с токами нагрузки линии.

Линии более высоких напряжений имеют большую протяжённость и обладают помимо активного и индуктивного сопротивления проводов ещё и активной и реактивной проводимостями.

Активная проводимость Gл обусловлена активными потерями на корону (корона особая форма электрического разряда, связанная с ионизацией воздуха вокруг провода). Одним из факторов, влияющих на уменьшение потерь от короны, является увеличение сечения провода ВЛ, либо его расщепление.

Потери в трансформаторах. Потери активной электроэнергии:

 

, (10.7)

 

где ∆Рх=∆Px+kи∆Qx – приведённые потери мощности холостого хода трансформаторов, ∆Рк=∆Pк+kи∆Qк приведённые потери мощности короткого замыкания, kз=Iср/Iном.т – коэффициент загрузки трансформатора по току, kи – коэффициент потерь, зависящий от передачи реактивной мощности (обычно принимается 0,07), Т0 – полное число часов трансформатора под напряжением, Тр – число часов работы трансформатора под нагрузкой, ∆Qx=SномIх/100 – постоянная составляющая потерь реактивной мощности холостого хода, ∆Qк=Sномuк/100 – реактивная мощность, потребляемая трансформатором при полной загрузке.

Потери реактивной энергии за учётный период:

 

. (10.8)

 

Потери электроэнергии в двигателях. Для крупных отдельных агрегатов возникает необходимость учитывать в электробалансе потери электроэнергии в двигателях и приводимых ими в движении механизмов.

При установившемся режиме работы электродвигателей потери в них определяются как сумма потерь в обмотке, стали и механических. Потери в обмотке для двигателей переменного тока определяются:

 

, (10.9)

 

где rэ – для синхронных двигателей – сопротивление статора, для асинхронных двигателей – сопротивление статора и приведённой к статору сопротивление ротора.

Потери в стали определяются с помощью приборов, которыми оснащены крупные двигатели. Но потери в стали не следует выделять самостоятельной статьёй в электробалансе, ввиду сложности такого выделения. Поскольку потери в стали мало зависят от его нагрузки, как и потери механические, то их целесообразно определять лишь в сумме.

Для машин переменного тока механические потери и потери в стали определяются:

 

∆Эмех+ ∆Эст=(Рх-3Ix2rэр, (10.10)

 

где Рх – мощность холостого хода двигателя определяется по счётчику, либо ваттметру.

Для машин постоянного тока потери в стали составляют незначительную часть по сравнению с механическими потерями. Учитывая к тому же, что на валу двигателя, кроме собственных потерь, имеются ещё механические потери приводимого механизма, можно с достаточной степенью точности пренебречь потерями в стали и считать механические потери двигателя и механизма:

 

∆Эмех=(Рх-Ix2r0р, (10.11)

 

где r0 – сопротивление якоря.

 

10.3 Дополнительные потери электроэнергии, обусловленные несинусоидальными токами.

 

В системах электроснабжения, содержащей нелинейные элементы (вентильные преобразователи, электродуговые печи и др.) даже при синусоидальных э.д.с. возникают несинусоидальные токи и напряжения. Несинусоидальные режимы рассматриваются по отдельным гармоникам. Наличие высших гармоник ведёт к появлению дополнительных потерь активной мощности от несинусоидальных токов и электроэнергии в элементах систем электроснабжения, а так же вызывает ряд нежелательных явлений в питающей сети.

Дополнительные потери определяются расчётным путём и обусловлены следующими обстоятельствами:

· необходимостью определения дополнительных потерь мощности и электроэнергии в условиях эксплуатации и при проектировании,

· необходимостью определения дополнительных потерь при анализе изменения их значения от внедрения средств минимизации высших гармоник с учётом экономической эффективности.

Сведения об увеличении потерь активной мощности и энергии в связи с несинусоидальностью формы кривой напряжения и тока представляют практический интерес, так как дополнительные потери активной мощности должны входить в общий баланс предприятия независимо от причин их возникновения.

Потери электроэнергии в любом элементе системы электроснабжения определяются:

 

∆Э=∆Э50+∆Энс, (10.12)

 

где ∆Э50– потери на частоте 50 Гц, ∆Энс - потери от несинусоидальных токов:

 

, (10.13)

 

где Тр – число рабочих часов элемента электроснабжения, kф,ν – коэффициент формы графика для ν-й гармоники, Iс,ν – среднее значение тока ν-й гармоники, Rν – активное сопротивление элемента для ν-й гармоники.

