Электротехнический-портал.рф

...для студентов ВУЗов электротехнических специальностей и инженеров

  • Увеличить размер шрифта
  • Размер шрифта по умолчанию
  • Уменьшить размер шрифта
Главная Надёжность электроэнергетических сетей и систем Постановка задачи управления надежностью в энергосистемах

Постановка задачи управления надежностью в энергосистемах

E-mail Печать PDF
(5 голоса, среднее 5.00 из 5)

Постановка задачи управления надежностью в энергосистемах

Во времена предреформенной энергетики, в период административного и централизованного корпоративного управления отраслью, надежность электроснабжения потребителей основывалась на следующих базовых принципах: ответственности за территориальное обеспечение электрической и тепловой энергией и комплексе требований к уровню надежности энергоснабжения, прописанных в различных межотраслевых и отраслевых документах.

Реформирование электроэнергетики, образование самостоятельных генерирующих сетевых и сбытовых компаний исключило элемент территориальной ответственности за надежность энергоснабжения потребителей, не предложив взамен никакого другого эффективного инструмента, тем более в условиях ослабления действия положений, обозначенных в отраслевых документах. Скупо сформулированные в законе "Об электроэнергетике" требования к Системному оператору об обеспечении надежности энергосистем проблемы не решают.
Следует добавить, что высокая цена обеспечения повышенного уровня надежности электроснабжения для ответственных потребителей в силу особенностей формирования цены на электроэнергию оплачивается всеми потребителями, в том числе, не претендующими на такую степень надежности. Практически это означает перекрестное субсидирование потребителей по "фактору надежности", что в дальнейшем по мере углубления коммерциализации отношений в рамках энергорынка вызовет активное противодействие. "Бесплатность" надежности в свою очередь будет стимулировать потребителей завышать свои требования и рассматривать любое отклонение уровня надежности от абсолюта как повод для предъявления исков к энергокомпаниям. У последних же при отсутствии внятных нормативов и неявно выраженной ответственности за надежное электроснабжение практически будет полностью отсутствовать мотивация действенного поддержания этого уровня.

Развивающийся рынок электрической энергии и мощности никак не охватывает проблему обеспечения надежного электроснабжения потребителей. Отсутствуют ориентиры, необходимые для ее реализации, никак не прописана ответственность за ее обеспечение, не предполагается координации действий по надежности, оборот надежности как товара или услуги отсутствует и нет необходимых нормативно-правовых документов для его организации.
Вывод, который следует из вышеизложенного, состоит в том, чтобы дополнить концепцию развития рынка в электроэнергетике системой управления надежностью электроснабжения потребителей, основанной на экономических и нормативно-правовых механизмах, охватывающих всех участников процесса, включая и потребителей электроэнергии.

Основные мероприятия по повышению надежности систем электроснабжения объектов

К основным мероприятиям по повышения надежности СЭС относятся: -  повышение надежности ИП; -  повышение надежности отдельных элементов СЭС; -  уменьшение числа последовательно включенных элементов в СЭС (применение глубоких вводов высокого напряжения, применение уп­рощенных схем включения, уменьшение числа трансформаций и коммута­ций и т.п.); -  резервирование элементов СЭС (увеличение числа независимых ИП ,   в том числе применение агрегатов бесперебойного питания (АБП), числа ЛЭП, числа систем шин или секционирование одинарных систем шин РУ и др.), а так же элементов технологической системы; -  внедрение или усовершенствование релейной защиты, противоаварийной автоматики (АЧР, АВР, АПВ), современных систем управления, самозапуска ответственных механизмов и др.; -  изменение технологических процессов с целью снижения требо­ваний к надежности электроснабжения, включая внедрение технологиче­ских защит, блокировок и противоаварийной автоматики, а так же соору­жение складов-накопителей промежуточной или готовой продукции; -  совершенствование системы технического обслуживания и ре­монта электроустановок, а также повышение культуры их эксплуатации; -  подготовка, переподготовка и противоаварийная тренировка об­служивающего персонала с целью повышения его квалификации и практических навыков при локализации или ликвидации аварийных ситуаций СЭС; - увеличение стойкости элементов ЭУ к воздействию окружающей среды (применение электрооборудования и электрических ЛЭП с усилен ной изоляцией, электрооборудования в специальном исполнении: с химостойкими элементами конструкции, пылезащищенном, влагозащищенном, взрывозащищенном и др.). Как при проектировании СЭС, так и в процессе ее эксплуатации уровень надежности, способы повышения надежности выбираются на основании проведения технико-экономических расчетов. Таким образ,  повышение надежности СЭС является комплексной задачей, которая может быть успешно решена на основе технического и экономического анализа ИП, СЭС, технологического производства и условий их функционирования.

