CC BY
262
Сведения об авторах Кузнецов Николай Матвеевич,
заведующий кафедрой электроснабжения и электромеханики Мирнинского политехнического института (филиала) Северо-Восточного федерального университета им. М.К. Амосова, к.т.н.
Россия, 678170, Республика Саха (Якутия), г.Мирный, ул. Тихонова 5/1 эл. почта: kafesem@rambler.ru
УДК 621.311.1:658.26
А.Е.Веселов, В.В .Ярошевич, Е.А.Токарева, Г.П.Фастий РАЗРАБОТКА КОМПЛЕКСА ЭНЕРГОСБЕРЕГАЮЩИХ МЕРОПРИЯТИЙ В ПРОМЫШЛЕННЫХ РАСПРЕДЕЛИТЕЛЬНЫХ ЭЛЕКТРИЧЕСКИХ СЕТЯХ НАПРЯЖЕНИЕМ 6-10 кВ
Аннотация
Разработан комплекс технических мероприятий по регулированию электропотребления и уменьшению платы за электроэнергию для предприятий Мурманской области. Разработаны методики расчета установившихся режимов на базе энергосберегающего алгоритма регулирования электропотребления и оценки экономических эффектов от внедрения энергосберегающих мероприятий.
Ключевые слова:
энергосбережение, трансформатор, потери электроэнергии, активная и реактивная мощности
A.E.Veselov, V.V.Yaroshevich, E.A.Tokareva, G.P.Fastiy DEVELOPMENT OF ENERGY-SAVING MEASURES COMPLEX IN INDUSTRIAL DISTRIBUTIVE 6-10 kV NETWORKS
Abstract
The complex of technical measures on the energy use regulation and the electrical energy cost decreasing for enterprises of the Murmansk region have been developed. The calculating methods of steady states based on energy-saving algorithm of the energy use regulation and estimate of economic effects from the energy-saving measures introduction have been developed.
Keywords:
energy efficiency, the transformer, power losses, active and reactive powers
В сложившихся исторических условиях экономика России характеризуется высокой энергоемкостью, удельные показатели которой в несколько раз превышают аналогичные показатели экономически развитых стран. Проблема энергосбережения является одной из наиболее актуальных для всего народного хозяйства России. Её успешное решение позволит существенно повысить эффективность использования топливно-энергетических и материальных ресурсов и снизить энергопотребление оборудования.
В настоящее время в связи с резким увеличением платы за потребляемую электроэнергию особую актуальность приобретает проблема мобилизации всех
имеющихся на промышленных предприятиях малозатратных технических мероприятий по энергосбережению. Практическое внедрение подобных мероприятий требует проведения всесторонних исследований, которые, как правило, не могут быть выполнены силами энергослужб предприятий.
Исследования и разработки, проведенные сотрудниками ЦФТПЭС КНЦ РАН в 2003-2009 гг. в области совершенствования режимов работы крупных промышленных предприятий Мурманской обл., показали практическую значимость проблемы энергосбережения в существующих системах электроснабжения (СЭ). В ЦФТПЭС накоплен значительный опыт в области разработки мероприятий по регулированию электропотребления в целях экономии электроэнергии (энергосберегающих алгоритмов регулирования электропотребления) в промышленных электрических сетях и проведения расчетов экономической эффективности подобных мероприятий.
Результаты исследований ЦФТПЭС рекомендованы для использования на промышленных предприятиях Мурманской обл. и опубликованы в печати [1-4].
По результатам анализа режимов электропотребления предприятий разработан комплекс технических мероприятий по энергосбережению (в первую очередь малозатратных) и уменьшению платы за электроэнергию.
Ниже все предлагаемые мероприятия рассмотрены более подробно.
Корректирование показателей договора электроснабжения предприятий
В технической литературе [5] достаточно подробно рассматриваются методы расчета и анализа потерь электроэнергии в электрических сетях, выбора мероприятий по их снижению. В то же время вопросам практического применения этих методов, как показало обследование ряда предприятий России, не уделяется должного внимания. В связи с этим представляет интерес систематизация методов расчета потерь электроэнергии и оценка эффективности их использования применительно к промышленным предприятиям.
В общем случае потери активной электроэнергии (АЖ) в распределительных сетях предприятий состоят из нагрузочных потерь (АЖН ) в элементах СЭ, потерь холостого хода в трансформаторах (АЖХХ.) и потерь на корону в воздушных линиях (АЖК).
Подробная классификация и сопоставительный анализ методов расчета потерь приводится в работе [6], где показано, что наиболее распространены метод числа часов наибольших потерь т и метод средних нагрузок. Метод числа часов наибольших потерь использует для расчета нагрузочных потерь формулу:
АЖН = АРМЛХ ■ т,
где АРМЛХ - потери мощности в режиме максимальной нагрузки сети, кВт.
