В ходе эксплуатации трансформаторов Рх растет вследствие: изменения магнитных свойств магнитопроводов; увеличения зазоров из-за магнитострикции[6]).

2 – Поддержание напряжения в пределах ГОСТ-13109-97.

3 -Применение современных трансформаторов с малыми потерями короткого замыкания;

- Применение в сетях с несимметричной нагрузкой современных трансформаторов со схемами соединения обмоток: «звезда-зигзаг», «треугольник – звезда с нулем», ТМГСУ «звезда-звезда с нулем» [7];

4 -Выравнивание графика нагрузки;

5 - Снижение загрузки трансформатора реактивной мощностью: S_ср=(√W_тр²+V_тр²)/Т

- Оптимизация загрузки за счет изменения количества работающих трансформаторов на двух трансформаторных подстанциях. Кривые на рис. 5 разграничивают зоны оптимальной работы трансформаторов: - ниже кривой – одного трансформатора; - выше кривой – двух трансформаторов.

Так же имеет смысл обсудить преимущества и недостатки включения трансформаторов на параллельную

работу.

Рис. 5

Сравнение режимов работы трансформаторов

7.2. Примеры и решения.

Пример 1. Необходимо рассчитать экономический эффект при замене малонагруженного трансформатора КТП марки ТМ-10/0,4, мощностью 160 кВА, 1960 года пуска в эксплуатацию на новый трансформатор ТМГ-25-10/0,4 МЭТЗ. Средняя нагрузка трансформатора составляет 10 кВА.

Мощность потерь холостого хода нового трансформатора ТМГ-25/10 составляет 0.115 кВт, трансформатора ТМ-160/10 по справочнику составляет 0.56 кВт.

Определим реальные потери холостого хода трансформатора ТМ-160/10:

∆Р_{х.х корр} = ∆Р_х.х* К_сумм =0,56 * 1,568 = 0,878 кВт

Используя справочные данные потерь Р_кз, коэффициент заполнения 0,4 (K_Ф² = 1,5), определим увеличение потерь короткого замыкания по формуле:

∆Р_кз = Р_кз,25 * K_Ф²*(S_СР/S_ном,25)^{2 _} Р_кз,160 * K_Ф²*(S_СР/S_ном,160)²

∆Р_кз = 0,6* 1,5 *0,4 ² - 2,65 * 1,5 *0,0625 ² = 0,144 -0,0155 = 0,1285 кВт

Определим годовую экономию электроэнергии с учетом увеличения нагрузочных потерь:

∆W_год= Т_год*(∆Р_{х.х корр}- ∆Р_х.х2 -∆Р_кз); ∆W_год = 8760*(0,878-0,115-0,1285) =5558,2 кВт*ч

Определим годовую экономию в денежном выражении при тарифе за оплату потерь b_пот = 1,7 руб/кВт*ч:

Э = ∆W_год* b_пот; Э = 5558,2 * 1,7 = 9449 руб

Затраты на мероприятие заключаются в приобретении нового трансформатора (Ц) и его монтаже (стоимость монтажа С_монт - принята условно).

З = Ц + С_монт; З = 52,8 +10,0 = 62,8 тыс.руб

Срок окупаемости данного мероприятия без учета использования вновь демонтируемого трансформатора ТМ-160/10:

Т_ок = З/Э; Т_ок = 62,8 / 3,7646 = 6,65 года

1. Расчет и оптимизация потерь электроэнергии в двигателях.

В установившемся режиме работы электродвигателя потери в них определяются как сумма потерь в обмотках, потерях в стали и механических:

ΔW_дв = ΔW_обм + ΔW_ст + ΔW_мех (24)

Потери в обмотках синхронного (СД) и асинхронного двигателя (АД) определяются:

ΔW_обм = 3*I_р² *R * τ. (25)

Потери в обмотках машин постоянного тока (МПТ) определяются:

ΔW_обм = I_ср² *R_о* τ. (26)

Где: R – сопротивление статора СД; R = (R₁+R₂^’) -сопротивление статора и приведенное к нему сопротивление ротора АД, R_о – сопротивление якоря МПТ.

Механические потери и в стали электродвигателей определяются по формулам:

Для АД И СД ΔW_мех + ΔW_ст =(Р_х -3*I_х² *R₁) *T_пер (27)

Для МПТ ΔW_мех + ΔW_ст =(Р_х -*I_х² *R₀) *T_пер (28)

Где: Р_х –мощность потерь холостого хода, I_х – ток холостого хода двигателя

9. Энергосбережение на промышленном предприятии. Классификация мероприятий.

	Экономия электрической энергии на промышленном предприятии
Оптимизация графика электро-потребления		Оптимальный выбор сетевых элементов		Экономия эл.энергии в освещении		Регулирование скорости вращения эл.привода		Повышение энерге-тических показателей эл.оборудования			Использование возобновляемых источников энергии
Выбор тарифа
1-ставочный; 2-х-ставочный		Оптимальный выбор транс-форматоров		Оптимальный выбор источ-ников света		Насосы с преобразователями частоты		Совершенствование технологии и методов преобразования			Турбины с противодавлением
Дифференциро-ванный по времени суток		Компенсация реактивной мощности		Автоматическое управление освещением				Использование гидроэнергоресур-сов			Котельные на отходах производства
		Симметриро-вание 1-фазных нагрузок						Использование ветроэнергоресур-сов			Использование биотоплива

10. Компенсация реактивной энергии. Цели, нормативы, средства компенсации, размещение компенсирующих устройств в сетях.