Задачи построения системы управления надежностью электроснабжения в РФ

Анализ ситуации в электроэнергетике нашей страны, характер и развитие рыночных отношений, опыт поддержания уровня надежности энергосистем в дореформенный период и обширный зарубежный опыт управления надежностью электроснабжения потребителей позволяют сформулировать некоторые предположения в отношении построения системы управления надежностью в электроэнергетике. Такая система должна базироваться на особенностях формирования рыночной среды в отрасли, выстроенной вертикали диспетчерского управления, созданной инфраструктуре для конкурентной торговли электроэнергией и т. д. Решая задачу построения системы управления надежностью электроснабжения потребителей, прежде всего полезно сформулировать базовые соображения, которые должны быть положены в ее основу:

1. При построении системы и создании ее блоков необходимо исходить из примата поддержания надежности и живучести единой энергосистемы по отношению к коммерческим интересам участников энергорынка. Истоки данного требования берут начало из представления об инфраструктурной значимости электроэнергетики для функционирования и жизнеобеспечения национального хозяйства и социальной сферы страны.

2. Участники энергетического рынка - предприятия энергетики и потребители энергии - должны получать справедливое возмещение относительно затрат и потерь, которые имеют место для поддержания заданного уровня надежности или возникают при снижении его ниже нормативных или договорных значений.

3. Потребителям электрической энергии должна быть представлена свобода выбора желательного для них уровня надежности электроснабжения, обеспечиваемого их платежеспособным спросом. В случае если нормативный или договорной уровень надежности нарушен, потребитель должен получить возмещение ущерба.

4. Управление надежностью электроснабжения потребителей должно базироваться на соответствующей правовой основе - законодательных документах, стандартах, нормативах, регламентах оптового и розничного рынков и т. д., - включающей:

- разграничение зон экономической ответственности субъектов рынка электроэнергии за нарушения системной надежности и надежности электроснабжения потребителей;

- разграничение понятий "форс-мажорные" и "нормативные" условия функционирования электроэнергетики с позиции мер ответственности за возможные отказы;

- регламентация показателей надежности, наиболее пригодных для ее количественной оценки в сфере функционирования энергосистемы и системы электроснабжения потребителей;

- ценовые инструменты экономического управления надежностью электроснабжения потребителя;

- вопросы оценки имущественного ущерба потребителя от нарушения надежности его электроснабжения;

- система страхования рисков в электроэнергетике и, в частности, касательно ответственности поставщиков за нарушение надежности электроснабжения потребителей;

-  обеспечение требуемого уровня надежности в электроэнергетике в процессе формирования прогнозов и стратегий ее развития.

5. Эффективное функционирование системы управления надежностью электроснабжения потребителей должно основываться на количественной оценке комплекса показателей и критериев надежности применительно к каждому из субъектов энергетического рынка. Исходя из такого комплекса показателей следует выстраивать и систему ответственности за нарушения, являющиеся причиной и системных отказов и отказов в электроснабжении потребителей. Это позволит установить виновников возникновения отказов, определять степень их вины и обоснованно привлекать к экономической ответственности. Отсутствие такой регламентации не только снижает мотивацию энергопредприятий к поддержанию надежности функционирования принадлежащих им технологических объектов, но и существенно затрудняет выполнение требований ст. 39 п. 3 ФЗ "Об электроэнергетике" и ст. 547 ГК РФ "О возмещении в полном объеме реального ущерба потребителей при нарушениях электроснабжения".

Ущербы потребителей от перерывов электроснабжения

В задачах организации системы управления надежностью электроснабжения потребителей категория ущерба последних от нарушений - отказов и отключений - занимает важное место. Во-первых, величина ущерба является определяющей при отнесении потребителя к категории обеспечения надежности электроснабжения, а следовательно, к масштабу резервирования его электропитания. В свою очередь это обстоятельство влияет на выбор потребителя относительно желательного для него уровня надежности электроснабжения и соответствующего "тарифного меню". Величина ущерба от перерывов электроснабжения непосредственно отражается в виде экономических санкций к стороне, виновной в нарушении нормального режима электроснабжения.