Метод средних нагрузок использует формулу:
где АРСР - потери мощности в сети при средних нагрузках узлов за время Т, кВт; КФ - коэффициент формы графика мощности или тока.
В практических расчетах за потребление электроэнергии между энергосистемами и предприятиями в настоящее время применяется достаточно хорошо зарекомендовавший себя метод средних нагрузок.
Для расчета потерь электроэнергии в цепи питания, в соответствии с этим методом, требуется знание следующей исходной информации: данные о потреблении активной и реактивной энергии в характерные дни работы предприятия, суточные графики нагрузки, а также каталожные параметры трансформаторов, погонные параметры линий электропередачи.
По этим данным определяются:
1. Коэффициенты заполнения графиков полной нагрузки трансформаторов:
К _ №2+ге 2
3 ■ т ’
°МАХ 1
где SМАХ _^РМАХ + 011АХ - максимальная 30-минутная полная мощность; Т -
время измерения электропотребления в часах, например, за месяц.
2. Коэффициенты формы графиков полной мощности нагрузки:
( С\ Л^Л V
кф =
0І24 + 0.876 2
V Кз у
3. Нагрузочные активные потери энергии в трансформаторах и линиях электропередачи:
Яр +Ж2 2( \
Шн =_£------О.• Кф (цт + ял),
Уср Т
где активное сопротивление трансформатора Ят и участка линии
электропередачи Ял приведены к среднему напряжению УСР сети, в которой
установлены приборы учета электроэнергии.
4. Потери электроэнергии на корону в линиях электропередачи 220 кВ и
выше:
АЖк = АРср • • Т,
где АРСР - среднее значение удельных потерь мощности на корону для
рассматриваемого региона, принимается по данным [7]; /^ - суммарная длина линий.
5. Потери электроэнергии холостого хода в трансформаторах:
АЖх.х. = АРХ.Х. • Т,
где АРХХ. - каталожные потери холостого хода трансформатора.
В результате величина активных потерь энергии в процентах по
отношению к активной энергии ЖР, фиксируемой счетчиками в точках учета
электроэнергии (обычно шины 6-10 кВ), составляет:
АЖн + АЖх х + АЖк Лг\г\П/
АЖР% =---------------н-хх--к .100% .
Р% ЖР
Анализ этой формулы показывает, что значение АЖР% зависит от изменяющихся во времени величин потребления активной ЖР и реактивной
энергий, а также коэффициента Кф, характеризующего форму графика полной
мощности. Процент потерь АЖР% тем выше, чем меньше потребление энергии и
меньше коэффициент заполнения графика нагрузки К3 и, соответственно, выше
коэффициент Кф. В частности, АЖР% является наибольшим, как правило, в
летние месяцы - в периоды малой интенсивности работы предприятий (что характерно для настоящего времени).
Приведенная методика может быть рекомендована для техникоэкономической оценки потерь активной электроэнергии в системах внешнего электроснабжения 35-150 кВ промышленных предприятий с целью корректировки задаваемых энергосистемой договорных показателей в сторону их уменьшения. Расчеты по этой методике для ряда предприятий Мурманской обл. показали, что снижение показателя потерь во внешней сети АЖР% позволит получить экономию в плате за электроэнергию в размере 0.5-1.0%.
Совершенствование показателей компенсации реактивной мощности (КРМ)
В этом разделе основное внимание уделено проблеме использования компенсирующей способности мощных синхронных электродвигателей, что является наиболее актуальным для предприятий Мурманской обл.
В условиях работы с полной загрузкой и при номинальном напряжении на зажимах синхронный двигатель (СД) характеризуется номинальными значениями потребляемой активной мощности РСщМ, потерь активной
мощности АРДМ и располагаемой реактивной мощностью ЯСНДОМ (в режиме
перевозбуждения), которую СД способен выдавать в сеть. Выпускаемые промышленностью СД рассчитаны, как минимум, на работу с «опережающим» значением коэффициента мощности со,?рСд.НОМ _ 0.9( tgфСд.НОМ _ 0,484), т.е.
способны при номинальной активной нагрузке (коэффициент загрузки
Р _ РСд РНдМ _ 1,0) генерировать реактивную мощность:
0 484 ■ РНОМ
лНОМ _и-404 ГСД
ЯНГ _----------—, (1)
ц
где ц - коэффициент полезного действия двигателя.
