Курс лекций по Электроснабжению. Курс лекций для студентов специальности 13. 02. 11 Техническая эксплуатация и обслуживание электрического и электромеханического оборудования (по отраслям)
 Скачать 0.77 Mb.
|
Компенсация реактивной мощностиПод реактивной мощностью понимается электрическая нагрузка, создаваемая колебаниями энергии электромагнитного поля. В отличие от активной мощности реактивная, циркулируя между источниками и потребителями, не выполняет полезной работы. Принято считать, что реактивная мощность потребляется (QL), если нагрузка носит индуктивный характер (ток отстает по фазе от напряжения), и генерируется (Qс) при емкостном характере нагрузки (ток опережает по фазе напряжение).Реактивная мощность запасается в виде магнитного и электрического полей в элементах электрической сети, электроприемниках, обладающих индуктивностью и емкостью. Основными электроприемниками реактивной мощности на промышленных предприятиях являются асинхронные двигатели - на их долю приходится 60 ... 65 % потребляемой реактивной мощности, 20 ... 25 % приходятся на трансформаторы, 10 ... 15 % - на другие электроприемники (преобразователи, реакторы, газоразрядные источники света) и линии электропередачи. Под компенсацией реактивной мощности понимается снижение реактивной мощности, циркулирующей между источниками тока и электроприемниками, а следовательно, и снижение тока в генераторах и сетях. Проведение мероприятий по компенсации реактивной мощности дает значительный технико-экономический эффект, заключающийся в снижении потерь активной мощности:  (1.37)потерь напряжения  (1.38)в лучшем использовании основного оборудования, в увеличении пропускной способности элементов сети по активной мощности:  (1.39)где Qк - мощность компенсирующих устройств. Во вновь проектируемых электрических сетях компенсация реактивной мощности позволяет снизить число и мощность силовых трансформаторов, сечения проводников линий и габариты аппаратов распределительных устройств. Компенсировать реактивную мощность экономически целесообразно до определенных, нормативных значений, установленных для характерных узлов электрической сети. До 1974г. основным нормативным показателем, характеризующим потребляемую реактивную мощность, был коэффициент мощности (cos), определяющий, какую часть при неизменной полной мощности (S) составляет активная мощность (Р). При снижении потребления реактивной мощности Q до значения (Q– Qк) величина угла 1 уменьшается до угла 2 (рис. 1.4), что приводит к увеличению коэффициента мощности при постоянной величине передаваемой активной мощности до значения   Qк Q      Рис. 1.4. Диаграмма, иллюстрирующая работу компенсирующего устройства На границе раздела потребителя и энергоснабжающей организации в зависимости от места присоединения потребителя в энергетической системе средневзвешенное значение коэффициента мощности должно было находиться в пределах 0,85 ... 0,95. Позже, для оценки потребления реактивной мощности был введен коэффициент реактивной мощности:  (1.41)где Qэ - оптимальная реактивная нагрузка предприятия в часы максимума активной нагрузки в энергосистеме; Рз - заявленная предприятием активная мощность, участвующая в максимуме энергосистеме. В дальнейшем с 1982г, с целью более эффективного управления режимами реактивной мощности, энергосистемой для предприятий устанавливаются экономически оптимальные значения реактивной мощности, которая может быть передана предприятию в режимах наибольшей и наименьшей активной нагрузки энергосистемы, соответственно Qэ1 и Qэ2. Для промышленных предприятий с присоединенной мощностью менее 750 кВА мощность компенсирующих устройств задается энергосистемой и является обязательной при выполнении проекта электроснабжения предприятия. Для жилых и общественных зданий компенсация реактивной нагрузки не предусматривается. Существуют два пути снижения реактивных нагрузок: а) снижение реактивной мощности без применения средств компенсации, не требующее больших материальных затрат, которое должно проводиться в первую очередь; б) установка специальных компенсирующих устройств. К естественной компенсации относится следующее: а) создание рациональной схемы электроснабжения за счет уменьшения количества ступеней трансформации; б) выравнивание графика нагрузки и улучшение энергетического режима работы оборудования; в) замена, перестановка или отключение трансформаторов, загруженных в среднем менее 30 % от их номинальной мощности; г) правильный выбор электродвигателей по мощности и типу; д) замена малозагруженных двигателей (менее 45 %) двигателями меньшей мощности; е) переключение статорных обмоток асинхронных двигателей напряжением до 1 кВ с треугольника