Проявление реактивной мощности и энергии свидетельствует о наличии в цепях переменного тока реактивных элементов, преобразующих электрическую энергию в энергию электромагнитного поля. В таблице 8 приведены основные потребители и источники реактивной энергии.

Таблица 8

№ п.п.	Потребители	Источники
	Синхронные генераторы, компенсаторы, двигатели в режиме перевозбуждения	Синхронные генераторы, компенсаторы, двигатели в режиме недовозбуждения
	Реактивное сопротивление ЛЭП	Зарядная мощность ЛЭП
	Асинхронные двигатели	Батареи статических конденсаторов
	Трансформаторы, реакторы	Статические источники реактивной мощности
	Преобразователи, прочие электроприемники

Установка средств компенсации (СК) может преследовать следующие цели:

- снижение потерь электроэнергии, напряжения;

- снижение оплаты за передачу реактивной энергии;

- разгрузка сетевого оборудования: ЛЭП, автотрансформаторов, трансформаторов;

- регулирование напряжения.

10.1. Нормативы

В 2000 году документы, нормирующие потребление реактивной энергии были отменены и до сих пор нет полноценной им замены.

В 2007 году вышел приказ Минпромэнерго от 22.02.2007 № 49 «О ПОРЯДКЕ РАСЧЕТА ЗНАЧЕНИЙ СООТНОШЕНИЯ ПОТРЕБЛЕНИЯ АКТИВНОЙ И РЕАКТИВНОЙ МОЩНОСТИ ДЛЯ ОТДЕЛЬНЫХ ЭНЕРГОПРИНИМАЮЩИХ УСТРОЙСТВ (ГРУПП ЭНЕРГОПРИНИМАЮЩИХ УСТРОЙСТВ) ПОТРЕБИТЕЛЕЙ ЭЛЕКТРИЧЕСКОЙ ЭНЕРГИИ, ПРИМЕНЯЕМЫХ ДЛЯ ОПРЕДЕЛЕНИЯ ОБЯЗАТЕЛЬСТВ СТОРОН В ДОГОВОРАХ ОБ ОКАЗАНИИ УСЛУГ ПО ПЕРЕДАЧЕ ЭЛЕКТРИЧЕСКОЙ ЭНЕРГИИ (ДОГОВОРАХ ЭНЕРГОСНАБЖЕНИЯ)» [8].

В этом документе определен нормативный коэффициент мощности (Tgφ_норм) для потребителей, подключенных к шинам напряжением 0,4÷110 кВ, приведенный в таблице 9.

Таблица 9

Номинальное напряжение сети, кВ	Нормативный коэффициент мощности
0,4	0,35
6÷35	0,4
	0,5

Разработана методика расчета нормативного коэффициента мощности для сетей напряжением 220 кВ и выше. В настоящее время она проходит процедуру согласования в ФСК для выпуска нового приказа по нормативу, полноценно охватывающего сети всех уровней напряжения.

Для того, чтобы его требования начали реализовываться необходимо утвердить «Методические указания по расчету повышающих (понижающих) коэффициентов к тарифам на услуги по передаче электрической энергии в зависимости от соотношения потребления активной и реактивной мощности для отдельных энергопринимающих устройств (групп энергопринимающих устройств) потребителей электрической энергии, применяемых для определения обязательств сторон в договорах об оказании услуг по передаче электрической энергии (договорах энергоснабжения или купли-продажи (поставки) электрической энергии)». В [9] приведен проект этой методики, вышедшей из недр ФСТ. Утверждение документа возможно только после исправления серьезных претензий со стороны всех заинтересованных сторон.

10.2. Средства компенсации, размещение компенсирующих устройств в сетях.

Сравнительная характеристика средств компенсации реактивной мощности приведена в таблице 10.

Таблица 10

№ п/п	Показатель	КУ	СД	СК
	Стоимость (относительная) руб/квар (до перестройки)	НН-12 руб/кВАр; ВН-4 руб/кВАр;		7…15 руб/кВАр
	Потери активной мощности ∆Р	2÷3,5 Вт/кВАр	(2÷10) %	1,4% от выработки
	Возможность плавного регулирования Q	Q=3U^2ωC, ступенчатое	Возбуждением плавное	Возбуждением плавное
	Зависимость от напряжения	Q≡U^2, нет	Q≡U, да	Q≡U, да
	Простота эксплуатации	да	нет	нет
	Недефицитность материалов	да	нет	нет
	Отсутствие шума и подвижных частей	да	нет	нет
	Ремонтопригодность	нет	да	да
	Остаточное напряжение после отключения	да	нет	нет

Основным принципом, определяющим место установки средств компенсации, является установка их в точке потребления реактивной энергии, чтобы исключить переток и потери. По месту установки СК компенсацию разделяют на виды:

1. централизованная компенсация на стороне низшего напряжения;

2. централизованная компенсация на стороне высшего напряжения;

---

Дата добавления: 2015-11-26