Применению СД для КРМ посвящена обширная литература [8-11], где в основном исследовался вопрос об определении располагаемой реактивной мощности СД - ЯрАСП, зависящей от типа и параметров СД, степени активной загрузки Р и величины напряжения и на зажимах СД, которое, в общем случае, может быть больше или меньше номинального ин.
Значение коэффициента загрузки Р, характеризующего относительную величину потребляемой СД активной мощности, может изменяться на практике от величины порядка 0.05 (режим, близкий к холостому ходу) до 1.1. Относительная величина реактивной мощности может изменяться от (-0.6) -
режим потребления реактивной мощности до величины располагаемой реактивной мощности QСдСП при рассматриваемых значениях Р и напряжения и.
Отметим, что при неноминальной активной загрузке СД (Р < 1) возможно даже некоторое увеличение выдачи реактивной мощности по сравнению со значением, рассчитанным по формуле (1).
Точные результаты по оценке выдачи активной мощности от СД могут быть получены в случаях, когда известны его параметры из заводского формуляра. Строгая методика расчета базируется на соотношениях, вытекающих из уравнений Парка-Горева [8], применительно к установившемуся режиму работы СД.
Расчетные формулы отличаются для неявнополюсных СД, имеющих одинаковые синхронные реактивные сопротивления по продольной Х, и поперечной Хд осям, и явнополюсных, для которых Х, не равно Хд . К первому типу относятся
все СД, которые имеют одну пару полюсов на роторе (п=3000 об/мин). Ко второму типу относятся СД со скоростью вращения 1500 об/мин и менее.
Приведем расчетные формулы для оценки выдаваемой реактивной мощности СД. Из векторной диаграммы, соответствующей уравнениям Парка-Горева для синхронной машины, следуют нижеприведенные формулы для нахождения QСpАСП'
Сд
1) для неявнополюсных СД:
Q СД.РАСП
(и/ин)2
S,
Сд
Х2
+
С(и/ин)2
Х2
СД.РАСП //т т / т т \2 д2 2
„НОМ _ "V (и /ин ) - Р ■СОЯ Фсд.ном ’
ЛСД
QРpfП - т<»ЕСД'РАС" -
^ СД.РАСП
(2)
(3)
(4)
где Q'Сд.РАСП - располагаемая мощность, рассчитанная из условия поддержания тока
возбуждения СД на предельно допустимом уровне, ^'Сд.РАСП - располагаемая
мощность, рассчитанная из условия поддержания тока статора СД на номинальном уровне.
Формула (4) показывает, что в качестве располагаемой мощности СД следует принять наименьшее из значений, рассчитанных по формулам (2) и (3).
2) для явнополюсных СД:
-2■|Х„ + С(Ха Хд 1 + ¡2■(Хд + С(Ха I -4■
Q'
Сд .РАСП
и/и
н
и/и
н
Г Хд 2 - Х - Хд)2 ^ (и/ин)2
S,
НОМ
сд
2 ■
' Хд 2 - (Х, - Хд)2 ^ \2
(и/ин)2
(5)
л/ 2
[(и/ин) - С2 + Х? р сО 9сд.^ом ] д (и/иН )2
X
п'\
СД.РАСП '
1
V ия у
,->2 2
р С05 Фсд.НОМ , (6)
.16 сд.расп
<2сд.расп = тт\п,, , (7)
СД.РАСП V '
где ПСд РАСП и П"СД РАСП - рассчитаны для тех же условий работы, что и в случае с неявнополюсными СД.
С =т11 + 2 • Хч ■ ЫПфн + К + ^ПЧ>Н(Хс1 - Хд).
В качестве располагаемой мощности здесь также следует принять наименьшее из значений ПсдСП■ определенных по выражениям (5) и (6).
Основным критерием для выбора рационального режима возбуждения СД и, соответственно, решения вопроса об использовании его располагаемой реактивной мощности являются дополнительные активные потери на генерацию реактивной мощности АР д, которые могут быть определены по следующей
расчетной формуле:
2
АРп = (О • П^М + О • ПгК-^>■ (8)
ПСД ПСД.НОМ
где О1 и 02 - расчетные величины, зависящие от параметров конкретного двигателя [12], кВт.
Формула (8) характеризует функциональную связь потерь с величиной реактивной мощности и ее квадратом, что отражает реальную зависимость активных потерь в статоре и роторе СД при приращении выдаваемой реактивной мощности.
Более наглядной является запись формулы (8) в виде удельных потерь в СД при выработке реактивной мощности:
АРп
п
^ кВт ^ О, 02 ПСД
1 +-2------------—— . (9)
СД
кВ • АР у
ПСД .ном ПСД НОМ ПСД НОМ
АРп
Как видно, —— изменяется в зависимости от величины относительной
ПСД
й Псд
загрузки по реактивной мощности-----------— .