на звезду, если их нагрузка составляет менее 40 %; ж) улучшение качества ремонта электродвигателей; з) ограничение продолжительности холостых ходов двигателей и сварочных трансформаторов; и) замена асинхронных двигателей синхронными, где это возможно по технико-экономическим соображениям. К специальным компенсирующим устройствам относятся: а) синхронные компенсаторы (СК); б) конденсаторные батареи (КБ); в) статические источники реактивной мощности (ИРМ). Наибольшее применение в сетях потребителей нашли КБ. В сетях с резкопеременной, ударной нагрузкой на напряжении 6-10 кВ рекомендуется применение статических ИРМ. Для компенсации больших реактивных нагрузок, чаще в энергосистемах, применяются СК. В основе расчета мощности компенсирующих устройств при проектировании систем электроснабжения лежит критерий минимума приведенных затрат на конденсаторные батареи до и выше 1 кВ, трансформаторные подстанции (ТП) и потери электроэнергии в питающих ТП электрических сетях [4]. В действующих системах электроснабжения мощность компенсирующих устройств можно определить по следующему выражению: Qк = Рр(tg1 - tg2), (1.42) где Рр – расчетная активная нагрузка потребителя; tg1, tg2 – коэффициенты реактивной мощности соответственно фактический и нормативный. Пример. Активная и реактивная мощность потребителя составляет Р = 18 кВт, Q=26 квар. Рассчитать мощность и выбрать компенсирующее устройство, приняв нормативное значение реактивной мощности tg2 =0,33 (cos = 0,95). Решение. Полная мощность потребителя  Фактический коэффициент мощности  Мощность компенсирующего устройства Qк = Рр(tg1 - tg2); Qк = 18(1,43 – 0,33) = 19,8 квар. Приняв мощность конденсаторных батарей стандартной величиной 18 квар (ближайшая величина, на которую выпускаются конденсаторные батареи), потребляемая реактивная мощность после компенсации составит  Тогда полная мощность  Коэффициент мощности после компенсации реактивной нагрузки  Выбор числа и мощности силовых трансформаторов потребительских ТП 6-10/0,4 кВ Выбор числа и мощности силовых трансформаторов на потребительских подстанциях 6-10/0,4 кВ определяется величиной и характером электрических нагрузок, требуемой надежностью электроснабжения, территориальным размещением нагрузок и перспективным их изменением и выполняется при необходимости достаточного обоснования на основании технико-экономических расчетов. Как правило, в системах электроснабжения применяются одно- и двухтрансформаторные подстанции. Применение трехтрансформаторных подстанций вызывает дополнительные капитальные затраты и повышает годовые эксплуатационные расходы. Трехтрансформаторные подстанции используются редко, как вынужденное решение, при реконструкции, расширении подстанции, при системе раздельного питания силовой и осветительной нагрузок, при питании резкопеременных нагрузок. Однотрансформаторные ТП 6-10/0,4 кВ применяются при питании нагрузок, допускающих перерыв электроснабжения на время не более 1 суток, необходимый для ремонта или замены поврежденного элемента (питание электроприемников III категории), а также для питания электроприемников II категории, при условии резервирования мощности по перемычкам на вторичном напряжении или при наличии складского резерва трансформаторов. Однотрансформаторные ТП выгодны еще и в том отношении, что если работа предприятия сопровождается периодами малых нагрузок, то можно за счет наличия перемычек между ТП на вторичном напряжении отключать часть трансформаторов, создавая этим экономически целесообразный режим работы трансформаторов. Под экономическим режимом работы трансформаторов понимается режим, который обеспечивает минимальные потери мощности в трансформаторах. В данном случае решается задача выбора оптимального количества работающих трансформаторов. Такие ТП могут быть экономичны и в плане максимального приближения напряжения 6-10 кВ к электроприемникам, уменьшая протяженность сетей до 1 кВ за счет децентрализации трансформирования электрической энергии. В этом случае вопрос решается в пользу применения двух однотрансформаторных по сравнению с одной двухтрансформаторной подстанцией. Двухтрансформаторные ТП применяются при преобладании электроприемников I и II категорий. При этом мощность трансформаторов выбирается такой, чтобы при выходе из работы одного, другой трансформатор с учетом допустимой перегрузки принял бы на себя нагрузку всех потребителей (в этой ситуации можно временно отключить электроприемники III категории). Такие подстанции желательны и независимо от категории потребителей при наличии неравномерного суточного или годового графика нагрузки. В этих случаях выгодно менять присоединенную мощность трансформаторов, например, при