Разнообразие целей использования категории ущерба от перерывов электроснабжения, множество субъектов электроэнергетического рынка, заинтересованных в корректной его оценке, а также вариабельность конкретных реализаций событий, которые могут способствовать нанесению ущерба потребителям, предопределяют требования к его оценке. Можно даже говорить о необходимости консенсуса всех заинтересованных сторон относительно методологии определения убытка, нанесенного потребителям по причине сбоев в подаче электроэнергии. При этом следует учитывать, что по проблеме определения объема потерь в силу коммерческой заинтересованности сторон расхождения в подходах и величине, как правило, весьма существенны. Практически полностью устарела информация об ущербах потребителей, накопленная в период 1970-1990 гг., поэтому на сегодня ни для целей проектирования, ни для других задач управления надежностью электроснабжения потребителей сведениями мы не располагаем.

Теперь следует обратиться к опыту определения характеристик ущерба зарубежных стран, где экономика находится на высоком уровне развития, и в частности - США. Объемные исследования в этом направлении дали положительный результат. Американские энергокомпании и исследовательские центры располагают довольно полной информацией об ущербах предприятий практически всех технологических направлений, а также убытков от отключений в коммунальном хозяйстве и в быту. Степень подробностей располагаемой информации позволяет использовать последнюю с высокой точностью в целях управления надежностью электроснабжения практически каждого конкретного потребителя.

Аналогичные исследования и разработки, включая систему постоянного мониторинга за ситуацией, связанной с возникновением ущербов потребителей при перерывах в электроснабжении, необходимо организовать и в нашей стране. Такая система должна стать неотъемлемой частью общей системы управления надежностью в энергосистемах.

Расчет ущерба от перерыва в электроснабжении

При выявлении ущерба от перерыва питания время фактического простоя потребителя складывается из времени перерыва электроснабжения и времени, необходимого для достижения нормальной производительности агрегата, цеха. Существует минимально допустимая продолжительность перерыва питания, которая не отражается на работе данного потребителя вследствие инерционности электроприводных и технологических механизмов. Ее значение зависит от характера процесса и специфики производства и колеблется в больших пределах от 1 с до 30 мин.

Различают два вида ущерба от перерыва питания: прямой и косвенный.

В прямой ущерб входят:

1. стоимость простоя рабочей силы;
2. выход из строя или сокращение срока службы механизмов;
3. убытки от энергетических потерь, связанных с утечкой пара, газа, сжатого воздуха, тепла печей;
4. убытки от расстройства технологического процесса;
5. ущерб от брака продукции, порчи сырья, материалов и полуфабрикатов, от увеличения затрат труда, материалов и энергии на единицу продукции.

Косвенный ущерб - убытки от недовыпуска продукции вследствие перерыва питания.

Ущерб имеет место при отклонениях качества электроэнергии от нормированных значений: отклонения напряжения и частоты, колебания напряжения при толчковых нагрузках, несинусоидальность и несимметрия напряжения.
Величина ущерба от перерыва электроснабжения расчитывается двумя способами.
Первый способ основан на анализе отказов и может применяться для анализа вероятного ущерба. Второй способ применим для анализа уже случившегося перерыва в электроснабжении.

Первый способ.

Ожидаемый среднегодовой ущерб от перерыва в электроснабже-нии:

У = УоТ*Эн ,

где У0 - удельный ущерб от недоотпуска электроэнергии потребителя, оп-ределяемый временем перерыва и характером производства, руб/кВт ч; Эн - электроэнергия, недоотпущенная потребителю вследствие нарушения электроснабжения, определяемая по формуле.

Эн = Эпотр*qc,

где Эпотр - годовая потребность предприятия в электроэнергии, кВт ч; qc - вероятность отказа системы электроснабжения, 1/год.

Определение ущербов (убытков) от перерывов электроснабжения промышленных объектов

Для определения оптимального уровня надежности электроснабже­ния потребителей второй группы необходимо знать величину годового ущерба при перерывах электроснабжения, которая определяется особенно­стями технологического процесса, зависит от частоты и длительности пе­рерывов электроснабжения, а также от вероятности совпадения этих пере­рывов с той или иной фазой технологического процесса, если производст­во цикличное или периодическое.

При перерыве электроснабжения длительностью более некото­рого критического времени t0 происходит расстройство технологи­ческого процесса и возникает ущерб. В общем случае время простоя технологической установки, цеха при перерыве электроснабжения может быть определено из выражения:

tn=tэ+tтех+tпуск,

где tэ - длительность перерыва электроснабжения, причем tэ > t0; tтех - время, необходимое для доведения параметров технологического про­цесса после восстановления электроснабжения до регламентируемых ве­личин; tпуск - время пуска технологической установки, равное времени дос­тижения номинальной производительности после восстановления регла­ментируемых параметров режима. Обычно в расчетах используют так называемое приведенное время простоя (t’n), которое равно:

t’n=tэ+tтех+tпуск-t’э+t’пуск

где t'э - приведенное время перерыва электроснабжения; t’пуск - при­веденное время пуска установки;

,

где Пэ - количество продукции, выпущенной за время перерыва электроснабжения; Ппуск - количество продукции, выпускаемой за время пуска установки после перерыва электроснабжения; QH - номинальная (доаварийная) производительность установки. Для многих установок t’э=0.