ПСД .ном
Следует помнить, что СД не является таким же экономичным источником реактивной мощности, как конденсаторная батарея, имеющая относительные потери активной мощности порядка 0.002 кВт/кВ • АР , то есть 0.2% и менее. Потери активной мощности на генерацию реактивной мощности
АРп
синхронным двигателем —— существенно зависят от его номинальных
ПСД
параметров и числа оборотов. Так, например, для двигателей типовой серии СДН напряжением 6 кВ потери при их номинальной загрузке находятся в
пределах 0.9-5.4%. Из зависимостей для различных СД следует, что чем ниже номинальная мощность и число оборотов СД, тем выше потери АРп в двигателе
на генерацию реактивной мощности.
Так, для быстроходных мощных СД при ПСд = ПСд НОМ характерны
АРп
соотношения —— < 1.5%. Для явнополюсных двигателей (п<3000 об/мин),
ПСД
АРп
в особенности малой мощности РСд НОМ < 1000 кВт характерно —— > 1.5%.
ПСД
Привлечение СД к генерации реактивной мощности требует проведения относительно несложных организационно-технических мероприятий, включающих некоторые добавления в схемы регуляторов систем возбуждения СД. Необходима схема дистанционного изменения тока возбуждения СД, причем эти изменения могут проводиться персоналом вручную или автоматически при установке контактных часов для гарантированной выдачи ПСд в часы максимума энергосистемы.
Полученные в данном разделе результаты об эффективности привлечения СД к КРМ несколько противоречат сложившимся ранее
представлениям об этом вопросе.
Это обусловлено следующими обстоятельствами. В литературе и нормативно-технических документах экономичность генерирования от СД реактивной мощности обосновывалась снижением результирующих активных потерь мощности как в самом СД, так и, главное, в питающей сети - из-за ее разгрузки от реактивных токов. В теории КРМ затраты на оплату реактивной мощности и энергии не учитывались.
В рассмотренном подходе к определению эффективности СД
учитывается, что ущербы в питающей сети из-за повышенных потерь уже
косвенно отражены в тарифах оплаты энергии, а экономический эффект для предприятия выражается величиной конкретного изменения оплаты
электроэнергии после внедрения мероприятий по КРМ.
Отметим также, что рассматриваемый эффект во многом зависит от политики ценообразования, вернее от соотношения цен на активную и реактивную составляющие энергии. При существующей тенденции введения платы за реактивную энергию эффективность привлечения СД к генерации реактивной мощности значительно возрастает.
Таким образом, разработана методика расчета располагаемой реактивной мощности СД при их работе в режиме перевозбуждения и оценки техникоэкономической целесообразности привлечения высоковольтных СД к КРМ.
Достоверность аналитических расчетов подтверждена результатами ранее проведенных экспериментальных исследований с участием сотрудников ЦФТПЭС на действующем СД мощностью 17.5 МВт.
Расчеты по данной методике показали, что при работе в режиме перевозбуждения мощных синхронных турбодвигателей (мощностью до 10 МВт и частотой вращения 3000 об/мин.) комбината «Североникель» практически без затрат обеспечивается выдача реактивной мощности порядка 40 МВ-Ар, что позволяет разгрузить питающую высоковольтную сеть от излишних перетоков мощности и существенно повысить качество электроэнергии.
Напряжения на зажимах электроприемников (ЭП) оказывают влияние на потребляемую ими активную и реактивную мощности, а также на выходные технологические параметры, определяющие производительность оборудования.
Расчет электрических режимов распределительных сетей с учетом зависимостей мощности различных ЭП от напряжения в точках их питания и технических возможностей имеющихся средств регулирования напряжения следует производить, как отмечается в технической литературе [13-15], на базе использования статических характеристик нагрузки (СХН).
Они представляют собой зависимости потребления активной РЭП и реактивной QЭП мощности от напряжения на зажимах ЭП и в общем случае могут быть аппроксимированы квадратичными формулами вида:
Рэп (и ) — Р
эп„
Qэп (и ) — Qэ
а0 + а1
в0 + в
и Г и 1
+ @2 * и2 0
0и о
и Г и 1
+ в2 * и2 0
0 о
(10)
где индекс «0» выражает принадлежность к одному и тому же исходному режиму, для которого и определяются постоянные коэффициенты а 0, аь а2, в 0, в 1, в2, входящие в эту зависимость.