наличии сезонных нагрузок, одно или двухсменной работы со значительной различающейся загрузкой смен. Электроснабжение населенного пункта, микрорайона города, цеха, группы цехов или всего предприятия может быть обеспечено от одной или нескольких ТП. Целесообразность сооружения одно- или двухтрансформаторных подстанций определяется в результате технико-экономического сравнения нескольких вариантов системы электроснабжения. Критерием выбора варианта является минимум приведенных затрат на сооружение системы электроснабжения. Сравниваемые варианты должны обеспечивать требуемый уровень надежности электроснабжения. В системах электроснабжения промышленных предприятий наибольшее применение нашли следующие единичные мощности трансформаторов: 630, 1000, 1600 кВА, в электрических сетях городов - 400, 630 кВА. Практика проектирования и эксплуатации показала необходимость применения однотипных трансформаторов одинаковой мощности, так как разнообразие их создает неудобства в обслуживании и вызывает дополнительные затраты на ремонт. В общем случае выбор мощности трансформаторов производится на основании следующих основных исходных данных: расчетной нагрузки объекта электроснабжения, продолжительности максимума нагрузки, темпов роста нагрузок, стоимости электроэнергии, нагрузочной способности трансформаторов и их экономической загрузки. Основным критерием выбора единичной мощности трансформаторов при технико-экономическом сравнении вариантов является, как и при выборе количества трансформаторов, минимум годовых приведенных затрат. Ориентировочно выбор единичной мощности трансформаторов может выполняться по удельной плотности расчетной нагрузки (кВА/м2) и полной расчетной нагрузки объекта (кВА). При удельной плотности нагрузки до 0,2 кВА/м2 и суммарной нагрузке до 3000 кВА целесообразно применять трансформаторы 400; 630; 1000 кВ·А с вторичным напряжением 0,4/0,23 кВ. При удельной плотности и суммарной нагрузки выше указанных значений более экономичны трансформаторы мощностью 1600 и 2500 кВ·А. Однако эти рекомендации не являются достаточно обоснованными в следствии быстроменяющихся цен на электрооборудование и, в частности, ТП. В проектной практике трансформаторы ТП часто выбирают по расчетной нагрузке объекта и рекомендуемым коэффициентам экономической загрузки трансформаторов (  ), в соответствии с данными табл. 1.21.Таблица 1.21. Рекомендуемые коэффициенты загрузки трансформаторов цеховых ТП
Важным значением при выборе мощности трансформаторов является правильный учет их нагрузочной способности. Под нагрузочной способностью трансформатора понимается совокупность допустимых нагрузок, систематических и аварийных перегрузок из расчета теплового износа изоляции трансформатора. Если не учитывать нагрузочную способность трансформаторов, то можно необоснованно завысить при выборе их номинальную мощность, что экономически нецелесообразно. На значительном большинстве подстанций нагрузка трансформаторов изменяется и в течение продолжительного времени остается ниже номинальной. Значительная часть трансформаторов выбирается с учетом послеаварийного режима, и поэтому нормально они остаются длительное время недогруженными. Кроме того, силовые трансформаторы рассчитываются на работу при допустимой температуре окружающей среды, равной +40оС. В действительности они работают в обычных условиях при температуре среды до 20 ... 30оС. Следовательно, силовой трансформатор в определенное время может быть перегружен с учетом рассмотренных выше обстоятельств без всякого ущерба для установленного ему срока службы (20 … 25 лет). На основании исследований различных режимов работы трансформаторов разработан ГОСТ 14209-85 [5], регламентирующий допустимые систематические нагрузки и аварийные перегрузки силовых масляных трансформаторов общего назначения мощностью до 100 МВА включительно с видами охлаждения М, Д, ДЦ и Ц с учетом температуры охлаждения cреды охл. Для определения систематических нагрузок и аварийных перегрузок в соответствии с [5] необходимо также знать начальную нагрузку, предшествующую перегрузке и продолжительность перегрузки. Эти данные определяются по реальному исходному графику нагрузки (полной мощности или току), преобразованному в эквивалентный в тепловом отношении в прямоугольный двух- или многоступенчатый график. В связи с необходимостью иметь реальный исходный график нагрузки расчет допустимых нагрузок и перегрузок в соответствии с [5] может быть выполнен для действующих подстанций с целью проверки допустимости существующего графика нагрузки, а также с целью определения возможных вариантов суточных графиков с максимальными значениями коэффициентов загрузки в момент предшествующий