8. 3 Основные потребители реактивной мощности на предприятиях
 Скачать 1 Mb.
|
|
8.3 Основные потребители реактивной мощности на предприятиях Реактивная мощность потребляется как электроприемниками, так и элементами сети. Потребление реактивной мощности по существу, не связано с потреблением активной мощности и обусловлено параметрами сети переменного тока и режимами ее работы. Реактивная мощность потребляется любым элементом электрической сети, в которой ток отстает от приложенного напряжения. Реактивная мощность генераторов, даже в сумме с реактивной мощностью, генерируемой линиями передач, недостаточна для покрытия потребности в ней, особенно в режимах набольших нагрузок. При подключении к электрической сети активно-индуктивной нагрузки они в процессе работы потребляют из сети помимо активной мощности Р и реактивную мощность Q. Основными потребителями реактивной мощности являются: АД (60÷65% от общего потребления), трансформаторы (20÷25%), вентильные преобразователи, реакторы, воздушные и кабельные электросети, другие приемники (10%). В зависимости от характера электрооборудования предприятия его реактивная нагрузка может составлять до 130% активной. Электродвигатели применяются в приводах различных производственных механизмов на всех промышленных предприятиях. В установках, не требующих регулирования скорости в процессе работы, применяются исключительно электроприводы переменного тока (асинхронные и синхронные двигатели). Нерегулируемые электродвигатели переменного тока – основной вид электроприемников в промышленности, на долю которого приходится около 2/3 суммарной мощности. Доля электропотребления асинхронными двигателями напряжением 0,38 кВ составляет, например, в машиностроении 52%. Электротермия, электросварка, электролиз и прочие потребители составляют около 1/3 суммарной промышленной нагрузки. К электротермическим приемникам, потребляющим реактивную мощность, можно отнести: дуговые электропечи для плавки черных и цветных металлов, установки индукционного нагрева для плавления и термообработки металлов и сплавов, электросварочные установки, термические коммунально-бытовые приборы. Индукционные печи имеют низкий коэффициент активной мощности cosφ: от 0,1 до 0,5. Электросварочные установки переменного тока дуговой и контактной сварки представляют неравномерную и несинусоидальную нагрузку с низким коэффициентом активной мощности: 0,3 – для дуговой и 0,7 – для контактной сварки. Электрохимические и электролизные установки имеют cosφ = 0,8÷0,9. Установки электрического освещения с дуговыми, ртутными, натриевыми, ксеноновыми лампами без индивидуальных конденсаторов характеризуются невысоким коэффициентом мощности cosφ =0,5÷0,75. Потребляемая реактивная мощность асинхронного двигателя (АД) определяется по формуле: QАД = Q0 + Qн  ,где Q0 – реактивная мощность намагничивания (холостого хода) АД; Qн – потери реактивной мощности в АД на рассеяние при номинальной нагрузке; Кз.д = Р/Рн – коэффициент загрузки АД. При номинальной нагрузке АД значения обеих составляющих реактивной мощности (Q0, Qн) примерно равны и можно принять, что QАД = 2Q0. При Кзд = 0 потребляемая двигателем реактивная мощность равна реактивной мощности намагничивания QАД = Q0. В паспортах АД приводятся значения cos φ при номинальной нагрузке, что позволяет легко определить Q0 и QАД при любом значении Кз.д. В АД значение Q0 составляет около 50% номинальной мощности. Реактивная мощность, потребляемая трехфазным силовым трансформатором, расходуется, как и в АД, на намагничивание магнитопровода трансформатора Qт.0 и на создание полей рассеяния Qт: Qт = Qт0 + Qт  ,где Кз.т = S/Sн.т – коэффициент загрузки трансформатора. Значения Q0 трансформаторов составляют 2÷5% их номинальной мощности. Это объясняется отсутствием воздушного зазора в магнитопроводе трансформатора и малым потреблением реактивной мощности на намагничивание (в несколько раз меньше, чем АД). Так как число трансформаций напряжения в системе электроснабжения достигает 3-4 и имеет тенденцию к росту до 5-6, то суммарная номинальная мощность трансформаторов во много раз больше, чем суммарная номинальная мощность АД. Поэтому суммарная реактивная мощность, потребляемая трансформаторами энергосистемы, обычно превышает реактивную мощность, потребляемую всеми асинхронными двигателями, присоединенными к ее сети. Из всей потребляемой трансформаторами реактивной энергии около 80% расходуется на намагничивание. Передача значительного количества реактивной мощности по линиям и через трансформаторы системы электроснабжения невыгодна по следующим основным причинам:
 , - потери активной мощности, вызванные протеканием активной мощности Р; ΔРр - дополнительные потери активной мощности, вызванные протеканием реактивной мощности Q и пропорциональные квадрату ее значения.