В технической литературе можно найти значения этих коэффициентов для некоторых типов ЭП. В качестве исходного режима чаще всего принимается
номинальный режи^ для котор°го: ио = иэпн ; Рэп0 = Рэпн ; йэпй = йэпн ■
Выражение (10) можно несколько преобразовать, рассматривая не полное фактическое напряжение и , а его отличие от напряжения в исходном режиме Ли = и - и0■
Значительно удобнее также использовать «спрямленные», линеаризированные зависимости, которые получаются при пренебрежении
членами второго порядка малости
РЭП (и) = РЭП0
Qэп (и) = Qэпa
V ио )
из выражения (10):
" ли" ^ ^ ^ и
1 + Кри * — — Р * ~ ЭП0 (1 - КРи) + КРи * —
_ и 0 _ и0 _
" ли „ и"
1 + ^и *и _ 0 _ — QЭПо * (1 - КОи ) + KQU ' и _ и0 _
где Кри и Кди - регулирующие эффекты активной и реактивной мощности нагрузки по напряжению:
К — дРэп К„т, — -
ди
^ РЭП0 ^(рЭП РЭП0 У РЭ
ио (и - и)
2
2
0
Кйи
дйэП /Оэщ ^(ОзлОзЛоУО:
ди
СЭП(
и
'ЭПП
(и — и0 )/ио
Регулирующие эффекты К
ри
и К,
<2и
связаны с коэффициентами,
входящими в выражение (10), следующими соотношениями:
Кри — а1 + 2 • а2,
При линеаризации зависимостей (10) полагаем:
Кди — в1 + 2 • в2 ■
ао — 1 Кри, во — 1 — Кди,
а1 — Кри,
в1 — Кди,
а2 — 0, в2 — 0.
Электроприемники разного вида, подключенные к одним и тем же точкам распределительной сети, могут быть сэквивалентированы зависимостью их суммарной активной и реактивной мощности от напряжения в этом узле:
ли
Рнг (и / — Р
НГ 0 £
1 + К
риэ
внг (и /—а
НГ 0 £
1 + К,
<2и э
и0_
ли
~й~
а
НГ0 £ — £ 0>ЭП0г’ г—1
К
рПэ,
— £ Криг г—1
ЭЩ,
НГ 0г
где РНГ 0 £—£ РЭП 0г;
г—1
К — \ К &ЭП0г
экв ~ аиг * а •
г —1 '¡¿НГ0г
Этими формулами широко пользуются для эквивалентирования комплексной нагрузки в различных узлах сети, если известен процентный состав (по мощности) отдельных видов ЭП, входящих в нее.
По данным [13, 14], отражающим натурные исследования регулирующих эффектов нагрузки при различных уровнях напряжения из реального диапазона (0.9 • ин < и0 < 1.1 • ин ) и различных уровнях загрузки по мощности, значения Кри для комплексной нагрузки узлов промышленных предприятий колеблются в пределах Кри — 0.3 + 1.5. Что касается регулирующих эффектов Кри, то
разброс в их значениях значительно больше.
Нужно заметить также, что если ЭП подключен к общим шинам с напряжением и через эквивалентное сопротивление — ЯЭг + ]ХЭ{ (например, кабельная линия, понижающий трансформатор 6-10/0.4 кВ и т.д.), то на регулирующий эффект данного ЭП по напряжению на общих шинах могут оказать заметное влияние потери мощности на этом сопротивлении.
Исследование возможностей и разработка оптимальных алгоритмов энергоснабжения за счет изменения уровней напряжения в распределительных сетях промышленных предприятий без применения специальной программы расчета сложной сети невозможно. Причем эта программа должна удобно для пользователя моделировать все способы изменения уровней напряжения, используемые на практике, и алгоритмически адекватно отражать тонкость реакции ЭП и компенсирующих устройств (КУ) на изменение напряжения.
Использованная в работе программа позволяет:
• рассчитать уровни и фазу напряжения во всех узлах разветвленной сети, перетоки активной и реактивной мощностей в любых ветвях, потери активной и реактивной мощностей поэлементно и в сумме;
• моделировать подключение к любым шинам сети различных КУ с учетом потерь в них самых;
• вести расчёт как без учёта, так и с учётом статических характеристик ЭП и КУ;
• учитывать коэффициенты трансформации трансформаторов;
• моделировать некоторые другие способы влияния на уровни
напряжения в местной сети, корректировать параметры сетевого оборудования, перераспределение суммарной нагрузки между отдельными секциями сборных шин и др.
Для успешного решения предприятием задачи поддержания напряжения на уровне желаемых величин, необходимо знать данные:
• о схеме и параметрах питающей сети;
• о суточных и, если нужно, сезонных изменениях нагрузки
предприятия;
• о фактических величинах напряжения на шинах трансформатора со
стороны системы и со стороны нагрузки;
• о суточных изменениях напряжения и величинах желаемых
напряжений.