режиму перегрузки и в режиме перегрузки. На стадии проектирования подстанций можно использовать типовые графики нагрузок или в соответствии с рекомендациями, также предлагаемыми в [5], выбирать мощность трансформаторов по условиям аварийных перегрузок. Тогда для подстанций, на которых возможна аварийная перегрузка трансформаторов (двухтрансформаторные, однотрансформаторные с резервными связями по вторичной стороне), если известна расчетная нагрузка объекта Sp и коэффициент допустимой аварийной перегрузки та, номинальная мощность трансформатора определяется, как  (1.43)Следует также отметить, что нагрузка трансформатора свыше его номинальной мощности допускается только при исправной и полностью включенной системе охлаждения трансформатора. Что касается типовых графиков, то на настоящее время они разработаны для ограниченного количества узлов нагрузок. Так как выбор количества и мощности трансформаторов, в особенности потребительских подстанций 6-10/0,4-0,23 кВ, определяется часто в основном экономическим фактором, то существенным при этом является учет компенсации реактивной мощности в электрических сетях потребителя. Компенсируя реактивную мощность в сетях до 1 кВ, можно уменьшить количество ТП 10/0,4, их номинальную мощность. Особенно это существенно для промышленных потребителей, в сетях до 1 кВ которых приходиться компенсировать значительные величины реактивных нагрузок. Существующая методика по компенсации реактивной мощности в электрических сетях промышленных предприятий и предполагает выбор мощности компенсирующих устройств с одновременным выбором количества трансформаторов подстанций и их мощности [4]. Таким образом, учитывая вышеизложенное, сложность непосредственных экономических расчетов из-за быстроменяющихся стоимостных показателей строительства подстанций и стоимости электроэнергии, при проектировании новых и реконструкции действующих потребительских подстанций 6-10/0,4-0,23 кВ выбор мощности силовых трансформаторов может быть выполнен следующим образом: в сетях промышленных предприятий: а) единичную мощность трансформаторов выбирать в соответствии с рекомендациями удельной плотности расчетной нагрузки и полной расчетной нагрузки объекта; б) количество трансформаторов подстанции и их номинальную мощность выбирать в соответствии с указаниями по проектированию компенсации реактивной мощности в электрических сетях промышленных предприятий [4]; в) выбор мощности трансформаторов должен осуществляться с учетом рекомендуемых коэффициентов загрузки и допустимых аварийных перегрузок трансформаторов; г) при наличии типовых графиков нагрузки выбор следует вести в соответствии с ГОСТ 14209-85 с учетом компенсации реактивной мощности в сетях до 1 кВ; - в городских электрических сетях: а) имея в наличии типовые графики нагрузки подстанции, выбор мощности трансформаторов следует выполнять в соответствии с ГОСТ 14209-85; б) зная вид нагрузки подстанции, при отсутствии типовых графиков ее, выбор целесообразно выполнять в соответствии с методическими указаниями института “Белэнергосетьпроект” [6]. Пример. Выбрать количество и мощность трансформатора цеховой ТП по следующим исходным данным: Рр = 250 кВт, Qp = 270 квар; категория электроприемников цеха по степени надежности электроснабжения – 3. Решение. Полная расчетная мощность цеха  .По расчетной мощности (368 кВА) требуемому уровню надежности электроснабжения (3 категория электроприемников) можно принять однотранспортную подстанцию с мощностью трансформатора Sнт = 400 кВА. Коэффициент загрузки трансформатора составит  что удовлетворяет соответствующим требованиям (табл. 1.21). 8. Расчет токов короткого замыкания в системах электроснабжения В нормальных режимах работы в электрической сети протекают токи, допустимые для данной установки. При нарушении изоляции проводов или оборудования в электрической сети внезапно может возникнуть аварийный режим короткого замыкания, вызывающий резкое увеличение токов. Значительные по величине токи короткого замыкания представляют опасность для элементов электрической сети и оборудования, так как они вызывают чрезмерный нагрев токоведущих частей и создают большие механические усилия. Кроме того, короткое замыкание в системе электроснабжения вызывает резкое снижение напряжения у потребителей. Понижение напряжения сохраняется до тех пор, пока аппарат под действием защиты не отключит аварийный участок сети. Для сохранения необходимого уровня надежности электроснабжения потребителей применяют быстродействующие релейные защиты и выключатели, которые отключают аварийный участок, уменьшая последствия коротких замыканий. Для обеспечения требуемой работоспособности электрической сети и оборудования кроме расчетов нормальных электрических режимов их работы производят расчеты возможных аварийных режимов, выбирая электрическую сеть и оборудование таким образом, чтобы они выдерживали без повреждения действие наибольших возможных токов короткого замыкания. К  оротким замыканием (КЗ) называют всякое случайное или преднамеренное, не предусмотренное нормальным режимом работы электрическое соединение различных точек электроустановки между собой или с землей, при котором токи в аппаратах и проводниках, примыкающих к месту соединения, т.