Коэффициент формы для ν-й гармоники определяется:

 

. (10.14)

 

Среднее значение тока ν-й гармоники определяется:

 

, (10.15)

 

где I1 – действующее значение 1-й гармоники.

Дополнительные потери активной мощности в силовых трансформаторах, КЛ и ВЛ и реакторах определяются по формуле:

 

. (10.16)

 

 

10.4 Экономия электроэнергии на предприятии.

 

Для экономии электроэнергии на предприятии предусмотрены ряд мероприятий:

Перевод электрических сетей предприятия на более высокое напряжение. Экономия электроэнергии определяется следующим образом:

 

, (10.17)

 

где L –длина участков сети, на которых осуществляется повышение напряжения, t – расчётный период времени, ρ – удельное сопротивление материала провода, I1 и I2 - средние значения токов в каждом проводе на низшем и высшем напряжениях, s1 и s2 – сечение проводов сети при низшем и высшем напряжении.

Экономию электроэнергии при проведении реконструкции сетей, связанная с заменой сечения, длины и материала проводов без изменения напряжения подсчитываются:

 

, (10.18)

 

где I – среднеквадратичный ток нагрузки одной фазы, L1, s1, ρ1, L2, s2, ρ2 - соответственно длина, сечение и удельное сопротивление провода участка сети до и после реконструкции.

Компенсация реактивной мощности. Установка компенсирующих устройств реактивной мощности снижает потери активной мощности. Данному вопросу посвящена лекция №9, поэтому здесь рассматриваться не будет.

Установка автоматических ограничителей холостого хода машин. При ограничении режима ХХ машин экономия электроэнергии составит:

 

 

, (10.19)

 

где ε – показатель эффективности, который определяется по справочным данным, Z – число циклов работы, Рд.ном – номинальная мощность двигателя, Твсп – продолжительность межоперационного времени.

Замена малозагруженных двигателей. Если средняя нагрузка двигателя составляет менее 45% номинальной мощности, то замена его менее мощным двигателем всегда целесообразна. При загрузке двигателя более 70% номинальной мощности замена его, как правило, нецелесообразна. При нагрузке 45-70% для определения эффективности и целесообразности замены необходимо проверять расчётом. Замена целесообразна, если суммарные потери уменьшаются:

 

, (10.20)

 

где Qх, Qном – реактивная мощность, потребляемая двигателем из сети при холостом ходе и при номинальной нагрузке, kнсном – коэффициент нагрузки двигателя, Рс, Рном – средняя и номинальная мощность двигателя, kи.п – коэффициент изменения потерь, ∆Рх – потери активной мощности при ХХ, ∆Ра,н – прирост потерь активной мощности в двигателе при нагрузке 100%.

Экономичный режим работы силовых трансформаторов. Экономичный режим заключается во введение в работу и отключение трансформаторов при увеличении нагрузки и при её снижении. Такое включение – отключение используется при установленных на подстанциях нескольких трансформаторах. Обычно, на цеховых ТП число трансформаторов редко превышает двух, поэтому такие режимы работы связаны со специфическими нагрузками.

Уменьшение несимметрии в сетях до 1000 В. Равномерность загрузки фаз обеспечивают за счёт правильного распределения однофазных нагрузок по фазам. Действенным мероприятием по уменьшению несимметрии является установка нейтраллеров на вводах и заземление оболочек кабеля. Мероприятия по выравниванию нагрузки фаз целесообразно проводить на трансформаторах, загруженных более чем на 30% номинальной мощности.

Рациональная эксплуатация цехового электрооборудования. Она заключается в чёткости соблюдения графика по проведению осмотров и ремонтов оборудования, своевременное межремонтное обслуживание.

Рациональное использование осветительных сетей. В настоящее время широкое распространение получают газоразрядные (энергосберегающие) лампы, более экономичные, чем лампы накаливания. Другим техническим средством, позволяющим значительно снизить потери электроэнергии, является применение разнообразных датчиков движения, которые серийно выпускаются многими фирмами для установки их в помещениях с периодически находящимся там персоналом (например, освещение подходов к зданиям, склады и т.п.).




Не нашли, что искали? Воспользуйтесь поиском:

vikidalka.ru - 2015-2018 год. Все права принадлежат их авторам! Нарушение авторских прав | Нарушение персональных данных