Известно, что каждое изменение нагрузки немедленно отражается на величине напряжений. Так, в часы максимальной нагрузки предприятия оно понижается, а в часы провалов нагрузки напряжение может оказаться недопустимо высоким. Современные схемы питания потребителей, как правило, предусматривают наличие нескольких ступеней трансформации напряжения, а сами электрические сети редко бывают радиальными. Наличие многочисленных потребителей, питающихся от одной и той же сети, приводит иногда к тому, что качество электрической энергии по напряжению зависит как от самого потребителя, так и от режима работы смежных предприятий, питающихся от той же линии. Ставя перед собой задачу регулирования напряжения при его ступенчатом изменении в ту или иную сторону, не следует упускать из виду, что в сетях, связанных через трансформаторы, режим поддержания напряжения в сети низкого напряжения можно, а иногда и более целесообразно осуществлять регулировочными мероприятиями на стороне более высокого напряжения. Следует, однако, иметь в виду, что по мере удаления от точки, в которой непосредственно должно быть отрегулировано напряжение, эффективность регулирующих средств уменьшается, а также возникают трудности одновременного удовлетворения требований различных потребителей или приемников, питающихся от данной сети.
Нагрузка меняется не только в течение суток, но и в течение всего года. Например, наибольшая нагрузка в течение года - это нагрузка в осенне-зимний период, а наименьшая - в летний период. Поэтому регулирование напряжения требуется в зависимости не только от суточных, но и от сезонных изменений нагрузки в течение года.
Изучение литературы и натурные исследования в действующих электрических сетях говорят о том, что энергослужбы предприятий слабо контролируют уровни напряжения в сетях 6-10 кВ и в особенности в сетях 0.4 кВ. Напряжения на зажимах ЭП значительное время суток на 3-5% превышают номинальные значения, что технически допустимо, но экономически расточительно. Действительно, ГОСТ 13103-87 допускает следующие уровни напряжения на зажимах электроприемников общего назначения:
0.95 • ин < и < 1.05 • ин.
Таким образом, если считать, например, что регулирующий эффект активной мощности ЭП по напряжению Кри — 0.3 [8], то получается, что уровни напряжения и — (1.03 + 1.05/ /н приводят к повышенному потреблению активной мощности (энергии) на 1-1.5% от потребления при номинальном уровне напряжения. И, наоборот принудительное поддержание напряжения на минимальном рабочем уровне 0.95 • ин даёт возможность снизить активное энергопотребление на 1.5% по сравнению с номинальным, или на 2.5-3% по сравнению с потреблением при повышенном напряжении.
И еще в большей степени зависит от напряжения потребление реактивной мощности (энергии), так как регулирующий эффект для многих ЭП лежит в диапазоне 2^3.
Возможность снижения потребления активной и реактивной мощности (Р, О) и энергии (Жр, Жд) из питающей сети за счет поддержания пониженых
уровней напряжения в сети предприятия также должна заинтересовать энергослужбы потребителей.
Одним из средств, влияющих, с одной стороны, на уровни напряжения, а с другой - на потери в сетях, являются компенсирующие устройства реактивной мощности нагрузок.
Реакцию потребителей на отклонение напряжения хорошо можно изучить при использовании статических характеристик нагрузок (СХН), то есть р — /(и/О — /(и/. СХН в целом получаются как сумма соответствующих характеристик всех потребителей с учетом потерь в распределительной сети, входящей в узел нагрузки.
Опыт эксплуатации систем электроснабжения ряда промышленных
предприятий Северо-Запада России свидетельствует о целесообразности
пересмотра традиционно поддерживаемых режимов напряжения в
распределительных сетях 6-10 и 0,4 кВ с превышением на шинах питающих подстанций и распределительных устройств номинального напряжения на 5% и более. Рациональным режимом напряжения, обеспечивающим оптимальное потребление активной и реактивной мощности, следует признать режим, когда за счет регулирования на питающих трансформаторах ГПП (110-150/6-10 кВ) и ТП (6-10/0.4 кВ) в часы максимальных нагрузок на шинах 6-10 и 0.4 кВ предприятий напряжения близки к номинальным значениям.
Результаты оптимизационных расчетов режимов напряжения и оценки возможных экономических эффектов, ориентированных на переход от
существующих режимов с превышением уровней напряжений на 5-10% выше
номинальных к режимам с номинальными напряжениями (6.0; 10.0; 0.38 кВ), показали, что за счет уменьшения оплаты электроэнергии возможно получение экономии по самым минимальным оценкам не менее 3.5-4.0% от суммарной годовой платы за электроэнергию промышленных предприятий. Реально эффект будет еще значительнее вследствие непрерывного роста тарифов на электроэнергию.