В общем случае ущерб предприятия при перерыве электроснабжения определяется по формуле

У =Уп+Унз+Унп,

где Уп - составляющая полного ущерба (прямые убытки), ко­торая возникает на отключенной установке из-за потерь и брака продукции, перерасхода энергоресурсов, сырья и материалов, поло­мок оборудования при внезапной остановке, простое и послеаварийном пуске, а также из-за увеличения условно-постоянной состав­ляющей себестоимости продукции (цеховые и общезаводские расхо­ды, амортизационные отчисления и т.д.), если недовыпуск продук­ции после восстановления электроснабжения не может быть воспол­нен; Унз - составляющая полного ущерба, вызываемая недозагрузкой предшествующих или последующих установок технологический це­пи и определяемая теми же статьями убытков, что и Уп; Унп - со­ставляющая полного ущерба, определяемая недополучением пред­приятием прибыли, так называемые косвенные убытки.

Унп=К*Qн*t’n*(Ц-С),

где QH - номинальная или доаварийная производительность установки, цеха, предприятия; t'n - приведенное время простоя установки из-за перерывов электроснабжения; Ц, С - соответственно цена и себестоимость единицы товарной продукции; К - доля в выпуске товарной продукции останов­ленной установки (для концевых товарных цехов К=1).

Если недовыпуск продукции восполняется, например, путем форсирования режима, включением резервных агрегатов, использо­ванием сверхурочных часов работы, то все возникающие при этом дополнительные расходы относят к составляющей прямого ущерба, но зато в этом случае не учитывается перерасход условно-постоянной составляющей себестоимости продукции и составляю­щая ущерба Унп принимается равной нулю. Составляющая ущерба Унз имеет место только в случае сохранения в предшествующих и последующих установках и цехах электроснабжения и отсутствия складов-накопителей промежуточной или готовой продукции, то есть в случаях, когда смежные установки, цехи останавливаются на "горячий простой" при аварийной остановке какого-либо цеха в по­следовательной технологический цепи из-за перерыва его электро­снабжения. С достаточной для расчетов надежности точностью путем кальку­лирования отдельных убытков удается получить зависимости разового ущерба установки, цеха от длительности перерыва электроснабжения - У = f(tэ). Зная показатели надежности (ωв, ТВ) и зависимости У = f(tэ) для лю­бого узла СЭС, можно определить величину ожидаемого годового ущерба:

,

ω - параметр потока отказов в узле СЭС; К - число установок (цехов), питающихся от данного узла СЭС. Определение ущерба предприятия - очень объемная и многовариантная задача, которая должна решаться с использованием ЭВМ. Для предприятий нефтеперерабатывающий и нефтехимической промышленности могут быть использованы алгоритмы и программы для ЭВМ. Для ориентировочных расчетов при решении вопроса перспективного развития электроэнергетических систем или выбора системы питания предприятия часто применяются удельные показатели ущербов, отнесенные к 1 кВт отключенной мощности или 1 кВт-ч недоотпущенной электроэнергии. Для более объективных оценок расчетов необходимо пользоваться интервальными оценками удельных показателей ущерба.

Страхование как инструмент управления надежностью электроснабжения

С точки зрения конечного потребителя электроэнергии приобретение страховки - один из способов управления (выявления, контроля и устранения или минимизации последствий) экономическими рисками перебоев в энергоснабжении. С другой стороны, контроль собственных рисков стимулирует страховые компании к активному взаимодействию со своими клиентами-страхователями, ведь снижая их потенциальные риски, страховщики тем самым снижают собственные расходы, предусмотренные для выплат страховых сумм.

Страховые компании, имея большой опыт проведения мероприятий по предотвращению потерь и так называемый "набор инструментов" управления рисками, могут выступать в качестве активного элемента систем управления рисками в сфере надежности энергоснабжения.
Среди методов управления этой группой рисков в арсенале страховых компаний можно выделить:

-  финансовые "инструменты" (структурирование страховых выплат);

-  участие в управлении техническим риском клиентов (стимулирование создания резервных систем энергоснабжения и систем раннего предупреждения);

-  участие в планировании непрерывной работы клиентов.