е. к месту КЗ, возрастают, превышая, как правило, расчетные значения нормального режима.В трехфазных электрических установках различают три основных вида коротких замыканий: трехфазное, двухфазное и однофазное. Трехфазное короткое замыкание является симметричным замыканием. Двухфазное и однофазное короткое замыкание являются несимметричными, так как при их возникновении нарушается симметрия напряжений и токов трехфазной системы. Наиболее часты однофазные КЗ (до 60 % от их общего количества). Значение токов КЗ зависит от мощности источника питания, сопротивления цепи, от вида, а также момента возникновения КЗ и длительности его действия. При расчете токов короткого замыкания в установках напряжением выше 1 кВ пренебрегают активным сопротивлением генераторов, силовых трансформаторов и реакторов, так как они невелики по сравнению с их индуктивными сопротивлениями, что практически не влияет на результат расчета токов короткого замыкания. В кабельных и воздушных линиях большой протяженности следует учитывать активные сопротивления, особенно в кабельных, так как индуктивное сопротивление у них относительно мало. В установках напряжением до 1 кВ активные сопротивления элементов цепи достаточно велики, поэтому при расчете следует учитывать индуктивные и активные сопротивления. Расчет токов короткого замыкания можно производить в именованных (омах, амперах, вольтах и т.д.) или в относительных единицах, т.е. в долях от номинальных или базовых значений. В проектной и эксплуатационной практике расчеты токов короткого замыкания в сетях напряжением до 1 кВ выполняют только в именованных единицах, а в распределительных сетях свыше 1 кВ - производят как в именованных, так и в относительных единицах. Любой элемент трехфазной электрической сети (генератор, трансформатор, реактор) характеризуется номинальными параметрами. Расчет токов короткого замыкания в относительных единицах. В этом случае все расчетные данные приводят к базисному напряжению и базисной мощности. За базисное напряжение принимают номинальные напряжения Uном 0,23; 0,4; 0,69; 6,3; 10,5; 21; 37; 230 кВ. За базисную мощность Sб можно выбрать мощность, принимаемую при расчетах за единицу, например мощность системы, суммарные номинальные мощности генераторов станции или трансформаторов подстанции или удобное для расчетов число, кратное десяти [8]. Расчет токов КЗ в сетях выше 1 кВ выполняется в следующей последовательности. 1. Составляется расчетная схема электрической сети, соответствующая нормальному режиму работы системы электроснабжения, считая, что все источники питания включены параллельно. В расчетной схеме учитываются сопротивления питающих генераторов, трансформаторов, высоковольтных линий (воздушных, кабельных), реакторов. 2. По расчетной схеме составляется схема замещения, в которой указываются сопротивления всех элементов: генераторов, трансформаторов, линий, реакторов и т.п. 3. Намечаются точки для расчета токов КЗ. За расчетную точку КЗ принимается такая, в которой аппараты и проводники находятся в наиболее тяжелых условиях [1]. 4. Задаются базисными значениями напряжения Uб и мощности Sб. 5. Для отдельных элементов схемы принимаются следующие значения индуктивных сопротивлений: - для синхронных генераторов -  сверхпереходное реактивное сопротивление  по продольной оси полюсов: для турбогенераторов  для гидрогенераторов с успокоительной обмоткой -  без успокоительной обмотки  - для синхронных и асинхронных двигателей  - для трансформаторов, если пренебречь их активным сопротивлением, напряжение короткого замыкания Uк (%); - для воздушных линий напряжением выше 1 кВ значение х0 = 0,4 Ом/км; - для кабельных линий напряжением 620 кВ величина х0 = 0,08 Ом/км; - для реакторов сопротивление дается в процентах и переводится в относительные единицы или Омы. Погонное (удельное) активное сопротивление линии определяется по выбранному сечению S или по справочным таблицам. В схеме замещения все указанные сопротивления выражают в относительных единицах и обозначают “” в индексе. 6. Приводятся сопротивления элементов расчетной схемы КЗ к базисным условиям по формулам: |