Оптимизация уровней напряжений в распределительной сети 6, 10 и 0.4 кВ до значений, близких к номинальным, может быть достигнута в результате следующих малозатратных технических мероприятий:
а) регулирование напряжения в головной части схемы, то есть с помощью трансформаторов ГПП, на которых установлены устройства РПН с широким диапазоном регулирования. Основная трудность применения этого технического средства заключается в необходимости согласования регулирования напряжения с энергосистемой;
б) местное регулирование напряжения с помощью внутрицеховых трансформаторов 6-10/0.4 кВ, на которых установлены регуляторы типа ПБВ, то есть с отключением трансформаторов от сети. Реализация этого мероприятия находится в ведении энергослужбы предприятия.
Выполненные исследования позволили разработать комплексный подход к решению проблемы энергосбережения на основе малозатратных технических мероприятий по экономии электроэнергии в системах электроснабжения промышленных предприятий Мурманской обл.
Результаты обследования и анализа режимов работы систем электроснабжения этих предприятий позволили обобщить данные по параметрам нагрузки и электропотребления и разработать комплекс технических мероприятий по энергосбережению (в первую очередь малозатратных) и уменьшению платы за электроэнергию.
В состав предлагаемого комплексного подхода к проблеме энергосбережения следует отнести следующие направления:
• корректировка показателей договора электроснабжения в сторону уменьшения, с учетом коммерческих интересов предприятий;
• совершенствование показателей компенсации реактивной мощности нагрузки предприятий;
• оптимизация уровней напряжений в распределительных электрических сетях 6, 10 и 0.4 кВ.
Разработана методика проведения практических расчетов потерь активной электроэнергии в системах внешнего электроснабжения напряжением 35-220 кВ промышленных предприятий региона с целью уточненной корректировки договорных показателей в сторону их существенного снижения. Расчеты показали, что корректирование показателя потерь во внешних сетях предприятий до рекомендуемых для каждого предприятия значений ДWР% позволяет получить существенный экономический эффект и, соответственно, уменьшение платы за электроэнергию не менее 0.5-1% от годовых показателей.
Рассмотрены вопросы совершенствования показателей компенсации реактивной мощности (КРМ) предприятий. Предложена и детально проработана методика расчета располагаемой реактивной мощности синхронных электродвигателей (СД) при их работе в режиме перевозбуждения. Дается
оценка технико-экономической целесообразности привлечения высоковольтных СД к КРМ, в первую очередь, достаточно мощных (Рн > 630 кВт) и высокооборотных (п > 1000 об/мин). Выполнены технико-экономические расчеты компенсирующей способности СД для предприятий региона. Так, для комбината «Североникель» практически единственным средством решения проблемы КРМ является использование реактивной мощности СД порядка 40 МВАр, так как установка конденсаторных батарей неэффективна вследствие наличия высших гармоник в питающем напряжении. Выдача такой реактивной мощности практически без затрат позволит разгрузить питающую высоковольтную сеть от излишних перетоков мощности и существенно повысить качество электроэнергии.
Достоверность аналитических расчетов по предлагаемой методике подтверждена результатами экспериментальных исследований с участием сотрудников ЦФТПЭС на действующих синхронных двигателях.
Следует отметить, что привлечение СД к КРМ обеспечивается проведением ряда малозатратных организационно-технических мероприятий, связанных с обеспечением дистанционного управления режимом регулирования возбуждения.
Разработан энергосберегающий алгоритм регулирования электропотребления, в основу которого положена методика расчета установившихся режимов работы с использованием математических моделей на базе учета регулирующих эффектов мощности и энергии нагрузки. Этот алгоритм реализован в специальной программе расчета режимов сложных электрических сетей, которая моделирует все способы изменения уровней напряжения на практике и адекватно отражает реакцию всех электроприемников на изменение напряжения.
Результаты оптимизационных расчетов режимов электропотребления и оценки ожидаемых экономических эффектов при переходе от существующих режимов с повышенными уровнями напряжений на 5-10% относительно номинальных к режимам с близкими к номинальным напряжениями (6.0; 10.0;
0.4 кВ) показали, что за счет снижения потребления мощности и энергии из сети системы возможно получение экономии порядка 3.5-4% от суммарной годовой платы за электроэнергию промышленных предприятий.
Следует отметить, что оптимизация уровней напряжений в распределительных электрических сетях до номинальных значений может быть обеспечена за счет технических средств регулирования напряжения, имеющихся в распоряжении энергослужб предприятий.