 ,где ΔUa – потери напряжения, обусловленные передачей активной мощности; ΔUp – потери напряжения, обусловленные передачей реактивной мощности. Дополнительные потери напряжения ΔUp увеличивают отклонение напряжения на зажимах приемника от номинального значения при изменениях нагрузок и режимов электрической сети, следовательно, приводят к снижению качества электроэнергии. Это требует установки средств регулирования напряжения. Приближение источников реактивной мощности к местам ее потребления и снижение потребления реактивной мощности из энергосистемы в значительной степени разгружает питающие линии электропередачи и трансформаторы от реактивной мощности.
Из сказанного следует, что технически и экономически целесообразно предусматривать дополнительные мероприятия по уменьшению передачи и потреблению реактивной мощности. 3.4.1 Режим работы нейтрали в установках напряжением выше 1 кВ Электротехнические установки напряжением выше 1 кВ согласно Правилам устройства электроустановок (ПУЭ) разделяются на установки с большими токами замыкания на землю (сила тока однофазного замыкания на землю превышает 500 А) и установки с малыми токами замыкания на землю (сила тока однофазного замыкания на землю меньше или равна 500 А). В установках с большими токами замыкания на землю нейтрали присоединены к заземляющим устройствам непосредственно или через малые сопротивления (например, трансформатор тока). Такие установки называются установками с глухозаземленной нейтралью. В установках, имеющих малые токи замыкания на землю, нейтрали присоединены к заземляющим устройствам через элементы с большими сопротивлениями (например, трансформаторы напряжения). Такие установки называются установками с изолированной нейтралью. В установках с изолированной нейтралью замыкание одной из фаз на землю не является коротким замыканием (к.з.), а лишь анормальным режимом. Прохождение тока через место замыкания обусловлено проводимостями (в основном, емкостными) фаз относительно земли. Если в одной из фаз трехфазной системы, работающей с изолированной нейтралью, произошло замыкание на землю, то напряжение этой фазы относительно земли станет равным нулю, а напряжение остальных фаз относительно земли линейным (междуфазным), т.е. увеличится в  раз. Из-за малой величины ток замыкания на землю (отсутствует замкнутый контур для его прохождения) практически не влияет на систему междуфазных напряжений и режим работы электроприемников, и не вызовет аварийного отключения линии. Сеть и поврежденная линия остаются включенными и в течение некоторого времени (обычно в течение 2 ч до обнаружения места замыкания) продолжают работу; питание потребителей не прерывается. Таким образом, изоляция нейтрали источника питания обеспечивает надежность электроснабжения. Другим достоинством такого вида сетей является отсутствие устройств заземления нейтрали, что снижает стоимость сети.Однако в сетях с изолированной нейтралью (особенно в кабельных сетях) в месте замыкания возникает перемежающаяся дуга, которая периодически гаснет и вновь зажигается, что наводит в контуре с активными, индуктивными и емкостными элементами э.д.с, превышающие номинальные напряжения в 2,5÷3 раза. Эти перенапряжения могут нарушить работу некоторых приемников и привести к пробою изоляции в других местах и других фазах сети. Поэтому такие перенапряжения в системе при однофазном замыкании на землю недопустимы. Чтобы предотвратить возникновение перемежающихся дуг между нейтралью и землей включают индуктивную катушку с регулируемым сопротивлением. Повышение напряжения относительно земли в неповрежденных фазах при наличии слабых мест в изоляции этих фаз, а также тепловое воздействие дуги в месте короткого замыкания, могут вызвать междуфазное короткое замыкание. Для исключения перехода однофазного замыкания в междуфазное определяют допускаемый ток Iдоп, который протекая в течение 2 ч, не вызывает перехода в междуфазное короткое замыкание. Значение Iдоп находится в пределах 5÷30 А. Нижний предел принят для генераторов, верхний – для кабелей напряжением 6 кВ. Для воздушных линий напряжением 35 кВ Iдоп=10А, для кабелей напряжением 10 кВ - Iдоп=20 А. Кроме того, напряжение в неповрежденных фазах повышается в раз, следовательно, изоляцию всех фаз необходимо выполнять на линейное напряжение, а не на фазное, что приводит к удорожанию сети, машин и аппаратов. Поэтому, хотя и разрешается работа сети с изолированной нейтралью при замыкании фазы на землю, его требуется немедленно обнаружить и устранить.