Все страховые компании занимаются управлением финансовым риском, но меры контроля и предотвращения потерь у страхователя варьируются. Контроль над потерями застрахованной компании обычно проводится специалистами, нанимаемыми страхователем, хотя иногда непосредственно и сам страховщик предлагает свои услуги по управлению рисками.

Страховые компании также активно участвуют в разработке различных методов управления техническими рисками и стимулируют применение их страхователями путем установления надбавок к страховым премиям. По имеющимся данным, уровень такой надбавки может достигать 20 % для страхователей, которые имеют хороший план действий в аварийных ситуациях.

Среди инструментов управления техническими рисками можно также отметить:

-  разработку строительных норм и правил, способствующих улучшению противостояния катастрофам и стихийным бедствиям;

-  внедрение у потребителей резервных систем энергоснабжения;

- внедрение систем заблаговременного оповещения о стихийных бедствиях.

Известны случаи, когда забота потребителей о повышении надежности их энергоснабжения стимулируется выдачей льготных страховых полисов.

Страховые компании могут способствовать стандартизации технологий управления техническими рисками, а также намечать возможности снижения их посредством использования новых энергосберегающих технологий (помимо всего, это снижает нагрузку на энергосистему в целом, что повышает надежность энергоснабжения в кризисных ситуациях и в определенных пределах сокращает число этих ситуаций).
Максимальная готовность к чрезвычайным ситуациям и снижение продолжительности последующего периода восстановления нормального бизнес-процесса приобретают в последнее время для компаний все большее значение. В силу этого планирование непрерывности деятельности все более часто выделяется в отдельную категорию - риск-менеджмента. Учитывая данное обстоятельство, многие страховые компании предоставляют свои услуги в этой сфере. Страховые компании поощряют компании, занимающиеся планированием непрерывной деятельности и подготовкой к критическим ситуациям, ведь быстрое восстановление энергоснабжения и непрерывность деятельности энергокомпаний очень важны для минимизации последствий от перерывов в работе страхователей, вызванных стихийными бедствиями и энергетическими авариями.

Рассмотрение страхования применительно к проблеме надежности энергоснабжения крайне значимо и своевременно в условиях, когда отношение потребителей к отключениям электроэнергии обостряется, а суды начинают рассматривать так называемые "потери данных" в качестве материального ущерба, подлежащего возмещению с применением традиционных способов страхования собственности.

Экономия электроэнергии в линиях.

Потери электроэнергии в линиях зависят от значения сопротивлений и тока, пропускаемого через линии. Сопротивление действующих линий может считаться практически постоянным. Отсюда следует, что для уменьшения потерь электроэнергии возможен один путь – уменьшение протекающего через них тока. Уменьшить значение тока можно например использованием в работе значительного количества резервных линий. При наличии параллельных линий желательно из соображений экономии электроэнергии держать их включенными параллельно. При проектировании системы электроснабжения предприятия необходимо выбирать вариант, при котором отсутствуют реакторы, или вариант с минимальными потерями в реакторах. С этой точки зрения рассматриваемые варианты должны обязательно сопоставляться по технико-экономическим показателям. Так например система электроснабжения предприятия на напряжение 6 кВ с реакторами должна сравниваться с системой электроснабжения на напряжение 20 кВ без реакторов.

Экономия электроэнергии в шинах.

При питании мощных приёмников электроэнергии (электрические печи и пр.), как правило, применяют многополюсные шинопроводы. Если применять расположение шин, как указано на рис. 14.1 а, то потери электроэнергии в таком шинопроводе будут значительно больше, чем при расположении показанном на рис. 14.1 б. Это объясняется тем, что при расположении шин, показанном на 14.1 а сильно сказывается ''эффект близости'', при котором резко возрастает индуктивное сопротивление шин и соответственно увеличивается реактивная составляющая тока, что в конечном счёте приводит к увеличению общего тока и соответственно потерь мощности и энергии.

При расположении шин, приведённом на рис. 14.1 б, взаимодействие магнитных полей таково, что их действия взаимно уничтожаются и увеличение реактивного тока незначительно. Потери мощности и электроэнергии в этом случае уменьшаются почти вдвое по сравнению с расположением на рис. 1.1 а.

1.1 Шихтовка полос шин и шинопроводов.

а)  Неправильная, имеющая повышенные потери электроэнергии;

б) правильная.

Экономия электроэнергии за счёт применения повышенных напряжений.