Подводя итог вышесказанному, необходимо отметить, что внедрение предлагаемого комплекса малозатратных энергосберегающих мероприятий, даже без учета корректировки заявленного максимума мощности, которая представляется проблематичной, позволит получить экономический эффект не менее 5% от годовой платы за электроэнергию. Реально этот эффект будет существенно возрастать вследствие непрерывного роста тарифов на электроэнергию для промышленных предприятий.
Литература
1. Энергосберегающий алгоритм регулирования напряжения в промышленных схемах электроснабжения / В.Л.Благодаров, А.Е.Веселов, А.С.Кострюкова,
B.В.Ярошевич // Физико-технические проблемы надежности эксплуатации электроэнергетических сетей. Апатиты: Изд. КНЦ РАН, 2004. С.86-92.
2. Технико-экономическая оценка потерь во внешних сетях промышленных
предприятий / В.Л.Благодаров, А.Е.Веселов, А.С.Кострюкова, В.В.Ярошевич // Физико-технические проблемы надежности эксплуатации
электроэнергетических сетей. Апатиты: Изд. КНЦ РАН, 2004. С.74-80.
3. Структура и анализ отчетных потерь в энергосистеме / Ю.М.Невретдинов, А.Е.Веселов, А.С.Карпов // Физико-технические проблемы надежности эксплуатации электроэнергетических сетей. Апатиты: Изд. КНЦ РАН, 2004.
C.80-86.
4. Критерий эффективности привлечения синхронных электродвигателей предприятий к генерации реактивной мощности / В.Л.Благодаров, А.Е.Веселов, А.С.Кострюкова, В.В.Ярошевич // Физико-технические проблемы надежности эксплуатации электроэнергетических сетей. Апатиты: Изд. КНЦ РАН, 2004. С.67-73.
5. Железко Ю.С. Выбор мероприятий по снижению потерь электроэнергии в электрических сетях. М.: Энергоатомиздат, 1985.
6. Расчет, анализ и нормирование потерь электроэнергии в электрических сетях. / Ю.С.Железко, А.В.Артемьев, О.В.Савченко. М.: Изд. НЦ ЭНАС. 2002.
7. Справочник по проектированию электроэнергетических систем / под ред. С.С.Рокотяна. М.: Энергия, 1985.
8. Сыромятников И. А. Режимы работы асинхронных и синхронных двигателей. М.: Госэнергоиздат, 1963.
9. Согомонян С.В. Располагаемая реактивная мощность синхронного двигателя при различных режимах его работы: тр. / ВНИИЭ. 1967. Вып. 30. С.45-47.
10. Применение электродвигателей в нефтяной промышленности / П.М.Першина, С.И.Бок, Ю.С.Першин, С.П.Читипаховян. М.: Недра, 1980. С.167.
11. Карпов Ф.Ф., Солдаткина А.А. Регулирование напряжения в электрических сетях промышленных предприятий. М.: Энергия, 1970.
12. Справочник по электроснабжению и электрооборудованию. В 2 т. Т. 1: Электрооборудование / под общ. ред. А.А.Федорова. М.: Энергоиздат, 1986.
13. Маркушевич Н.С. Регулирование напряжения и экономия электроэнергии. М.: Энергоатомиздат, 1984.
14. Расчеты устойчивости и противоаварийной автоматики в энергосистемах / Гуревич Ю.Е., Либова Л.Е., Окин А.А. М.: Энергоатомиздат, 1990.
15. Веников В.А. Регулирование напряжения в электроэнергетических системах. М.: Энергоатомиздат, 1985.
Сведения об авторах Веселов Анатолий Евгеньевич,
доцент кафедры электроэнергетики и электротехники Кольского Филиала ПетрГУ, к.т.н. Россия, 184209, Мурманская область, г. Апатиты, ул. Энергетическая, д. 19
Ярошевич Вера Васильевна,
младший научный сотрудник лаборатории надежности и эффективности оборудования энергосистем Центра физико-технических проблем энергетики Севера КНЦ РАН Россия, 184209, Мурманская область, г. Апатиты, мкр. Академгородок, д. 21А эл. почта: yaroshevich@ien.kolasc.net.ru
Токарева Евгения Александровна,
младший научный сотрудник лаборатории надежности и эффективности оборудования энергосистем Центра физико-технических проблем энергетики Севера КНЦ РАН Россия, 184209, Мурманская область, г. Апатиты, мкр. Академгородок, д. 21А
Фастий Галина Прохоровна,
научный сотрудник лаборатории надежности и эффективности оборудования энергосистем Центра физико-технических проблем энергетики Севера КНЦ РАН Россия, 184209, Мурманская область, г. Апатиты, мкр. Академгородок, д. 21А эл. почта: fastiy@ien.kolasc.net.ru