При глухозаземленной нейтрали замыкание одной фазы на землю является однофазным к.з. и приводит к срабатыванию защитных аппаратов, т.е. сеть отключается автоматически. В таких сетях напряжение фаз относительно земли при любых режимах не выше фазного номинального напряжения, также исключаются возможности возникновения перемежающихся дуг. Рассматриваемый режим характеризуется следующими недостатками: около 75% всех повреждений в электрических сетях относятся к однофазным замыканиям на землю, что при глухозаземленной нейтрали приводит к отключению и перерывам в электроснабжении потребителей; - сети значительно усложняются и удорожаются применением заземляющих устройств и установкой защитных аппаратов на каждой фазе. Однако это удорожание компенсируется тем, что изоляция фазных проводников может быть рассчитана на фазное напряжение, а не на междуфазное, как в изолированных сетях. В сетях с глухозаземленной нейтралью токи однофазного короткого замыкания могут превосходить токи трехфазного к.з.. Для ограничения этих токов в системах электроснабжения применяют заземление нейтралей не всех работающих трансформаторов, а только некоторой части. Разземление части нейтралей приводит к уменьшению тока однофазного к.з. до величины тока трехфазного к.з., определяющего отключающую способность выключателей. Число заземленных нейтралей регулируется диспетчером системы электроснабжения. Для разземления нейтралей применяют однополюсные заземлители ЗОН, параллельно с которыми устанавливаются разрядники. Разрядник защищает изоляцию нулевых выводов обмоток на случай работы с разземленной нейтралью. Этот разрядник выбирают по классу изоляции на одну ступень ниже линейной изоляции. Выбор режима нейтрали в установках напряжением выше 1 кВ производится при учете следующих факторов: экономических; возможности перехода однофазного замыкания в междуфазное; влияния на отключающую способность выключателей; возможности повреждения оборудования током замыкания на землю; релейной защиты и др. 3.4.2 Режим работы нейтрали в установках напряжением до 1 кВ Электроустановки напряжением до 1 кВ работают как с глухозаземленной (четырехпроводные сети), так и с изолированной нейтралью (трехпроводные сети). В наиболее распространенных четырехпроводных сетях напряжением до 380 В, общих для силовых и осветительных электроприемников, нейтраль и нейтральный провод обязательно заземляются, поскольку контроль изоляции нейтрального провода относительно земли практически неосуществим. Нейтральный провод, не имеющий заземления, с неустраненными скрытыми дефектами изоляции представляет собой пожарную опасность, так как при однофазном замыкании на землю образуется петля для протекания тока к.з. через нейтральный провод (рисунок 3.3). При относительно малом сечении нейтрального провода этот ток может вызвать значительный его перегрев и возгорание. В четырехпроводных сетях необходимо также осуществить заземление всего оборудования на заземленную нейтраль. При однофазных замыканиях на землю в сетях с глухозаземленной нейтралью протекают большие токи короткого замыкания, безопасность при этом обеспечивается немедленным автоматическим отключением аварийного участка. При этом однофазное замыкание не переходит в междуфазное. На неповрежденных фазах напряжение относительно земли не повышается, и изоляция может быть рассчитана на фазное, а не на междуфазное напряжение. Однако при частых однофазных замыканиях на землю возникают тяжелые условия работы отключающих аппаратов, что может привести к повреждению обмотки трансформаторов.