Установка понижающих трансформаторов с высшим напряжением 110, 32, 10 и 6 кВ вблизи приёмников электростанции и сокращение длины цеховых сетей напряжением 0,69-0,23 кВ дают значительную экономию электроэнергии. Однако, чем выше напряжение питающих сетей, тем дороже электрооборудование (кабельные и воздушные линии, выключатели и т.д.). Рекомендованные в своё время для глубокого ввода напряжение 35 кВ не нашло широкого применения в системах промышленного электроснабжения, так как оказалась слишком высокой для большинства промышленных предприятий. Эксплуатация систем промышленного электроснабжения показала, цеховых подстанций целесообразно ограничивать мощность (принцип разукружения подстанций) используемых трансформаторов 1000 кВА с вторичным напряжением 4000 В и 1800-2500 кВА с вторичным напряжением 35 кВ требуется ток равный:

При таких незначительных токах для питания цеховых подстанций целесообразно было бы применять воздушные линии со стальными проводами, так как кабели с медными жилами на напряжение 35 кВ имеют минимально допустимое сечение 3´70 мм2 с пропускной способностью 11800 кВА, а кабели с алюминиевыми жилами – 3´50 мм2 с пропускной способностью 8000 кВА.

Однако прокладка по территории промышленных предприятий воздушных линий напряжением 35 кВ с П-образными и АП-образными опорами практически исключена. Кабелей со стальными жилами напряжением на 35 кВ промышленность не изготовляет. Эти обстоятельства в основном и послужили причиной того, что напряжение 35 кВ не получили широкого применения для распределительных внутренних сетей. Для осуществления глубокого ввода на промышленных предприятиях рационально применять напряжение не 35 кВ, а 20 или 18 кВ (10,5 √3=18кВ).

Напряжение 20 кВ, как показала практика эксплуатации систем электроснабжения в СССР и за рубежом, позволяет сооружать линии с простыми, дешёвыми свечеобразными опорами (подобно опорам линий 6 и 10 кВ) небольших габаритов, что важно в условиях промышленного предприятия, территория которого, как правило, заполнена различными сооружениями и коммуникациями.

В этом случае для питания трансформаторов мощностью 1800 кВА потребуется ток, равный

Минимальные сечения алюминиевого провода 16-25 мм2, выбранные по условиям механической прочности и экономической целесообразности, будут близки к наименьшим сечениям по допустимой плотности тока. Стоимость отключающих аппаратов на напряжение 230 кВ значительно ниже, чем на напряжение 35 кВ.

Применение напряжение 20 кВ для сетей промышленных предприятий позволяет выполнит решение руководящих органов о сокращении расходов электроэнергии на потери в электрических сетях промышленных предприятий.

Применение напряжения 66 В в цеховых сетях также значительно сокращает потери электроэнергии и расход цветового металла. Опыт эксплуатации цеховых сетей напряжением 660 В в ряде отраслей промышленности доказал бесспорные преимущества этого напряжения.

Однако в настоящее время в СССР для распределительных сетей, которые являются наиболее протяжёнными, в основном  применяются напряжения 6 и 10, реже 35 кВ.

Напряжение 6 кВ с точки зрения экономии электроэнергии не является перспективным, но занимает значительное место в системах электроснабжения (СЭС) всех категорий. Например в Мособлэнерго оно составляет около 80 %, а в г. Саратове – около 70% и т.д. Поэтому анализ сетей напряжением 6 кВ нами ведётся для того, чтобы показать возможности экономии электроэнергии в распределительных сетях при  переходе на напряжение 10 кВ.

Современный быстрый рост электрических нагрузок приводит нередко к техническому пределу использования существующих СЭС. Для улучшения качества напряжения (например в системе Мособлэнерго отклонения напряжения составляют 15-20 %) применяют регулирование напряжения у силовых трансформаторов, а для обеспечения питания новых потребителей сооружают параллельно прокладываемые линии. Однако эти меры не решают проблемы обеспечения промышленных предприятий и городов электроэнергией требуемого количества и качества.

Использование в этих случаях напряжения 20 кВ в распределительных сетях позволяет не только значительно уменьшить потери электроэнергии в линиях, но и существенно сократить число трансформаций за счёт укрупнения трансформаторных подстанций. В 1975 году было указание перевести распределительные сети с напряжения 6 кВ на напряжение 10 кВ. Это решение, хотя и является правильным, недостаточно, так как требует значительных затрат на реконструкцию сетей, к моменту завершения которой, в связи с постоянным ростом нагрузок может потребоваться дальнейшее повышение напряжения.

По анализу перевода электрических сетей с напряжения 6 кВ на 20 кВ выполнено много научно-исследовательских работ. Проведённые расчёты при исследовании систем электроснабжения Мособлэнерго, полученные в МЭИ, позволили сделать заключение о том, что при заменен напряжение 6 кВ на 20 кВ экономия электроэнергии составит 19,35 млн.руб.

За срок амортизации (около 25 лет) с учётом динамики роста нагрузок общая экономия в результате сокращения составит примерно 2 млрд.руб.

Для реконструкции СЭС проектные организации нередко принимают бесперспективные решения. Так, например в проекте реконструкции систем электроснабжения г. Саратова рекомендован переход на напряжение 10 кВ. Однако сети напряжением 6 кВ в этот период составляли в СЭС г. Саратова 80 % и только 20 % сетей было выполнено на напряжение 10 кВ.

Перевод сетей города на напряжение 10 кВ займёт не менее 10 лет, и мощность потребляемая городом к окончанию его перевода на напряжение 10 кВ, потребует дальнейшего повышения напряжения. Расчёты (на примере части города) показали, что перевод сетей г. Саратова на напряжение 20 кВ был бы значительно экономичнее, затраты на СЭС 20 кВ были бы рациональными на протяжении 25-30 лет.

Основные возражения электроснабжающих организаций и ведомств, производящих и употребляющих электроэнергию, заключается в следующем: в СССР не выпускают трансформаторы, кабели и аппаратуру на 20 кВ (трансформаторы тока и напряжения, разъединители, изоляторы, реакторы, предохранители и пр.). На эти возражения можно ответить следующим образом:

  1. Трансформаторы напряжением 220/110/35 кВ выпускаемые Министерством электротехнической промышленности, можно за несколько часов переключить со звезды на треугольник и получить трансформаторы напряжением 220-110/20 кВ.
  2. Затруднений по выпуску кабелей 20 кВ нет. В настоящее время кабели на напряжение 20 кВ у нас выпускаются, но цена их завышена..
  3. Измерительные трансформаторы напряжения на 20 кВ в СССР выпускаются серийно.
  4. Измерительные трансформаторы тока на 20 кВ в СССР также выпускаются серийно. Не выпускаются на эти напряжения лишь трансформаторы тока на малые токи (50/5, 100/5 и т.д.), однако производство их на базе выпускаемых не вызовет особых затруднений.
  5. При производстве комплектных распределительных устройств разъединители не требуются. Для других случаев стоимость на напряжение 20 кВ и процесс его производства совершенно не измениться по сравнению с разъединителями на напряжение 10 кВ, так как высота изолятора изменяется мало, а масса фарфора возрастает всего на 2 %.
  6. Изоляторы на напряжение 20 кВ могут выпускаться в любом необходимом количестве, при этом уменьшится число выпускаемых изоляторов на напряжение 6 кВ.
  7. Выпуск выключателей на напряжение 20 кВ и токи 400-2000 А действительно потребуется. Выключатели на токи выше 2000 А в СССР серийно не изготовляются. На небольшой период времени (2-3 года) можно воспользоваться выключателями на токи  менее 2000 А, производимыми серийно в соцстранах, например в Болгарии. Применение выключателей на напряжение 20 кВ приведёт к резкому уменьшению количества выключателей в СЭС. При этом они будут обеспечивать значительно большую пропускную способность. Схемы электроснабжения станут проще и надёжнее. Затраты цветного металла уменьшаться.
  8. Реакторов на напряжение 20 кВ может и не потребоваться, если исследовать установку двух последовательно включенных реакторов напряжением 6-10 кВ, выпускаемых нашей промышленностью.
  9. Положение с плавкими предохранителями аналогично положению с выключателями, но значительно проще в решении. Удорожание предохранителей составляет не более 1 %.

Сокращение или исключение дополнительных устройств в СЭС, которые расходуют значительное количество электроэнергии.

В настоящее время при симметрировании трёхфазной системы применяют симметрирующие устройства (СУ). В этом между цеховым трансформатором и приёмниками в СУ теряется дополнительно не менее 10 % электроэнергии и требуется установка (будем говорить упрощённо) ещё одного устройства по мощности, равного мощности питающего трансформатора. Исключить СУ можно с заменой питающего трансформатора со схемой соединения обмоток звезда–звезда трансформатором со схемой соединения обмоток звезда–зигзаг. При этом потери и стоимость трансформатора возрастут на 2-3 %. Но за счёт исключения СУ сокращаются потери электроэнергии на 5-8 % и отпадает необходимость в производстве симметрирующего оборудования.

Аналогичное положение имеет место при установки дополнительных фильтрокомпенсирующих устройств (ФКУ) при несинусоидальности формы кривой тока и напряжения. Устанавливая выпрямительные устройства по 12-24 фазной схеме, можно значительно сократить несинусоидальность и обойтись без ФКУ.

Внесение изменений в тарифную систему оплаты за электроэнергию потребителями, питающимися от энергосистем.

Не только шаг стандартных номинальных мощностей трансформаторов, но проводимая тарифная политика способствует завышению устанавливаемых мощностей трансформаторов. В настоящее время потребитель штрафуется в десятикратном размере за перерасход электроэнергии (даже кратковременный), а при её недоиспользовании взимается штраф в полном  размере неупотребляемой электроэнергии.

На основании приведённых нами научно-исследовательских работ можно утверждать, что и штрафы и сокращённая шкала номинальных мощностей трансформаторов приводят к низкому коэффициенту использования трансформаторной мощности.

Влияние качества электроэнергии на её перерасход.

Всякое ухудшение качества электроэнергии влечёт за собой её перерасход. Такое положение справедливо и для тех случаев, когда это ухудшение лежит в пределах нормы и соответствует ГОСТ. При перерасчётах, связанных с проектированием и эксплуатацией СЭС, не учитывают потери, возникающие в устройствах, применяемых для поддержания напряжения на допустимом уровне. Так, например, для трансформаторов с устройствами РПН это потери в регулирующих устройствах.

На основании большого количества исследований, проведённых в МЭИ, можно утверждать, что установка регулирующих устройств любого типа (за исключением технологических) обусловлена выбором нерационального номинального напряжения для СЭС. Поэтому при проектировании и эксплуатации СЭС следует по возможности не применять регулирующие устройства (симметрирующие, фильтрокомпенсирующие и т.д.), так как они приводят к дополнительным капиталовложениям, загружают заводы и министерства электротехнической промышленности ненужными заказами, увеличивают расход чёрных и цветных металлов, изоляции и самое главное, вызывают большие потери электроэнергии.

В последнее время обращают внимание и на такой показатель качества, как отклонение частоты напряжения от номинальных значений, который также приводят к потерям электроэнергии. Производственные затраты обусловленные некачественной электроэнергией не оцениваются и не учитываются, что на наш взгляд, делать необходимо. Для этого целесообразно разработать приборы, которые на каждом производстве давали бы возможность сопоставлять количество и качество продукции предприятия, как функцию от качества электроэнергии.

Существующие в настоящее время санкции, направленные на повышение качества электроэнергии, являются, как правило, односторонними, например, штрафование потребителей за перерасход или недоиспользование заявленной электроэнергии, в то время, как питающие энергосистемы не несут никакой материальной ответственности за плохое качество отпускаемой электроэнергии.

Влияние электробаланса промышленного предприятия на экономию электроэнергии.

Для того чтобы сэкономить электроэнергию, необходимо прежде всего знать, на какие цели и в каком количестве она расходуется. Определение статей расхода электроэнергии и является основной задачей составления электробаланса промышленных предприятий.

Ежегодное составление электробаланса позволяет наблюдать за результатами мероприятий по рационализации электрохозяйства промышленного предприятия. Так например, анализируя изменение общего и удельного расходов электроэнергии на производство сжатого воздуха, можно сделать вывод о рациональности мероприятий, проводимых в компрессорных установках с целью уменьшения расхода электроэнергии.

Электробаланс промышленного предприятия должен состоять из приходной и расходной частей (активной и реактивной мощностей).  В приходную часть включается электроэнергия полученная от энергосистемы или от сетей других потребителей, а также выработанная электрическими установками предприятия (генераторы промышленных ТЭС и ГЭС, СК и конденсаторы).


Обновлено 20.07.2013 19:33  
Интересная статья? Поделись ей с другими:
Читайте также :

» Роль электроэнергетики в современном мире

История цивилизации — история изобретения все новых и новых методов преобразования энергии, освоения ее новых источников и в конечном...

» Электроэнергетическое хозяйство России

Электроэнергетика занимается производством электрической энер­гии, ее транспортировкой и распределением с помощью линий...

» Принципы и факторы размещения электроэнергетики

Функционирование топливно-энергетического комплекса России базируется на развитии электроэнергетики, угольной и нефтегазовой...

» Северо-Западный федеральный округ

Основная часть добычи нефти, газа и угля сконцентрирована на востоке округа, а потребление — в западной части, что обусловливает...

» Приволжский федеральный округ

Поволжский экономический район специализируется на нефтяной и нефтеперерабатывающей, химической, газовой, обрабатывающей...

Основное меню

Авторизация


© 2016 Электротехнический портал. Все права защищены.

Яндекс.Метрика