В трехпроводных сетях (рисунок 3.4) трехфазные двигатели, печи, сварочные аппараты и другие трехфазные электроприемники включаются на линейное напряжение. Однофазные электроприемники соединяют по схеме треугольника, распределяя их равномерно по сторонам треугольника напряжений. Рассмотренные выше преимущества и недостатки трехпроводных сетей напряжением 6÷35 кВ с изолированной нейтралью распространяются и при напряжении до 1 кВ. Однако в сетях напряжением до 1 кВ перемежающиеся дуги при однофазном замыкании на землю не возникают, и установка дугогасящих катушек не требуется. Однако емкостные токи при замыканиях на землю представляют опасность для персонала при соприкосновении с фазой. Безопасные значения токов могут быть только в малоразветвленных сетях с хорошим состоянием изоляции. Электроустановки с изолированной нейтралью следует применять при повышенных требованиях в отношении безопасности (торфяные разработки, горные карьеры, угольные шахты и др.) и при условии надежного контроля изоляции сети для быстрого обнаружения персоналом замыкания на землю. Системы с изолированной нейтралью, как правило, не имеют четвертого (нулевого) провода, поэтому их исполнение экономичнее по сравнению с четырехпроводной сетью с глухозаземленной нейтралью. В электроустановках напряжением 500 и 660 В нейтраль, как правило, изолирована.
Таким образом, в странах СНГ с изолированной нейтралью работают следующие сети: - трехфазные с напряжением 3÷35 кВ; - трехфазные трехпроводные сети напряжением до 1000 В при малоразветвленных сетях; - двухпроводные сети постоянного тока напряжением до 1000 В; - все сети напряжением до 1000 В, для которых требуются защитные меры, не связанные с защитным заземлением (например двойная изоляция) по условиям охраны труда; С глухо заземленной нейтралью работают: - сети напряжением 110 кВ и выше; - четырехпроводные сети на напряжение 380/220 В при сильно разветвленных сетях; - трехпроводные сети постоянного тока. 3.5 Основные сведения об электроэнергетике Республики Казахстан Электроэнергетика Республики Казахстан имеет следующую организационную структуру, состоящую из экономически независимых образований:
Электрические сети КЕGОС, являющиеся связующим звеном между мощными производителями, РЭКами и крупными потребителями, объединяют энергетические предприятия республики различных форм собственности в Единую электроэнергетическую систему (ЕЭС) Казахстана. Оперативное управление объектами Национальной сети, региональными электросетевыми компаниями и производителями электроэнергии осуществляется центром диспетчерского управления (ЦДУ) ЕЭС Казахстана и региональными диспетчерскими центрами (РДЦ). В энергетическом отношении в Казахстане принято рассматривать три зоны, имеющие свои особенности.
Актюбинская и Уральский энергоузлы получали до 90% потребляемой электроэнергии из России из-за отсутствия генерирующих мощностей и технологически входили в объединенные энергосистемы Урала и Средней Волги, с которыми имеют развитые связи. Данные узлы не имеют связи между собой и с остальными энергосистемами Казахстана. Мангистауская и Атырауская энергоузлы связаны между собой протяженными линиями и практически самодостаточны. Атырауский энергоузел имеет также весьма протяженные связи с Уральским энергоузлом, но с ограниченным перетоком мощностей, а также с Астраханским энергоузлом России, питающим насосные станции водовода «Волга – Мангышлак». Разобщенность и слабые связи энергоузлов и зон Казахстана объясняются существовавшей ранее ЕЭС СССР, когда руководствовались общесистемной целесообразностью без учета административных границ и огромными расстояниями (более 3 тыс.км с Востока на Запад). Создание сетей высокого класса напряжения на большие расстояния при малых потоках электроэнергии неэкономичны и вызывают определенные трудности при эксплуатации. В Казахстане функционируют свыше 50 электростанций различной ведомственной принадлежности с суммарной установленной мощностью около 19000 МВт, эксплуатируются линии электропередачи различных напряжений. Электроэнергетика Казахстана занимает центральное географическое положение между энергосистемами Центральной Азии, Восточной и Западной части России. Центром формирования ЕЭС Казахстана является ее Северный регион, в котором сосредоточены около 73% источников электроэнергии и имеются развитые электрические сети 220÷500÷1150 кВ, связывающие ЕЭС Казахстана с ЕЭС России и ОЭС стран Центральной Азии. ЕЭС Казахстана занимает значительную территорию (более 2 млн.км2) и расположена в центре транспортной магистральной электрической сети 500÷1150 кВ Евразийского континента с направлениями:
В объединении ЕЭС СНГ электрическая сеть ЕЭС Казахстана играет важную роль связующего звена в ЕЭС России (между ОЭС Урала и ОЭС Сибири), а также в объединении ОЭС Центральной Азии с ЕЭС стран Содружества. В структуре электропотребления Казахстана доля промышленности составляет около 53%. С предполагаемым вводом энергоемких потребителей и реализацией «прорывных» проектов, эта доля может увеличиться до 58% к 2030 году, т.е. ожидается устойчивый рост электропотребления Республики Казахстан. Доля коммунально-бытового потребления, в целом, по республике может возрасти с 18% до 20% за счет роста качества жизни и благосостояния населения. Казахстан обладает значительными запасами топливно-энергетических ресурсов, пригодными для использования на электростанциях для выработки электрической и тепловой энергий. На долю угля и урана приходится более 70% из общих доказанных запасов, на базе которых и предлагается развитие новых базовых электростанций в ЕЭС Казахстана. Доля нефти около 16%, природного и попутного газа - около 8%. Значительно высокая стоимость нефти, по сравнению с каменным углем, не позволяет использовать ее в качестве топлива в электроэнергетике. Применение природного и очищенного газа в энергетике Казахстана ограничивается следующими регионами: на западе, в районах добычи, и на юге Казахстана (г. Алматы) для улучшения экологической обстановки. Для обеспечения прогнозируемой собственной потребности в мощности и создания экспортного потенциала основными направлениями развития электроэнергетики РК в период до 2030 года являются:
Примерами выполнения плана развития энергетики Казахстана можно назвать следующие объекты ЕЭС Казахстана, построенные и введенные в эксплуатацию в период с 2007 г. по 2009 г. по проектам АО КазНИПИИТЭС «Энергия»:
При проектировании каждого из названных электросетевых объектов институтом были применены новые технические решения:
Эти технические решения позволяют обеспечить надежное электроснабжение дефицитных регионов. На рисунке 3.5 приведена карта-схема с размещением существующих и перспективных объектов электроэнергетики Республики Казахстан на период до 2030 года. 3.6 Влияние энергетических сооружений на окружающую среду и основные мероприятия по ее охране Охрана природы от вредного воздействия промышленных отходов и выбросов – одна из самых серьезных проблем современности. Мировое сообщество встревожено уроном, который человечество уже нанесло и наносит всей природе, окружающей нас: лесам, озерам, рекам, воздуху, которым мы дышим. При принятии решений в энергетическом секторе экологические аспекты приобретают все большее значение, так как любая деятельность человека, требующая производства энергии и превращения ее в формы, пригодные для конечного использования, оказывает сопутствующие воздействия, которые при достижении определенного уровня наносят ущерб окружающей среде. Степень загрязнения окружающей среды тепловыми электростанциями (ТЭС) зависит от ее типа и мощности. Выбросы сернистых соединений, окислов азота, окиси углерода, а также золы имеют место на всех ТЭС, разница заключается только в объеме этих выбросов. В окружающую среду подогретой водой и горячими дымовыми газами рассеивается более 60% исходной энергии топлива. Это является характерным показателем используемых в настоящее время термодинамических циклов. В результате с течением времени может произойти потепление на Земле («парниковый эффект»), что вызовет повышение уровня Мирового океана и затопление прибрежных зон континентов со всеми вытекающими негативными последствиями. Поэтому необходимо сократить сжигание органического топлива (углерода). Указанные потери теплоты не могут быть радикально снижены при дальнейшем совершенствовании существующей технологии паротурбинных электростанций, если не принимать во внимание комбинированное производство теплоты и электроэнергии, доля которого в общем производстве энергии ограничена. Необходимо учитывать, что выработанная энергия в процессе ее передачи и потребления также в значительной мере превращается в теплоту и рассеивается в окружающую среду - природные водоемы и атмосферу. Международные соглашения, одним важнейшим из которых является Киотский Протокол Рамочной конвенции ООН об изменении климата, также будут оказывать влияние на будущее развитие централизованного теплоснабжения на ТЭЦ. Более интенсивное использование комбинированного производства тепла и электроэнергии в сочетании с централизованным теплоснабжением является одной из главных альтернатив для повышения эффективности использования топлива и сокращения уровня выбросов парниковых газов. При подборе места сооружения ТЭС нужно уделять особое внимание выбору площадей для золоотвалов, имеющих внушительные размеры |
составят:
